2. 中国石油集团西部钻探工程有限公司钻井工程技术研究院
2. Drilling Engineering Technology Research Institute, CNPC Xibu Drilling Engineering Company Limited
0 引言
随着油气田的开发和油气资源的逐渐衰竭，非常规油气藏逐渐成为未来石油天然气能源的重要接替者。非常规油气储层具有低孔和低渗透的特征，选择性完井是当前国内外进行非常规油气藏开发使用的主体储层改造技术。
选择性完井技术是一种根据区块地质特点、结合生产井产层的实际分布情况和实际开采与生产需要，对需要的封隔器数量与井下工具数量等进行设计，选择复杂层段，避开水层影响，实现复杂储层的选择性开采技术。选择性完井技术实现工艺主要有裸眼封隔器配合可开关滑套方式与裸眼封隔器加套管完井方式。前者在井下极端环境中容易出现密封失效及滑套无法开启等事故；后者由于后续压裂作业采用射孔枪射孔建立流道，不仅专业设备的引入增加了作业费用，而且射孔枪射孔造成套管损伤，压实了地层，这会缩短井筒寿命，影响油气产量，延长了作业时间[1-7]。
针对上述问题，笔者设计了一种选择性完井管柱。该管柱采用长胶筒压缩式裸眼封隔器配合球座可溶性滑套与液体承留滑套工艺，不仅节省固井成本，而且实现了直接投产或压裂改造的灵活选择。选择性完井管柱在现场应用中取得了较好的效果。
1 技术分析 1.1 结构及工作原理根据长沙岭构造长2区块地质设计要求和井身结构特点，设计的选择性完井管柱主要由爪套式丢手工具、液压坐封悬挂封隔器、裸眼封隔器、球座可溶性滑套、液体承留滑套和井筒隔绝阀组成，其结构如图 1所示。
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| 图 1 选择性完井管柱结构 Fig.1 Selective completion string structure 1—ϕ;127.0 mm钻杆；2—(丢手)送入工具；3—液压坐封悬挂封隔器；4、6、8—裸眼封隔器；5、7、9—ϕ139.7 mm球座可溶式滑套；10—液体承留滑套；11—井筒隔绝阀；12—ϕ139.7 mm套管串；13—扶鞋。 |
采用裸眼封隔器将产层封隔完成后，分别进行分层压裂或者酸化作业，裸眼封隔器之间接球座可溶式滑套，通过投球憋压剪断滑套销钉建立流道，通过该流道完成产层的增产施工或者直接作为生产通道。其主要技术优势如下：
(1) 无需固井，节省了固井成本，并且可实现直接投产或压裂改造的灵活选择。
(2) 采用爪套式液压悬挂、封隔和丢手工具，对丢手井段井斜无要求，安全可靠。
(3) 高温高压长胶筒裸眼封隔器实现了层间封隔，有效避免了生产/改造中的层间干扰，适应性强，减轻了对产层的污染。
(4) 球座可溶式滑套与球均由可溶材料制成，生产过程中滑套与球座会自动溶解，无需特种施工作业即可实现全通径井筒，不影响后期的生产以及修井作业，减少了对套管和井筒的损害与污染，降低了作业费用与作业风险，节约了施工时间，延长了井筒寿命。
1.2 主要配套工具与性能参数 1.2.1 尾管送入工具尾管送入工具结构如图 2所示，主要由锚定结构和密封结构组成，用于管串下入及丢手。
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| 图 2 尾管送入工具 Fig.2 Liner running tool 1—锚定结构；2—密封结构。 |
工作时，工具弹性爪与封隔器内左旋螺纹锚爪齿位扣合，锚定封隔器，将封隔器下入到井内预定位置；当需要起出插管时，右旋15圈并上提管柱，完成丢手。
1.2.2 液压坐封悬挂封隔器液压坐封悬挂封隔器结构如图 3所示，主要由液缸、双向卡瓦、密封总成和回接筒组成。液压坐封悬挂封隔器主要作用是：悬挂完井管柱，环空封隔和回接作业管柱。该工具主要技术特点如下：
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| 图 3 液压坐封悬挂封隔器 Fig.3 Hydraulic setting and hanging packer 1—封隔器本体；2—剪钉1；3—螺纹套；4—双向卡瓦；5—剪钉2；6—座套；7—三段式胶筒；8—胶筒剪钉。 |
