分段压裂固井滑套的研制现状及展望*

2021-11-16关皓纶王兆会刘斌辉

石油机械 2021年11期

关皓纶王兆会刘斌辉(

1. 中国石油集团工程技术研究院有限公司 2. 中国石油大学(北京)石油工程学院)

0 引言

随着油气需求的增加和勘探工作的逐步深入，油气藏资源的勘探开发逐渐转向页岩油、页岩气和致密砂岩油等非常规油气藏，这对储层改造提出了新的挑战。水平井分段压裂改造已经逐渐成为非常规油气藏高效开发的重要手段[1-2]。

经过十多年的发展，水平井分段压裂完井技术已经在国内外现场得到了广泛应用和推广，成为储层增产改造的关键手段。目前，水平井分段压裂完井技术主要有裸眼封隔器分段压裂技术、固井滑套分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术以及桥塞射孔分段压裂技术等[3]。国外压裂技术在高效化、智能化和无限级方面较为领先，国内与国外相比仍存在一定的差距[4]。

近期常用的水平井裸眼分段压裂完井技术存在井壁稳定性差、完井风险大的问题且分段级数有限，对岩性交错的非常规油气藏储层，更适合采用固井套管压裂完井技术进行经济、高效的增产改造。因此，研制安全、可靠、高效的固井压裂滑套进行分段压裂完井，对提升非常规油气储层开发改造效率和降低施工成本具有重要意义。

本文将对现有固井滑套分段压裂完井技术及相关配套工具的研制现状进行对比分析，以讨论未来技术及工具的改进和发展方向，相关结论可为固井滑套分段压裂完井技术的发展及固井压裂滑套工具的改进设计提供参考。

1 固井滑套分段压裂完井技术

采用固井套管进行压裂完井的技术主要有水力泵送桥塞射孔分段压裂技术、连续管拖动封隔器分段压裂技术和固井滑套分段压裂技术等[5]。其中，固井滑套分段压裂技术常用于低渗油气藏、页岩气和煤层气等非常规油气藏的增产改造。

1.1 技术原理

固井滑套分段压裂完井技术是指在钻井作业完成后，根据油气藏的地质层位信息在套管内安装多级压裂滑套并一趟下入井内，各级滑套抵达对应目的层后实施常规固井施工[6]。压裂作业时，利用液压先打开第一级滑套(固井压裂趾端滑套)，再通过特定的方式逐级开启后续滑套，实现井眼与储层的连通，完成多产层分段压裂，最终实现油气储层的压裂增产改造。

1.2 技术特点

固井滑套分段压裂完井技术采用固井方式完井，对井眼稳定性和规则性要求低，能够满足储层钻井难度大的复杂井况要求[7]。采用固井滑套分段压裂完井技术固井后，井壁稳定性好，井控风险小，可满足后期施工要求；可对储层进行定点压裂，改造针对性极强；采用固完井压裂一体化管柱，压裂作业连续，无需额外射孔；套管作为压裂管柱，管内摩阻小，地面施工压力低[8]；操作可靠且提高了施工效率，成本费用低。因此，固井滑套分段压裂完井技术相比其他套管内压裂完井技术具有明显的优势，在现场应用中展现出巨大的经济效益和技术优势。

固井压裂趾端滑套和固井压裂滑套是该技术中的关键工具。开展固井压裂趾端滑套和固井压裂滑套的研发工作，对于提升现场压裂完井作业的工作效率以及降低施工成本具有重要意义。

2 固井压裂趾端滑套的研制现状

长水平段水平井使用连续管进行首段射孔作业受到深度因素限制，制约了非常规油气的安全高效开发，而固井压裂趾端滑套的成功研制则解决了上述问题。近年来该技术广泛应用于各大油气田的施工现场。

国外油田公司对固井压裂趾端滑套的研究起步较早，已取得一定的进展，形成了一系列具有优势和特色的工艺技术与配套产品，主要包括Smart趾端滑套和RapidStart TM Initiator CT滑套等[9]。这些产品使用时大多受到井深限制，开启压力不足，在国内现场使用效果较差，且处于技术垄断，供货周期长、费用高。

国内自主研发的代表性产品是中国石油集团工程技术研究院有限公司研制的DRCFT型固井压裂趾端滑套，该滑套已在昭通页岩气田全面推广应用，突破了国外产品适用垂深的限制，总体技术国际先进，打破了国外公司的技术垄断。

2.1 现场需求

随着页岩气藏勘探开发的持续深入，水平井的水平段不断延伸。由于连续管的一般作业长度有限，在井深较深的情况下难以下到指定位置，且对于井眼轨迹复杂、水垂比较大以及水平段末端呈“上翘形”等的水平井，连续管传输射孔易发生卡钻、自锁和落物等问题[10]。

