深层长水平段页岩气井趾端压裂滑套的研制

帅春岗 马辉运 魏 微 喻成刚 牟乃渠 刘 望

1. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院 2. 四川长宁天然气开发有限责任公司

0 引言

页岩气水平井分段压裂施工前，通常采用连续油管射孔或者套管启动滑套的方式建立第一段压裂通道[1-3]。随着页岩气藏勘探开发的持续深入，储层埋深超过3 500 m，井深已超过5 500 m。连续油管一般作业长度小于等于5 500 m，且在井眼轨迹复杂、井斜角及狗腿度大、水平段末端呈“上翘型”等情况下易发生卡钻、自锁、落物等问题，致使作业难度越来越大[3]；且从连续油管安装、带射孔枪入井作业至连续油管设备撤场，少则需要5～8 d，若发生连续油管自锁，还需注入大量价格昂贵的金属降阻剂，不仅大幅增加成本，而且对储层也会造成伤害[4]。

趾端压裂滑套作为第一级压裂滑套，随套管一起入井至预定位置，并完成固井作业，压裂时只需通过井口打压的方式即可打开滑套，形成第一段压裂通道，可代替连续油管射孔作业，提高作业效率，降低作业风险和成本[5-6]。目前，国外公司已经在该技术的研究上取得了较大进展，并形成了一系列具有优势和特色的工艺技术与配套产品[7]，主要包括Smart趾端滑套[8]、 RapidStart™ Initiator CT 滑套[9]等，但处于技术垄断状态，且供货周期长、费用高。因此，为解决国内深层长水平段页岩气井第一段储层改造面临的技术难题，自主设计了一种趾端压裂滑套，并形成了相应的配套固井工艺技术。

1 结构设计及技术优势

1.1 设计要点

1.1.1 应用环境

该工具主要用于深层长水平段页岩气井第一段压裂施工环境：①地层温度介于0～150 ℃；②压力介于0.1～140 MPa；③固井环境；④适用于外径为139.7 mm的套管。

1.1.2 技术需求

该工具主要实现在高温、高压、固井环境中建立第一段压裂通道的功能，需满足以下3个方面的要求：①高温、高压下的密封性；②精确开启；③固井及大排量压裂施工的要求。

1.2 滑套结构

趾端压裂滑套主要由上接头、下接头、“O”形密封圈、定位销钉、内滑套和破裂盘等零件组成（图1）。上、下接头通过螺纹连接，采用密封圈密封；下接头外壁圆周上均匀分布8个长150 mm、宽60 mm的长方形喷砂孔；内滑套装在上、下接头内部腔室中，与上接头通过定位销钉固定；破裂盘装在内滑套上，3只破裂盘按120°分布设计。

1.3 工作原理

趾端压裂滑套作为第一级压裂滑套，与套管一起下入、固井；压裂施工前，从井口向套管内打压；任一破裂盘被击穿后，定位销钉被剪断，内滑套上行，滑套打开，建立起第一段压裂通道。

1.4 技术优势

与常规连续油管带射孔枪建立第一段压裂通道相比，趾端压裂滑套具有以下4个优势：①通过套管内部打压的方式开启滑套，建立第一段压裂通道，其开启压力由套管内绝对压力决定。②无需射孔，不受井深、水平段长度、连续油管工作长度等因素的影响。③特别适用于深层长水平段页岩气井的固井环境。压裂喷砂孔采用可溶性材料封堵，避免固井时水泥进入滑套内；内滑套采用上行开启的方式，防止固井作业导致滑套意外开启；滑套内表面采用特殊涂层处理，避免水泥固结，影响正常开启；破裂盘传压孔采用高温固体黄油封堵，避免固井水泥进入。④采用三破裂盘开启方式，保证开启精度误差小于等于2%的同时，增大滑套开启成功率。

图1 趾端压裂滑套结构示意图

1.5 技术参数

工具的技术参数如表1所示。

表1 趾端压裂滑套技术参数表

2 试验与评价

2.1 趾端压裂滑套内存水泥环挤压试验

为检验固井条件下趾端压裂滑套内壁残存水泥环对滑套开启的影响程度，将水泥按现场要求配比并注入趾端压裂滑套部件凹槽内候凝，采用测试仪挤压水泥环（图2）。结果表明，20 mm厚的水泥环被全部挤出所需最大挤毁水泥环压力为0.92 MPa（图3），说明启动滑套内存水泥环对滑套开启的影响很小。

2.2 破裂盘高温破裂精度试验

模拟高温固井环境，将破裂盘装于试验工装内，进行破裂盘高温破裂精度试验。结果表明：①7组破裂盘在设定温度下的破裂精度误差均低于设定值，性能稳定、可靠，满足设计精度要求；②破裂盘破裂压力在设定温度70 ℃的破裂精度与120 ℃的破裂精度相当，破裂精度受温度的影响较小（表2）。

2.3 趾端压裂滑套高温固井整体性能试验

模拟高温固井环境，将趾端压裂滑套装入相应规格的金属管内，水泥按现场要求配比并注入金属管环空中侯凝，整套工具放入高温箱（图4）。加温后，通过高压泵对趾端压裂滑套打压，检验滑套是否完全开启，试验开启压力与设定开启压力是否吻合，并确定水泥环对压裂破裂压力的影响程度。