(1) 适用于压裂作业；
(2) 工具的通径较大；
(3) 锚定可靠，基于数值仿真的内藏式卡瓦可有效降低中途坐封风险，减少卡瓦、胶筒的干涉效应；
(4) 基于理论计算及数值仿真优化的三段式胶筒，使密封更加可靠，坐封效果更好。
该工具外径206.0 mm，内径121.4 mm，工作温度175 ℃，连接扣型LTC，封隔压差105 MPa。
1.2.3 裸眼封隔器裸眼封隔器结构如图 4所示，主要由液缸和密封总成2部分组成。其主要作用是通过管内憋压来剪断启动销钉，进而挤压胶筒实现液压坐封，实现层间封隔。该工具的技术特点如下：
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| 图 4 裸眼封隔器 Fig.4 Openhole packer 1—长胶筒；2—启动销钉。 |
(1) 抗挤压膨胀式金属支撑环设计，可支撑更高的密封压力；
(2) 组合密封设计，密封更加可靠；
(3) 双液缸设计，作业可靠；
(4) 长胶筒结构，密封面更长，坐封效果更好。
图 5为胶筒坐封时受力示意图。根据相关资料，封隔器橡胶弹性体体积变化公式为：
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| 图 5 压缩胶筒受力示意图 Fig.5 Schematic diagram of compressive rubber cylinder |
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(1) |
对密封元件而言，忽略元件前、后发生的体积变化，即θ=0，得到-εr=εr+εθ，代入εr、εθ的计算公式，最后得到轴向相对伸长为：
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(2) |
分析认为压差作用于中心管环形截面上(如图 5所示)，推导可得此时橡胶在需要封隔压差Δp时的压缩力为：
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(3) |
式中：Δp为封隔器的封隔压差，Pa；R1、R2、R3、R4已分别在图中标出，mm；f为摩擦因数；h为胶筒长度，mm；εz为轴向应变[8-9]。
由式(3)可以看出，长胶筒相对于短胶筒的理论优势在于：封隔相同压缩力时，长胶筒的封隔压差Δp更大，封隔效果更好。
该工具外径203.2 mm，内径121.4 mm，工作温度175 ℃，连接扣型LTC，封隔压差105 MPa。
1.2.4 球座可溶式滑套球座可溶式滑套结构如图 6所示。该球座的滑套与球均由可溶性材料——镁铝合金制成，该种材料可通过调节配方，在不同矿化物条件下溶解，从而实现上、下层连通，形成生产通道[10-11]。
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| 图 6 球座可溶式滑套 Fig.6 Sliding sleeve with dissolvable ball seat 1—球座；2—剪切销钉；3—锁环；4—滑套。 |
将压裂球投放到可溶式滑套内球座上，可实现暂时封堵，持续憋压，当销钉被剪断后，滑套启动并下行，锁环下行至环槽，将球座锁定；滑套开启状态可通过监测地面压力变化进行判断。开启后本体旁通孔连接管内与环空，油气通道建立。生产过程中，可溶性球座、球和锁环自动溶解，无需地面作业即可实现全通径井筒，这样对后期的生产作业或者修井作业不会产生任何影响，并且对井筒无伤害，延长了井筒寿命，节约了施工时间，降低了作业成本。
用有限元软件Abaqus对可溶性材料球座与可溶性球的抗压和抗剪能力进行理论分析，在建模过程中，为了简化计算，将球座与球简化为二维轴对称结构，采用C4X4R四节点双线性轴对称四边形单元，网格单元总数750个。
为了使计算结果更可靠，建模时对球体与球座进行了分区操作，并对球体与球座接触部分的网格进行了细化处理，如图 7a所示。在对模型进行边界条件的施加过程中，为了使接触更加充分，在第1个分析步给球体一个向下的微小位移，如图 7b所示。在球体与球座接触点以上位置施加70 MPa的载荷，对球座施加固定约束，对可溶性球的左端施加约束。
