14mm遇水自膨胀封隔器在裸眼水平井分段压裂中的应用

14mm遇水自膨胀封隔器在裸眼水平井分段压裂中的应用

0自膨胀封隔器技术遇水自膨胀封隔器由基础管道和因水而膨胀的特殊橡胶材料制成，不需要机械或手动封闭器，可取代传统封闭器进行环间空腔密封。经过10余年的发展,国外公司对该技术已完成从理论设计、室内试验到现场应用的转化,多家公司开发了各具特色的自膨胀封隔器技术,如哈里伯顿的EasyWell系列遇油遇水膨胀封隔器技术,TAM公司的TAMFREECAP系列可膨胀封隔器技术等,除在完井堵水方面的应用外,在储层改造领域形成了完井/压裂一体化技术,即利用遇水/遇油自膨胀封隔器代替常规封隔器工具进行层间封隔分段压裂,压裂完成后直接完井生产,降低了作业成本,提高了施工的可靠性。近年来,国内在引进国外自膨胀封隔器工具的同时,也进行了理论方面的相关研究和实践,并尝试了自膨胀封隔器的国产化生产和现场推广应用。但目前国内自膨胀封隔器主要应用于分层堵水、辅助完井和辅助固井等低压作业,在分层压裂等高压作业方面还处于空白状态。为此,笔者在自膨胀封隔器机理研究的基础上,针对水平井裸眼分段压裂工艺,开发了适用于Ф152.4mm井眼的Ф144mm遇水自膨胀封隔器,并根据水平井裸眼压裂现场施工工艺进行了关键技术试验。自2012年6月起在中石化华北分公司红河油田和大牛地气田进行了6井次的现场应用,累计下入封隔器16套,现场封压效果良好。1结构和技术1.1双层胶筒技术水平井裸眼分段压裂用Ф144mm遇水自膨胀封隔器结构如图1所示,主要由接箍、基管、端环和内、外双层遇水自膨胀胶筒等组成。内、外双层胶筒采用不同的遇水自膨胀橡胶材料制成,外层胶筒具有高强度、高硬度和低膨胀率的特点,可满足水平井裸眼段下入的要求,减小下入过程中裸眼段对封隔器的磨损以及封隔器提前膨胀的问题。内层胶筒相对外层胶筒强度有所减小,但维持较快的膨胀速度,为膨胀封压的核心层。1.2井眼封压时间Ф144mm遇水自膨胀封隔器基管外径114mm、材质P110钢级,胶筒外径144mm,耐温150℃,有效封隔能力每米不小于15MPa,清水介质下针对Ф152.4mm井眼的有效封压时间为4~7d。根据现场地层封隔要求,制作了系列规格的遇水自膨胀封隔器,如表1所示。2受压缩影响封隔器安全性多级滑套分段压裂施工属于高压作业,对封隔器封压性能要求较高,遇水自膨胀封隔器须在预定时间内胀封,并达到理想的封压效果。同时,必须保证下入过程中封隔器不提前膨胀而影响下入的安全性。针对水平井裸眼段投球滑套+裸眼封隔器分段压裂施工工艺要求,影响遇水自膨胀封隔器现场应用的关键因素有:(1)钻井液环境中封隔器膨胀是否可控,可否安全下入到位;(2)在完井液环境下可否在预定时间内快速实现封压,并长时间保持高封压性能。为此,对以上现场应用关键技术进行了针对性研究和性能验证。2.1自膨胀封隔器膨胀试验工具管串下入过程是在钻井液环境中,整个下入时间为10~20h。因此必须保证下入过程中遇水自膨胀封隔器的膨胀率可控。在室内针对现场钻井液环境进行了封隔器膨胀试验,90℃时Ф144.0mm遇水自膨胀封隔器在钻井液环境中的膨胀曲线如图2所示。由图可知,在30h后封隔器外径膨胀至146.4mm,在Ф152.4mm井眼中可安全下入。2.2膨胀介质试验目前,水平井裸眼段分段压裂工具管串入井后,井内全部置换为质量分数2%的KCl溶液。根据遇水自膨胀封隔器的膨胀特点,膨胀介质矿化度越高,膨胀速度越慢。