投球式全通径压裂滑套研制

杨海波， 赵传伟， 李 毅

(1中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 2中国石油和化学工业联合会“非常规油气钻完井技术重点实验室” 3 中国石油集团渤海钻探工程技术研究院)

国内外油气开发均面临着低渗透、超低渗透储层自然产能低，开发建产率低等难题[1-4]。水平井多级分段压裂技术能够有效提高低渗透油气藏的采收率和储量动用率，是低渗透油气藏开发的重要手段之一[5-6]。目前，常用的水平井多级分段压裂技术有：投球滑套+裸眼封隔器压裂技术、泵送桥塞压裂技术、连续油管水力喷射压裂技术[7-10]。其中，前两者在压裂施工后，管柱内通径较小。为了尽可能发挥油气井产能，利于生产测井及后期井下作业工具的下入，需要将残留的球座或桥塞磨铣掉。这便增加了作业周期和成本，而且磨铣过程存在卡钻风险。后者虽然可实现管柱内较大通径，但是需要连续油管作业装备，成本较高。为此，国外研发出了全通径滑套压裂技术。该技术可在不下内管、不进行磨铣作业情况下，实现管柱内较大通径[11-12]。国外公司对实现该技术的关键工具—全通径压裂滑套，进行技术保密。国内该技术尚处于工具研发及室内测试阶段。笔者研制了投球式全通径压裂滑套。该滑套具有压裂级数不受限制，无需下内管、无需钻除作业即可实现全通径，利于后期生产管理等优点，为低渗透及非常规油气资源的开采提供了一种经济有效的技术手段。

一、结构组成与工艺原理

1.结构组成

如图1所示，投球式全通径压裂滑套主要包括上接头、内滑套、外壳、弹簧、开关、可复位球座、套筒及下接头。其中，上接头和外壳内壁有凹槽(1～3)；内滑套由上弹性爪和下弹性爪组成，两者均可沿内滑套的径向收缩。初始状态下，上弹性爪处于收缩状态，下弹性爪处于自由状态。压裂滑套最大外径145 mm，压裂前最小内径76 mm，压裂后最小内径89 mm，内滑套启动压力6～8 MPa，滑套打开压力12～15 MPa，耐压70 MPa，耐温≥120℃，压裂球尺寸84 mm。该滑套可与尾管悬挂器、裸眼封隔器、压差打开滑套、井筒隔离阀以及引鞋等工具配合，用于水平井裸眼分段压裂。

2.工作原理

以第1级投球式全通径压裂滑套(图1)为例来说明该滑套的工作原理：在井口向管柱内投入一个压裂球，球到达上弹性爪时被拦截住，压裂球以上管柱内起压；压力达到一定值时，压裂球带动内滑套向右运动，进而推动开关一起向右运动；下弹性爪跳出凹槽2并沿径向收缩，上弹性爪弹入凹槽3中，压裂球释放并落到下弹性爪上；管柱内压力再次升高，压裂球继续推动内滑套和开关向右移动，进而推动可复位球座一起向右运动；并使得可复位球座右端沿径向收缩为一个完整球座，同时弹簧也被压缩；当下弹性爪弹入凹槽1中时，压裂球释放，会落到可复位球座上；此时，上弹性爪进入凹槽2中，开关上的通孔与外壳上的通孔对齐，滑套打开；继续打压，可复位球座推动套筒一起向右运动；当套筒与下接头接触时，可复位球座不再移动，弹簧进一步被压缩，压裂球坐封，继续打压，可压裂对应的地层。据此，当n级压裂滑套串联使用时，为每级滑套设计不同数量的凹槽，即可实现：投第n个球时，第n级滑套打开。压裂施工完成后，井口逐渐泄压，各级滑套中的可复位球座在弹簧回复力的作用下逐渐复位，n个压裂球释放，可落到井底或返排到井口，管柱内实现全通径。

图1 投球式全通径压裂滑套结构示意图

图2 内滑套结构图

二、关键部件设计研究

1.内滑套设计及受力分析

1.1 内滑套设计

如图2所示，内滑套主要由上弹性爪和下弹性爪构成。其中，上、下弹性爪均可沿径向收缩。当压裂球坐于收缩后的弹性爪构成的球座上时，球与球座之间存在一定的泄漏。因此，压裂球两侧产生的压差使得内滑套运动。迫使内滑套运动所需要的压差称为内滑套的启动压力。内滑套启动压力应大于5.4 MPa，且内滑套运动过程中所受的最大应力要小于其材料的许用应力，可满足现场施工要求。由于工作过程中，上弹性爪和下弹性爪需要反复的沿径向收缩、释放，考虑到井下的恶劣工况，其材料选用高强度、耐冲击、耐高温的弹簧钢60si2CrVA。

1.2 内滑套动力学分析

采用显式动力学分析软件Ls-dyna[13-14]分析内滑套运动过程中的受力变化。外壳及压裂球所用材料均为42CrMo。材料的弹性模量为206 GPa，泊松比为0.3。动、静摩擦系数分别取0.2、0.3。分步施加载荷：首先在内滑套的左端面施加位移载荷，然后在压裂球的左半球面加载随时间递增的压力载荷。外壳的左端面施加固定约束，计算时间设置为0.17 s。图3所示为T=0.091 s、0.112 s、0.136 85 s和0.161 s时刻，内滑套应力云图。当T=0.091 s时，压裂球开始推动内滑套运动，最大应力为783 MPa；T=0.112 s时下弹性爪刚好从凹槽中出来；T=0.136 85 s时，压裂球落到下弹性爪上；T=0.161 s时，上弹性爪从凹槽中出来，下弹性爪进入凹槽中。内滑套所受的最大应力为1 036 MPa，发生在T=0.112 s时刻，小于材料的许用应力1 167 MPa，内滑套是安全的。