针对水平井第一段射孔连续管传输及爬行器送入等存在的射孔枪难以下至井底[11]、施工风险大、作业时间长以及费用高等问题，多数油田选择使用固井压裂趾端滑套代替连续管射孔作业，建立第一段压裂通道，从而对储层进行增产改造。

目前固井压裂趾端滑套在现场应用中有以下技术需求：①要求固井压裂趾端滑套能够准确开启，开启压力值误差需控制在设计值的3%以内；②在高温、高压的工作环境下保证良好的密封性；③能够满足固井及大排量压裂施工要求；④能够完成全井筒套管的密封完整性测试。

2.2 工作原理

中国石油集团工程技术研究院有限公司研制的固井压裂趾端滑套是目前较有代表性的产品，其结构如图1所示[12]。

1—上接头； 2—滑套本体； 3—下接头； 4—高精准开启阀。

固井施工前，将固井压裂趾端滑套随套管下入井底预定位置，正常开泵循环和固井注水泥作业等。压裂前对井筒内套管进行阶梯式试压，试压压力达到高精准开启阀开启压力值，开启阀打开，套管内液体及液体压力通过传压孔的传递作用于滑套，使其向下移动，露出压裂孔，建立套管内外连通通道，便可直接进行压裂作业或泵送测井仪器、桥塞和射孔枪等后续作业工具。

2.3 主要技术参数

DRCFT型固井压裂趾端滑套主要技术参数如下：内通径112～118 mm，本体外径186 mm，开启压力50～160 MPa(可调)，总长度1.53 m，耐高温180 ℃。

2.4 技术优势

(1)采用特殊流体隔离屏蔽技术，隔离保护滑套运动部件和高精准开启阀，防止水泥浆凝固后对滑套开启造成的影响。

(2)滑套本体与下接头间采用独特的空气腔结构设计，开启压力由套管内绝对压力决定，不受套管内外压差限制。

(3)安装3个相对放置为120°的高精准开启阀，提供备份，确保至少一个高精准开启阀始终布置在水平井眼的高侧，不会被井筒杂质封堵，确保滑套开启成功。

(4)滑套完全开启后，流道面积基本等于套管流道面积，压裂过程中无通道节流。

(5)滑套本体与上、下接头间采用高温高压动密封，确保滑套开启前密封长久有效。

2.5 应用现状

据不完全统计，固井压裂趾端滑套目前已在国内非常规油气井使用超150口井。截至目前，DRCFT型固井压裂趾端滑套已在昭通页岩气井现场应用超33口井，固井施工期间没有发生提前打开的问题。固井到压裂井筒试压，最长放置509 d，压裂时全部顺利打开且满足压裂施工要求，开启成功率100%。

近期中国石油集团工程技术研究院有限公司已经升级研制出二代全井筒可试压DRCHP型固井压裂趾端滑套。二代产品在原有结构基础上增加了试压短节，可进行180 MPa的全井筒试压，目前已在现场应用2口井，均顺利打开且满足现场施工要求。

3 固井压裂滑套的研制现状

目前，国外各大油田公司已研制出多种较成熟的固井压裂滑套产品并在现场得到了较广泛的应用，取得了较好的效果，而国内成型产品较少，且仅有少数油田引进了国外产品。

国内外现有的固井压裂滑套虽然能满足一定条件下的现场需求，但不同种类的固井压裂滑套尚存有各自的缺陷。现有的滑套产品可大致分为投球憋压开启式、飞镖憋压开启式、机械工具开关式、液压封隔开启式以及电磁智能开启式等。

3.1 投球憋压开启式滑套

投球憋压开启式滑套是指在滑套内置憋压球座，在组合管柱下入井中并准确定位后，先进行常规固井作业，随后投入不同直径的压裂球与对应的球座配合，密封憋压，向井口加压，逐级开启滑套完成压裂，返排时，球随液体返出井筒。

近几年来，投球憋压开启式滑套及压裂球发生了许多变化，特别是球的材料和球座的几何形状，都有了不少创新和改进[13-14]。例如，将常规球座改造成双座球座，如图2所示[15]，这样可提高同尺寸压裂球提供的憋压压力，进而提升同尺寸滑套可压裂的级数。

图2 双座球座结构示意图Fig.2 Structural diagram of two-seater tee

比较有代表性的投球憋压开启式滑套是Weatherford公司2012年研制的I-ball滑套。该滑套主要由计数单元、旋转球笼、内滑套、弹簧和可收缩球座等组成[16]，其具体结构如图3所示[17]。

滑套内置的计数单元使球座在投入指定数量的球后收缩密封憋压打开滑套，同尺寸的球完成压裂作业后返排至井口，可收缩球座复原，因此该滑套可实现无限级压裂，具有井筒全通径的特点。

