自膨胀封隔器技术研究

自膨胀封隔器技术研究

近年来，国家非常重视开发磺酰胺气、致密砂岩气等常规油气藏资源，水平井钻技术的应用日益广泛。因为它可以显著提高这一油气藏的开发效率。水平井固井存在质量差、顶替效率低、压裂窜槽严重以及水泥浆对储层污染等技术难题。为了保护储层,增加井筒与油层的接触泄油面积,减少渗流阻力,提高单井产量和最终采收率,通常采用裸眼完井代替传统的固井+射孔完井作业。在这种高温、高压、出砂等复杂井眼条件下,如何有效地实现分段智能完井来克服水平井筛管完井后的出水问题,如何解决鱼骨状水平分支井等小井眼使用的小尺寸完井工具的下入问题,如何解决热采井出砂造成的筛管损坏停产等缩短有效生产周期的问题,都对常规封隔器提出了新的挑战。自膨胀封隔器以其简单、灵活和可靠的性能解决了这些问题。在国外从概念到应用仅有10a时间,技术主要集中在斯伦贝谢、威德福等几家公司手中,至今已有超过20000多套应用于海洋和陆地环境。国内应用较少,且以国外产品为主导。国内研究自膨胀封隔器的机构较少,且存在橡胶种类单一、胀封时间长等问题,因此,加强自膨胀封隔器关键技术研究是非常有必要的。1劳动原则和技术特点1.1遇水膨胀橡胶自膨胀封隔器是一种以遇油/遇水膨胀的橡胶为密封材料,选用常规套管或油管作为基管,通过将橡胶与基管缠绕硫化为一体而制成的封隔器,其整体结构紧凑、简单,如图1所示。自膨胀封隔器随完井管柱下入井内,当到达需要隔离的层段时,遇油或遇水膨胀橡胶接触井眼内液体开始持续膨胀。遇水膨胀橡胶是基于渗透膜原理研制的高分子材料,主要由橡胶本体和亲水性物质组成。橡胶本体是疏水性材料,但当其中亲水性物质与水接触后,由于半透膜内外有盐度差,水分子通过扩散、毛细以及表面吸附等物理作用穿过半透膜进入橡胶内,吸水性物质被水溶解后,橡胶内外渗透压差增大,促使其进一步吸收水分,完成充填环空的过程。低矿化度越低、温度越高,膨胀速度越快,胀封的胶筒如果暴露在干燥或者酸性环境中,水分子还会渗透出来,使胶筒收缩。遇油膨胀橡胶是基于吸油溶胀原理制备的亲油性功能高分子材料。该材料在传统橡胶基体上引入亲油性官能团或亲油性组分,当油浸入橡胶基体,亲油性组分迅速与油结合并溶解膨胀。遇油膨胀橡胶在高温中比在常温中膨胀速度快,在轻油中比在重油中膨胀速度快,胀封后即使是暴露在干燥、高矿化度水中或者酸性环境中,胶筒也不会收缩。1.2自膨胀封隔器的优点传统的裸眼封隔器包括压缩式和水力扩张式2种。压缩式裸眼封隔器虽然可以在较短的密封长度内实现较大的封隔压差,但膨胀率较低,对井眼规则程度要求较高,外径尺寸较大,下入过程存在遇卡风险。水力扩张式封隔器膨胀率大,但寿命短、封隔压差低,而且胶筒在通过狗腿度较大井段时易损坏失效。自膨胀封隔器相对于上述2种封隔器具有如下优点:1)封隔器无机械运动部件,简化了整体结构并可以减小外形尺寸,便于下入,更适用于超深井、大位移井、大斜度井等复杂油气井的完井作业,能够提供比传统裸眼封隔器更长的胶筒密封长度。2)操作简捷,无需单独下入坐封工具,简化了完井施工工艺,提高了完井作业效率,降低了成本。3)橡胶受井壁尺寸限制不会达到膨胀极限,在未达到内外平衡之前,将会持续吸收井眼内液体,自动填充裸眼不规则井径。对不同井况的适应能力强,在多种地层条件下,均可实现层段的有效隔离,封隔压差高,最高可达69MPa(10000psi)。4)遇水/遇油膨胀橡胶胀封后,对井底温度、矿化度、酸碱度的变化不敏感,密封性能可靠,寿命长。橡胶具备自修复功能,即使是下入过程中轻微损伤,也不影响胀封后的封压性能。2关键技术2.1膨胀率对密封性能的影响1)遇油/遇水膨胀橡胶的制备。需要加强对吸油、吸水聚合物的研制,进一步加深对橡胶在不同温度、不同激活介质中膨胀时间、膨胀率以及膨胀后稳定性控制的研究。