全自溶分段壓裂滑套的研制與應用

楊同玉，魏 遼，李 強，朱和明，吳晉霞

(1.中國石化華北油氣分公司，河南 鄭州 450006；2. 中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；3.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 100101；4.德州大陸架石油工程技術有限公司，山東 德州 253005)

0 引 言

低滲透致密砂巖油氣藏由于巖石致密，孔隙度和滲透率都比較低，非均質性嚴重，開采難度大，分段壓裂技術是主要增產措施之一。水平井分段壓裂技術主要包括多級滑套分段壓裂技術[1-3]、橋塞分段壓裂技術、雙封隔器單卡分段壓裂技術、水力噴砂壓裂技術等[4-7]。其中，多級滑套分段壓裂技術和橋塞分段壓裂技術應用最為廣泛，這2種工藝在實施過程中，壓裂后不能立即投產，為保證后期井筒的全通徑，需要進行鉆磨作業，時間長，成本高，部分頁巖氣井甚至需帶壓作業，安全風險大。國內外諸多研究機構針對上述問題，通過將井下工具常用的鑄鐵材料、樹脂材料替換為全自溶合金材料[8-17]，有效解決了壓裂后的鉆磨問題，但全自溶合金材料在井內高溫高壓環境下，接觸液體后會發生溶解，壓裂工具壽命難以滿足要求[18-20]。因此，此次研究通過對壓裂工具結構進行優化改進、工具表面強化處理等技術措施，實現了井下工具在液體環境中的可控溶解。

1 工藝原理

水平井裸眼多級滑套分段壓裂施工時，將若干個投球式壓裂滑套與套管一同入井，每個滑套內預置一個全自溶球座，各球座內徑滿足一定級差。從井口依次投入直徑由小到大的自溶憋壓球，待球體與球座配合形成密封后打開滑套，進行后續壓裂施工。同時，憋壓球與球座之間承壓產生變形，球座表面防護層發生脆裂，經過一段時間后，防護層材料軟化脫落，自溶合金基材與液體接觸開始迅速溶解，實現對憋壓球及球座的自行溶解(圖1)。

圖1 多級滑套分段壓裂管串示意圖

2 工藝技術

壓裂施工時，全自溶球座需要滿足防腐、壓裂流體的沖蝕磨損、壓裂結束后迅速溶解的要求，因此，對球座進行了表面強化和結構優化。

2.1 球座表面強化

球座表面強化主要針對不與滑套的內套接觸的表面進行強化，兩者的接觸面不進行強化處理。表面強化工藝為：對以鎂鋁合金為基材的球座進行表面微弧氧化，形成一層Al2O3致密中間層，并在此基礎上采用等離子噴涂方法對球座進行耐磨涂層處理，該涂層材料采用碳化鎢或者碳氮化鎢，噴涂完成后，利用耐高溫環氧樹脂或者聚四氟乙烯等材料，對耐磨涂層的表面微孔隙進行封孔，使其表面更加致密，形成具有防腐、耐磨等雙重功能的保護層，厚度約為200～300 μm。當滑套入井與液體接觸時，球座基材在外部涂層的保護下不發生腐蝕。投入憋壓球之后，施加一定壓力，球座體產生變形，由于球座基材與涂層材料楊氏模量差別較大，導致受壓變形不一致，涂層發生破裂，基材與液體接觸而迅速發生腐蝕。

2.2 球座結構優化

為避免球座的表面強化層偶爾未能及時破裂，球座未能充分溶解的情況，作為另一種保險措施，對球座與滑套的內套相接觸的面沒有進行強化處理。同時，為了避免球座在壓裂施工開始時，液體從球座和內套的接觸面滲入，導致球座過早發生溶解，對球座結構進行了優化：一是在球座(未強化處理面)與內套接觸面的上、下方增加耐高溫高壓密封圈，二是增加預應力剪釘(圖2)。現場施工過程中，當滑套入井后，球座在涂層及球座外側密封裝置保護下不發生腐蝕；壓裂施工開始時，從地面投入全自溶憋壓球，并與球座形成密封，管內加壓15～20 MPa，剪斷預應力剪釘，球座下移，內套下行，滑套打開并進行壓裂。此時，球座與內套之間的下部密封圈失效，球座的未強化處理面與井內液體接觸，發生自溶解，同時，球座強化層破裂，球座的強化處理面開始溶解，全自溶憋壓球也發生溶解，實現滑套的全通徑。