我国油田之前广泛使用的固井压裂滑套主要是常规的投球憋压开启式滑套。投球滑套的使用无需额外下入工具管串，具有施工周期短、施工难度低以及工作可靠的特点[18]。但是井眼内径有限，常规的投球滑套使用的压裂球和球座的尺寸会随着压裂级数的增加而逐渐减小，对整体压裂系统的排量要求较高，且井下压力高，极大地限制了压裂层数[19]。

1—上接头；2—计数单元；3—旋转球笼；4—内滑套；5—弹簧；6—球座；7—下接头。

3.2 飞镖憋压开启式滑套

与投球憋压开启式滑套类似，飞镖憋压开启式滑套也是通过向井下投入触发工具与井下结构配合密封的方式来憋压开启滑套。

Schlumberger公司2006年研制出的TAP-Lite滑套得到了广泛应用，该滑套主要由启动阀、TAP阀和中继阀等组件组成，其中TAP阀主要由阀体、内滑套、活塞和C形环等部分组成。滑套和飞镖的具体结构如图4所示[20-21]。当压力沿着液压控制管线由上一级传至腔内，C形环受挤压变形缩径，投入飞镖与之配合密封，即可通过向套管内加压开启滑套，进而将压力传递给下一级滑套。

该滑套也不需要额外下入井下工具管串，节省了施工时间，且相比于投球憋压开启式滑套其施工压力较低，无需钻铣球座，提高了工作效率。

图4 Schlumberger公司的TAP-Lite滑套及飞镖Fig.4 TAP-Lite slide sleeve and dart from Schlumberger

我国长庆油田自2009年就开始和斯伦贝谢公司合作，将TAP-Lite滑套应用于现场。该产品在应用中，单井多层压裂作业不停泵，提高了整体施工效率。但是由于连接每级滑套的液压控制管线一旦被支撑剂堵塞或发生断裂，后续的滑套将全部失效，且管柱下入过程中不可旋转，所以这类滑套也存在一定的缺点[22]。

3.3 机械工具开关式滑套

机械工具开关式滑套常需要使用配套液控开关工具。实施常规固井后，在压裂施工前，利用油管或连续管将配套液控开关工具下入到滑套指定位置，通过从井口向管柱内加压，液压推动锁块向两侧撑出外凸，与滑套的开关台肩配合，通过上提下放管柱开关滑套。完成压裂作业后，停泵使锁块收回，将开关工具上提起出井口[23-25]。

虽然机械工具开关式固井压裂滑套的工作原理大致相同，但是随着对配套开关工具的不断改进和创新，不同配合结构的滑套相继推出。Schlumberger公司于2020年推出的CoilShift Precision CT滑套配合其对应的开关，工具既可以在高温高压环境下开关实现无限级的压裂改造，也可以在投产后期关闭滑套阻隔水或气体。滑套及配套开关工具结构分别如图5和图6所示。其主要技术参数如下：耐高温141 ℃，耐高压69 MPa，最大外径176.8 mm，最小内径121.9 mm，总长872.2 mm，总质量68 kg，压裂孔面积95.5 cm2。

机械工具开关式滑套的结构及原理较为简单，可以进行无限级压裂且压后全通径，无需后期处理。相比于其他种类的滑套，下入机械配套开关工具可以实现滑套的关闭，可以更好地满足后期油气藏选择性生产控制和重复压裂增产改造的需要[26]。因此，机械工具开关式固井压裂滑套同时满足未来压裂工艺高效化和智能化的要求[4]，成为近年来国内外先进智能压裂技术的引导者。

1—上接头；2—滑套本体；3—滑套；4—下接头。

图6 CoilShift Precision CT滑套配套开关工具Fig.6 Switch tools for CoilShift Precision CT slide sleeve

但这类滑套也存在问题：①利用连续管下入开关工具受到其自身长度的限制且难以精确定位；②难以判断开关工具在井下的位置；③施工过程中需多次起下管柱，施工周期较长。

国内多位学者也在积极地改进滑套结构。周传喜等[27]研制了一种液压式机械卡爪开关工具，该工具无需精确定位即可开启滑套。罗建伟等[28]研制了液控式固井滑套关闭工具，该工具可关闭液压开启的固井压裂滑套。

3.4 液压封隔开启式滑套

液压封隔开启式滑套的工作原理是将滑套与套管一起下入井内的预定位置，通过油管或连续管将管内封隔器下入到某一级滑套处定位，相邻两级管内封隔器坐封后，对连续管与套管之间的环空加压，直至剪断销钉，滑套开启。

这类滑套也同样需要向井内下入底部钻具组合(BHA)工具管串配合滑套使用，以实现隔离不同产层和打开滑套等功能。其代表性产品是Baker Hughes公司的Opti Port滑套，该滑套具体结构如图7所示[29]。BHA工具主要由管内封隔器、锚定装置和接箍定位器组成，BHA工具通过接箍定位器进行定位，管内封隔器坐封后，通过向连续管加压，将封隔器之间的压力传导至内滑套，剪切销钉，内滑套下行打开。