研究表明:自膨胀橡胶膨胀率在200%左右时,硬度和拉伸强度在比较理想的范围内;膨胀率过大时,橡胶硬度下降,承压能力降低;膨胀率过小时,达不到密封效果。2)自膨胀橡胶粘结硫化工艺的研究。胶料先通过粘结缠绕固定在基管上,通过高温硫化使之成为一体。粘结硫化工艺的优劣直接影响到粘结处的密封性能。试验表明:在橡胶膨胀过程中,两端端环限制了橡胶的轴向膨胀,膨胀所产生的轴向应力会迫使胶筒两端隆起,如果胶筒与基管结合处出现缝隙,就会导致井内液体的渗入,持续的膨胀会促使胶筒与基管脱开,降低其密封能力。3)通过对井下条件的模拟制定完善合理的试验方案。探寻不同胶筒长度和厚度的样机在不同井眼内封压能力的关系;针对不同的化学环境、温度及油水比,对备选橡胶配方进行膨胀以及封压试验,测试在不规则井眼中的封压能力以及膨胀时间和膨胀率关系。2.2防突保护结构针对高温热采井、压裂作业层段的特殊要求,应尽可能提高胶筒单位长度的密封能力。试验表明:胶筒胀封时,由于受井壁限制,橡胶会轴向流动,随着与井内液体接触时间的延长,胶筒会从端环撕裂挤出,降低其承压能力。合理的防突保护结构能有效防止胀封过程中端部橡胶的挤出。威德福Fraxsis系列自膨胀封隔器胶筒端环采用4层防突金属支撑环设计,如图2所示。防突环随胶筒胀封而胀开,防止橡胶挤出。这种防突金属支撑环能够增强胶筒的承压能力,提高稳定性,比无防突机构的自膨胀胶筒在同样井径内封隔能力提升1倍。以基管尺寸为ue54f114.3mm(4ue6e6ue6f1英寸),胶筒长度为1.524m(5英尺)的封隔器为例,采用该端环结构的Fraxsis系列产品封隔压差可达41.4MPa(6000psi),而无防突保护装置的Genisis系列产品只能达到20.7MPa(3000psi)。3井处理的应用3.1ue54f177.8ue6f7在页岩气等低渗油气藏的开发过程中,通常会采用水平井以及分支侧钻水平井的方式来提高井眼与油藏接触面积,以提高单井产量。而在老区块老井改造过程中,会通过在原有井眼上开窗侧钻井眼来重新获得产能。针对小井眼的固完井作业,传统的固井+选择性射孔方式会遇到固井质量差、工具难以下入等技术难题;同时,水泥浆可能损害油气层,将原有的许多地层裂缝封堵,不利于泄油。裸眼完井方式将产层完全裸露,可保护油气藏,并对指定层段进行增产改造。由于坐封操作简单等诸多优点,使得自膨胀封隔器能够克服以上技术难题,更适用于这类复杂油气井的裸眼完井作业。图3为沙特阿美石油公司某区块1口1999年完钻的水平井,ue54f177.8mm(7英寸)技术套管下是670m长的155.58mm(6ue6e6ue6f7英寸)裸眼段。6a后,含水量上升至90%,从ue54f177.8mm(7英寸)尾管上开窗侧钻ue54f139.7mm(5ue6e6ue6f1英寸)水平井眼,在2011~2048m层段时钻遇水层,下入ue54f114.3mm(4ue6e6ue6f1英寸)尾管固井成功封堵水层。继续使用ue54f98.425mm(3ue6ecue6f7英寸)钻头钻至井底,垂深2682m,在2312m钻遇漏失层。下入带有4个遇水膨胀封隔器的ue54f60.325mm(2ue6e8ue6f7英寸)裸眼完井管串:其中2个遇水膨胀封隔器放置在2301m和2331m位置处封堵漏失层;1个遇水膨胀封隔器作为尾管顶部封隔器提供ue54f114.3mm(4ue6e6ue6f1英寸)尾管和裸眼段之间环空隔离;另外1个遇水膨胀封隔器下入2496m处以防止井底缓慢出水,改善入流剖面。这4个遇水膨胀封隔器是基于ue54f60.325mm(2ue6e8ue6f7英寸)油管制成,胶筒外径ue54f88.9mm(3ue6e6ue6f1英寸),长度均为5m以保证足够的密封长度。该井于2007-11改造完成,日产原油3400桶,含水量仅为3.9%,较侧钻之前含水量大幅下降。