为此,试验中采用质量分数5%的KCl溶液作为膨胀介质,外层模拟井筒内径为160mm(模拟Ф152.5mm井筒扩大率为5%的情况),进行膨胀时间及封压性能试验,试验结果如图3所示。由图可知,遇水自膨胀封隔器在第6天时实现封压,并在第8天达到每米15MPa的封压能力,该膨胀速度满足现场应用要求。该试验共进行156d,封隔器一直能够保持每米15MPa的封压能力,验证了封隔器在质量分数5%的KCl完井液中的膨胀和封压性能以及封隔持久性。3现场应用效果Ф144mm遇水自膨胀封隔器于2012年6月起在中石化华北分公司红河油田HH37P57、HH36P107等6口井进行了现场应用,其中在HH36P107井中单井下入7套,验证了封隔器的下入安全性及封压性能。3.1hh37p57井3.1.1段长度及井水平段HH37P57井是红河油田红河37井区内的一口水平井,完钻井深2458.00m(斜深)/1724.07m(垂深),完钻层位长62油组,水平段长度600.70m,152.4mm裸眼完井,采用裸眼封隔器+投球滑套预制管柱进行8段压裂改造。该井水平段较长,平均井径158.5mm,井眼扩大率在4%左右,井眼轨迹不理想,波动较大,对多级滑套压裂预制管柱顺利下到设计位置有一定影响。该井水平段测井解释成果如图4所示。在第8压裂层段泥质含量较高,预计压裂施工压力会较高。同时,在其层段上方与顶部封隔器间有水层,因此加放遇水自膨胀封隔器进行封隔,以避免压裂过程中将水层压裂,造成油井大量出水而水淹油层。3.1.2第8段是裂曲线该井前期通井和裸眼封隔器等工具串下入施工正常。第1~7段压裂施工顺利,压差滑套及投球滑套均正常打开,最高施工压力30MPa,压裂曲线如图5所示。在进行第8段施工时,憋压球到位后油管压力上升至46.5MPa,滑套打开,但施工泵压继续上升至50MPa,稳压一段时间后无地层破裂显示。停泵泄压后重新施工,最大泵压达64MPa,并进行短时稳压,地层仍无压降显示,最后只能放弃该层的压裂。由于该段滑套位置处于泥页岩层,前后2次稳定而又较高的施工压力证明施工过程中无窜层出现,从而验证了遇水自膨胀封隔器良好的封隔性能。3.2hh36p107井3.2.1裸眼段封隔井HH36P107井位于甘肃省平凉市崆峒区索罗乡姚王村张洼社,采用投球滑套进行裸眼水平段10级压裂施工。该井井眼较大,平均井径达165mm,且多处为椭圆形井眼,采用液压金属膨胀封隔器无法实现有效封隔,最终采用液压金属膨胀式裸眼封隔器和遇水自膨胀封隔器结合的方式实现裸眼段封隔。该井基本数据如下:最大井斜92.15°,井深3494m,水平段平均井径166.5mm,上层套管直径177.8mm,完井管柱直径114.3mm,井底温度63℃,回接插管位于2250m处,钻井液密度为1.23g/cm3。下入的遇水自膨胀封隔器相关参数见表2。3.2.2整体管柱的下提和下沉根据井况需要在该井一次性下入7套遇水自膨胀封隔器,总下入时间21h,完井管串下入顺利,下入完成后进行整体管柱的上提和下放,摩阻无异常显示。该井工具下入与压裂施工间隔8d,压裂施工曲线如图6所示。从图6中可以看出,各级滑套均打开顺利,打开压差和地层破裂压力明显,证明各层段封隔效果良好,其中第5段最高施工泵压达52MPa,施工正常,未发生窜层。4mm遇水自膨胀封隔器的效果(1)研制的Ф144mm遇水自膨胀封隔器操作简单,封压性能可靠,适用于裸眼水平井分段压裂作业。(2)现场试验结果表明,Ф144mm遇水自膨胀封隔器