2.可复位球座设计及受力分析

2.1 可复位球座设计

常规投球式压裂滑套的球座在初始状态和工作过程中均是一个完整的球座。而可复位球座在初始状态下是一个分体式球座，即球座被分割为12等份；工作过程中，球座沿径向收缩为一个完整的球座，以便于压裂球座封；施工结束后，完整的球座又在弹簧作用下回到初始状态，成为分体式球座。为了确保施工时，球与球座之间具有良好的密封性，将可复位球座按照坐封状态下的形状设计，即设计为一体式球座。加工时，先通过车工、铣工得到坐封状态下的球座，然后采用线切割技术将压裂球坐封处(即球座右端)切割为12等份，并通过特殊的热处理技术使筋板向外扩张，成为分体式球座。其材料选用高强度、耐冲击、耐高温的弹簧钢60si2CrVA。

2.2 可复位球座动力学分析

压裂施工过程中，可复位球座受力最大的状态发生在压裂球坐封后打压压裂地层阶段。利用Ls-dyna软件模拟压裂球坐封过程，分析可复位球座受力变化。材料属性以及动、静摩擦系数取值同上。分步施加载荷：首先在可复位球座的左端面加载位移载荷，使得球座沿径向收缩为一个完整的球座；然后在压裂球的左半球面加载随时间递增的压力载荷，最大载荷70 MPa。下接头的左端面施加固定约束，计算时间设置为0.15 s。

图3 不同时刻内滑套受力变化图

图4所示为不同时刻可复位球座的受力情况。模拟结果表明，T=0.047 s时，可复位球座变为一体式，封堵压裂球。T=0.065 8 s时，可复位球座推动套筒运动。T=0.122 2 s时，压裂球两端压差达到了70 MPa，此时最大应力出现在球与球座接触面上，为1 061 MPa。但最大应力小于材料的许用应力1 167 MPa，因此，可复位球座强度满足要求。

图4 不同时刻可复位球座受力变化图

三、室内实验

根据以上设计加工了投球式全通径压裂滑套样机(共有7个凹槽)，进行室内实验。首先进行内滑套动作实验，测试每次投球内滑套是否只步进一个凹槽，滑套能否顺利打开；再进行压裂球坐封实验，测试压裂球能否坐封、可复位球座的复位动作是否可靠。实验流程如图5所示，主要装置和仪器包括：钻井泥浆泵、投球式全通径压裂滑套样机、压力传感器、液罐、电磁流量传感器、球篮以及截止阀A、B。压力传感器和电磁流量传感器安装在泵的出口端，测得的压力及流量信号传输到计算机终端进行处理；球篮用于拦截投放的压裂球，实验介质为清水。

图5 室内实验流程图

1.内滑套动作实验

逐渐调高泵转速，并注意压力数据变化。压裂球推动内滑套运动过程中，压力会先变大后减小，再变大又减小，将此过程中的最大值作为内滑套启动压力值。为了验证每次投球内滑套是否只步进一个凹槽，标定了两个参数：上接头左端与内滑套左端的初始距离l0=106.6 mm；前4个凹槽间距相同，间距e=48.1 mm。

每次投球后，测量的上接头左端与内滑套左端的距离分别为154.7 mm、202.8 mm、250.9 mm、299 mm。这说明每投1个球，内滑套步进1个凹槽；前4次投球实验中，测得内滑套启动压力值分别为7.4 MPa、7.7 MPa、7.6 MPa、7.5 MPa，平均值为7.6 MPa，能够满足现场施工要求。投放第5个压裂球后，滑套打开，打开压力为12.6 MPa。

2.压裂球坐封实验

在图5所示实验流程基础上，接入了压差滑套(其打开压力低于泵所能给出的最高压力15MPa)，主要为了防止压裂球坐封瞬间产生高压损坏泵，并采用密封套将压裂孔密封住，如图6所示。实验后，压差滑套打开，拆开滑套可见弹性挡圈弹出，说明压裂球成功坐封。

图6 压裂球坐封实验图

综上可知，内滑套启动压力为7.6 MPa，滑套打开压力为12.6 MPa；内滑套、开关、弹簧及可复位球座动作可靠，能完成预定动作。

四、结论

(1)投球式全通径压裂滑套适用于裸眼分段压裂，其优势在于：无需下内管、无需钻除作业，只需投入多个同尺寸压裂球，整个管柱即可实现全通径，降低了大型压裂的作业成本，利于后期生产管理；压裂球和可复位球座不存在级差，可实现无限级压裂。

(2)显示动力学分析表明，内滑套运动过程中所受的最大应力为1 036 MPa，出现在上弹性爪筋板的根部，小于材料的许用应力；当压裂球两端压差为70 MPa时，最大应力出现在球与球座接触面上，为1 061 MPa，小于材料的许用应力。可复位球座及内滑套强度满足压裂施工要求。

(3)室内模拟实验结果表明，内滑套启动压力为7.6 MPa，滑套打开压力为12.6 MPa；内滑套、开关、弹簧及可复位球座动作可靠，能完成预定动作。