3.2智能完井方案研究人员利用自膨胀橡胶的自我修复特性实现封隔器胶筒割槽电缆穿越技术,如图4所示。封隔器过电缆的方案既保证控制线和传输线直达地面,又简化了完井程序,降低成本30%~40%,避免了传统智能完井过程中电缆过封隔器时的拼接造成的系统不稳定因素。图5为中东某口分支井的智能完井系统布置图。上层为ue54f177.8mm(7英寸)技术套管,下层水平段采用ue54f165.1mm(6ue6e6ue6f1英寸)裸眼完井,水平段的分支井采用Tendeka公司的Swellfix遇油膨胀封隔器进行封隔,代替固井;在打开油气层后,地层中的油气流出后封隔器即可胀封,隔离各分支井段,从而实现了一趟管柱完井。从储层延伸到地面的电缆能够通过层段控制阀的开关实现分支井的远程管理、实时监测,克服下管柱试井分析引起的模糊性和不确定性。该智能完井方案具有以下特点:1)自膨胀封隔器对不同井况的适应能力强,适合为裸眼不规则井径提供有效的层段隔离。2)间隔控制阀控制各层段产/注液情况,能够控制从特定油藏层段采油,实现多层合采或单采,适用于油层性质差异较大的合采井。3)井筒内的传感器监测压力和温度,管内封隔器封隔下部井眼。3.3自膨胀封隔器许多水平井层位的非均质性较严重,油水夹层、油水同层较多,给筛管分段完井创造了条件。常规工艺是在水平筛管段需要隔离的层间接入水力扩张式管外封隔器,通过坐封工具依次对多个封隔器坐封。但水力扩张式管外封隔器易失效,补救操作困难。自膨胀封隔器寿命长、性能可靠,将自膨胀封隔器下入井内,无需井口加压或者下内管作业,投产后一旦出油,封隔器自动胀封实现分层段。采用自膨胀封隔器的筛管分段完井方式,配合井下测量以及调控系统,实时调整水平段产液剖面平缓推进,延缓底水锥近,能有效延长水平井无水采油期。图6为北海1口多层油藏的复杂井,采用固井分层的方式失败。该井油气比高,出砂严重,4个储层被不稳定的砂层隔开,出水出砂严重,且砂粒胶结差,油水乳状液致使筛管堵塞,产量降低。在ue54f215.9mm(8ue6e6ue6f1英寸)的裸眼内下入ue54f177.8mm(7英寸)防砂筛管+遇水膨胀封隔器的完井管串,10套Swellpacker遇水膨胀封隔器下入到不同储层间,实现了环空隔离,降低了环空流速,防止环空流体带动微小固相沿着防砂筛管表面位移,减小了固体微粒的采出量,保护了筛管。相对于传统砾石充填防砂,降低建井成本30%,减少了作业时间,解决了砾石充填层段易窜槽的缺点。3.4basken地层压裂结晶技术低渗油气藏需要压裂增产作业来把许多边界储量转化为可规模化开采的储量。带有防突保护装置(如图7所示)的自膨胀封隔器能够在多级压裂中提供高达69MPa(10000psi)的可靠环空隔离,简化了多级压裂作业的管柱结构,确保整个水平段增产作业的顺利实施。位于美国蒙大拿州东部Williston盆地的Bakken地层为超高压地层,压力113.19~1652.56kPa/m(5~73psi/ft)。早期主要采用直井固井+压裂增产和水平井固井+射孔+压裂增产的完井方式,这2种方式效率低且单井采收率低,而且压裂段水泥会对产层造成破坏。后期大量采用不固井的尾管和裸眼完井后压裂增产的完井方式,由于裸眼井没有分段环空隔离,压裂后投产初期产量提高明显,但井壁稳定性差,产量会随着井眼的坍塌而降低;而没有分段的尾管则会造成某些层段不能被完全压裂的问题,增产效果不明显。近几年,出现了通过自膨胀封隔器提供环空隔离的裸眼完井方式。图8为1口不采用环空隔离的不固井尾管完井的三分支水平井,对三水平段同时进行压裂改造;图9为1口采用封隔器+不固井尾管完井的单水平段井,对单水平段采用自膨胀封隔器封隔分段隔离并进行增产改造。开采半年后对2口井累计产量进行对比,如图10所示。可见,使用自膨胀封隔器的单水平段井比三分支井产量显著提高。4技术的推广应用1)遇油/遇水自膨胀封隔器作