图7 Baker Hughes公司的Opti Port滑套Fig.7 Opti Port slide sleeve from Baker Hughes

液压封隔开启式滑套高效、可靠且成本较低，但是也需要使用连续管下放井下工具来实现封隔，由于长度受限，只能进行有限级压裂。这类滑套在国内现场应用较少，具有自主知识产权的产品也较少，因此还有改进提升的空间。

3.5 电磁智能开启式滑套

为了使滑套在井下的开启更加智能，近年来国内外企业将无线射频识别技术和电磁通信技术应用于滑套的开启中。使用这两种技术，都可以通过非接触的方式打开滑套，工具通径较大且不变，因此可实现井下无限级数的压裂。

中国石油勘探开发研究院在2014年研制出一种使用无线射频识别技术(RFID)的滑套[30]，如图8所示。通过向滑套内投入电子标签，使控制单元输出命令，启动执行单元正向运动，带动动作单元移动，打开连接单元上的压裂泄流孔，最终开启滑套。其主要技术参数如下：总长度4 144 mm，外径146.0 mm，承压70 MPa，耐温85 ℃。中石油西南油气田公司也在2016年研制出一种基于电磁无线通信的液压智能滑套[31]，如图9所示。

1—蓄电池；2—天线；3—磁性传感器；4—压力传感器；5—控制器；6—电动控制滑套。

1—上接头；2—安装支架；3—电缆；4—先导接头；5—压裂接头；6—内滑套；7—下接头；8—外滑套壁；9—内滑套外壁；10—先导内壁；11—储层内壁；12—GM外壁；13—电子内壁。

该液压智能滑套利用电磁波控制井下的液压系统，进而对滑套动作进行控制，实现了更快、更有效的压裂完井。其主要技术参数如下：适用井深3 000 m，井眼外径190.0 mm，内径106.0 mm，承压140 MPa，耐高温150 ℃。

相比其他开启方式的滑套，通过地面远程控制的电磁智能开启式滑套更加自动化、智能化，具有广阔的应用前景，但是该技术依旧存在问题，如滑套的控制元件在井下的电力问题、通信元件传递信息在高速泵送下的捕获率以及井下电子元器件的长期耐温性能等，还需要进一步的探索和研发。

3.6 各类固井压裂滑套性能特点对比

纵观以上各类固井压裂滑套，不同种类的滑套由于工作原理不同，其性能特征也存在差异。国外水平井油气开采经过多年的发展，各类固井压裂工具研究已经比较全面。国内在这方面的研究起步较晚，近些年也开发研制出一些新型固井压裂滑套产品，能够初步满足现场使用需求。但是目前固井压裂滑套的研制技术尚未成熟，现场应用依旧存在问题。各类固井压裂滑套性能特点对比情况如表1所示。

表1 各类固井压裂滑套性能特点对比Table 1 Comparison of performance characteristics of various cementing fracturing sleeves

4 技术发展方向

随着勘探开发的不断深入，未来的油气开采将面临更加复杂的井下环境，对于更高效率、更低风险的技术实施提出了要求。因此，固井滑套分段压裂完井技术未来将会更加广泛地应用于油田现场。为了更好地满足现场的技术需求，现对固井滑套分段压裂完井技术未来的发展方向提出展望。

国内外对于非常规油气藏的开发最早利用滑套是采用裸眼封隔器+滑套的方式进行压裂完井的，在国内外油田得到了较广泛的应用。后来由于采用这种方式压裂井壁稳定性较差、完井风险较大，近年来便多采用固井滑套分段压裂完井技术进行完井改造。

最早应用较为广泛的是投球憋压开启式滑套，但是由于压裂球尺寸限制和起裂压力较高导致可压裂层数受限，其推广受到了严重制约，所以这种滑套现在只常用于对压裂层数要求不多的油气井。通过不断改进和创新，各大公司又开发出可下入配套机械工具的可开关的固井压裂滑套，实现了出水层封堵和选择性储层改造，在浅层页岩气及致密砂岩产层的开发中取得了较好效果。近年来，为了实现更加智能化的压裂改造，液压封隔开启式滑套及无线电磁开启式滑套被研发出来，并逐渐在各大油田进行了现场试验。

从整体层面来看，国外大多数的水平井压裂正在朝着无限级、多层次、智能化的方向发展，我国的压裂完井技术与国外相比还存在一定差距，在压裂层数和压裂效果方面还存在着很多的不足。

目前，我国使用固井滑套进行多级分段压裂完井尚未形成有针对性的压裂施工工艺，因此为了满足降本增效的要求，我国的固井滑套分段压裂完井技术一定会朝向自动化和智能化方向发展。