圖2 全自溶球座式滑套結構示意圖

2.3 工具參數

全自溶分段壓裂滑套包括Φ114.3 mm和Φ139.7mm 2種規格，承壓能力為70 MPa，球座級差為3.175 mm，球體溶解時間為3～5 d，球座溶解時間為30 d；2種規格的滑套長度分別為960、1 200 mm，球座溶解后的內徑分別為98、121 mm。

3 性能實驗

3.1 球座表面強化涂層耐沖蝕性能實驗

設計相關實驗裝置，模擬壓裂工況，對滑套表面強化涂層進行耐沖蝕性能測試。測試排量為6 m3/min，壓裂液砂比為30%，循環沖蝕時間為32 h。選取涂層A、涂層B(上文所述涂層)以及不加涂層的3組工具進行對比測試(圖3)。

由圖3可知，無涂層球座和涂層A球座在沖蝕32 h后，球座沖蝕磨損較為嚴重，球座密封面已完全破壞，不具備承壓密封能力，涂層B球座表面未發生涂層大面積剝落、基材沖蝕損壞等情況，且球座密封面保存完好，表明涂層B具有較好的耐沖蝕性能。

圖3 全自溶球座表面涂層沖蝕前后對比分析(左圖為沖蝕前，右圖為沖蝕后)

3.2 球座溶解性能測試

加工一套外徑為105 mm、內徑為50 mm的全自溶球座，然后放入鋼套中(圖4)，目的是使球座溶蝕時只溶解內徑部分和上下面，而不溶解外徑部分，與球座在井底施工工況保持一致。將球座實驗裝置放入93 ℃的3% KCl溶液中，觀察球座溶解情況(圖4)。由圖4可知：24 h之內，球座高度基本沒有變化，但內徑慢慢增大；隨腐蝕時間延長，球座高度減小，內徑增大；經過336 h腐蝕后，球座絕大部分已溶解，球座從鋼套中脫落。球座溶解性能滿足壓裂時間要求。

圖4 球座溶解形態變化及溶解曲線

4 現場應用

2018年6月在杭錦旗氣田JPH-××井進行了全自溶分段壓裂工具現場施工。該井完鉆井深為3 641 m，Φ152.4 mm裸眼水平段總長度為871 m，壓裂管柱結構如圖5所示。共分7段進行壓裂施工，其中，在上部下入2套全自溶滑套。管柱在井內靜置時間長達48 d，入井總液量為605.4 m3，總砂量為64.0 m3，平均砂比均超過了21.0%(表1)。

由表1可知，第6段和第7段的全自溶滑套成功打開，說明該段滑套內的全自溶球座經受住了全井段壓裂施工的沖蝕磨損考驗，以及井內環境對球座的長時間溶蝕影響，球座表面的強化涂層起到了重要作用。

圖5 全自溶滑套現場施工管柱示意圖

2018年8月30日，該井壓裂施工后約92 d，采用連續油管作業機下入一趟磨銑管柱，探至第7級(2 860 m)和第6級(2 975 m)自溶滑套處均未遇阻，表明該處滑套憋壓球及球座均已完全溶解。全自溶滑套壓裂工具成功實現了入井長時間靜置后順利開啟，并滿足了大規模壓裂施工過程中的沖蝕工況，壓裂后充分溶解，形成了滑套內全通徑。

表1 全自溶滑套現場壓裂施工數據

5 結 論

(1) 通過球座結構優化和表面涂層強化，實現了全自溶分段壓裂滑套入井后球座不溶解，壓裂后迅速溶解的自控溶解目的，有效解決了常規多級滑套壓裂后無法實現全通徑的問題，為致密油氣藏儲層改造提供了新的方式，降低了施工風險和成本，提高了作業效率。

(2) 多級滑套配套全自溶球座可滿足壓裂現場施工需求，下一步將繼續深化研究涂層材料，提高球座在不同井況下的適應性。