如表3、图5所示，试验结果表明：①趾端压裂滑套完全开启，实际开启精度误差小于2%；②金属管环空出水，水泥环被压开，水泥环对压裂破裂压力影响较小。

图2 趾端压裂滑套内存水泥环挤压试验现场图片

图3 趾端压裂滑套内存水泥环挤压曲线图

3 配套固井工艺技术

3.1 技术难点

与常规固井工艺相比，趾端压裂滑套配套固井工艺技术存在以下技术难点[10]：①若滑套安放位置不当，可能导致滑套内部被水泥塞充填，无法正常开启；②在下入套管、固井作业过程中，由于施工

压力过大会导致工具提前开启；③固井作业完成后，部分水泥浆通过固井胶塞上返至滑套位置，形成混浆，影响滑套正常开启。

表2 破裂盘高温破裂精度试验结果表

图4 趾端压裂滑套高温固井整体性能试验现场照片

表3 趾端压裂滑套高温固井整体性能试验数据表

图5 趾端压裂滑套高温固井整体性能试验曲线图（试验编号1）

3.2 技术对策

针对上述技术难点，制订了相应技术对策：①滑套应安放在碰压总成以上至少20 m位置处；②下入套管过程中控制循环压力应低于滑套启动压力10～15 MPa；③固井施工过程中泵压应不超过滑套设定的启动压力10～15 MPa；④投入胶塞后宜追加缓凝液体，延迟套管启动滑套处水泥浆固结时间；⑤碰压压力应小于套管启动滑套设定的启动压力10～15 MPa。

4 现场应用

长宁H7-5井是在长宁区块部署的一口页岩气水平井，采用外径139.7 mm套管（壁厚12.7 mm）完井。该井完钻井深5 500 m，最大垂深3 494.8 m，水平段长2 000 m，电测井温102 ℃，最大钻井液密度2.13 g/cm3。将井斜数据、井口压力、套管尺寸、连续油管钢级等参数输入软件进行连续油管入井模拟，结果显示采用连续油管带射孔枪管串无法下入预定位置，因此采用趾端压裂滑套完井以建立第一段压裂通道。根据该井井况设定滑套开启压力为115 MPa，完井管串如图6所示。

图6 长宁H7-5井套管完井管串示意图

4.1 固井作业

长宁H7-5井现场固井顺利，最高固井施工绝对压力108 MPa（井筒液柱压力与井口压力之和），施工总时间为180 min，施工过程中固井胶塞顺利通过滑套并成功碰压，滑套始终处于关闭状态。

现场施工结果表明：①固井胶塞在滑套内通过性良好；②趾端压裂滑套在高温固井条件下的密封性满足固井施工要求。

4.2 井筒试压及滑套开启作业

压裂施工前，井口阶梯打压至82.5 MPa时滑套打开，折算后滑套开启压力为117 MPa，开启精度误差为1.74%，滑套完全开启（图7）。结果表明，趾端压裂滑套工艺操作简单，在高温固井条件下可以完全开启，且开启精度符合设计要求。

图7 长宁H7-5井趾端压裂滑套开启施工曲线图

4.3 趾端压裂滑套段压裂作业

压裂施工过程中，长宁H7-5井滑套段施工压力介于77～82 MPa，排量介于10.2～10.3 m3/min，累计注入支撑剂71.47 t，最高砂浓度140 kg/m3（图8）；其他段则采用分簇射孔方式，每段分3簇射孔，每簇1 m，孔密16 孔/m，总孔眼数48孔，相位角60°，某射孔段压裂施工压力介于80～83 MPa，排量为10.2 m3/min，累计注入支撑剂51.77 t，最高砂浓度140 kg/m3（图9）。对比可知，在排量、砂浓度相同的条件下，滑套段与射孔段压裂施工压力相当，趾端压裂滑套工具满足体积压裂的施工要求。

5 结论

1）自主研发的趾端压裂滑套只需通过井口打压的方式即可打开，形成第一段压裂或泵送通道，可替代连续油管第一段射孔作业，提高施工作业效率，降低作业风险和成本，特别适用于深层长水平段页岩气井的压裂改造。

图8 长宁H7-5井趾端压裂滑套段压裂施工曲线图

图9 长宁H7-5井某射孔段压裂施工曲线图

2）趾端压裂滑套采用内表面特殊涂层设计、内滑套上行开启结构以及压裂喷砂孔暂堵设计，提高了滑套在固井环境中的适应能力，降低了固井水泥对滑套正常开启的影响。

3）趾端压裂滑套采用破裂盘破裂开启滑套的方式，大幅提高了滑套开启精度，保证在高温、高压条件下工具能够精确开启。

4）现场应用结果表明，趾端压裂滑套配套工艺操作简单，工具性能稳定、可靠，开启精度高，滑套段与射孔段压裂施工压力相当，各项指标均达到设计要求，满足页岩气水平井固井、压裂施工要求。