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| 图 7 有限元模型 Fig.7 Finite element model |
选择2种常用可溶性镁铝合金AZ31和AZ91D。AZ31镁铝合金通过轧制、挤压或锻造等方式进行加工，具有良好的强度和延展性；AZ91D镁铝合金主要通过压力模具铸造而成，属于铸造合金类[12]。2种合金的化学成分、材料属性及合金成分如表 1和表 2所示。
| 材料 | Al | Mn | Zn | Mg | Cu | Ni | Si | Be | Fe | 其他 |
| AZ31 | 3.4 | 0.15~0.30 | 0.20~0.80 | 余量 | ≤0.050 | ≤0.005 | ≤0.15 | 0.02 | 0.050 | 0.3 |
| AZ91D | 8.5~9.5 | 0.17~0.40 | 0.45~0.90 | 余量 | ≤0.025 | ≤0.001 | ≤0.05 | — | ≤0.004 | — |
| 材料 | 弹性模量/GPa | 泊松比 | 屈服强度/MPa | 剪切强度/MPa | 密度/(kg·m-3) |
| AZ31 | 42.5 | 0.3 | 200 | 130 | 1 820 |
| AZ91D | 45.0 | 0.3 | 160 | 140 | 1 790 |
有限元分析结果如图 8及表 3所示。分析表中数据可知，以AZ31和AZ91D为材料制成可溶性球座与球，作业时，其最大应力均小于材料屈服强度，最大剪应力均小于材料的抗剪切强度，故2种可溶性材料均能满足要求。
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| 图 8 有限元分析结果 Fig.8 Finite element analysis results |
| 材料 | 最大应力/MPa | 最大变形/mm | 最大剪切应力/MPa |
| AZ31 | 112 | 0.072 95 | 34 |
| AZ91D | 108 | 0.069 30 | 30 |
为探讨该可溶性材料溶解速率的影响因素[13]，进行了以下试验：将3件可溶性材料试样放入配置好的氯化钠溶液中，溶液中氯化钠质量分数分别为1.0%、1.5%和3.0%，测试温度分别为30、60和90 ℃，测试工具为高温恒温水浴箱。每隔一段时间对样品进行烘干、称质量并记录，直至样品完全碎裂，得到可溶性材料试样在不同试验条件下的溶解情况，如图 9所示。由图可知，当溶液NaCl质量分数不变时，随着温度的升高，其溶解速率越快，溶解时间越短；在相同的温度条件下，随着溶液NaCl质量分数的升高，其溶解速度越快，溶解时间越短；当NaCl质量分数为1.0%时，541 g的可溶解材料试样在90 ℃的环境下全部溶解需要的时间最少，仅为72.0 h；当NaCl的质量分数为1.5%时，全部溶解需要67.5 h；当NaCl的质量分数为3.0%时，全部溶解仅需59.8 h。
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| 图 9 可溶性材料溶解测试速度曲线 Fig.9 Dissolution speed test curve of the dissolvable material |
由此可以得出：该可溶性材料具有良好的可溶解性，且溶解的速率受温度和溶液中溶质质量分数的影响。利用该溶解特性，在井底高温条件下，无需二次钻除即可实现全通径井筒。
1.2.5 液体承留滑套液体承留滑套结构如图 10所示。该液体承留滑套被放置在井筒隔绝阀的上端，在地面通过加压孔向液体承留空间中注入氮气进行加压，因为井下压力与井上压力的比值等于井下温度与井上温度的比值，而井下温度与井上温度已知，井下静液柱压力可计算，所以井上注入压力值同样可计算。
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| 图 10 液体承留滑套 Fig.10 Liquid retaining sliding sleeve |
投球入座，球座下方钻井液可通过进液孔进入液体承留滑套的承留空腔中，空腔压力上升，推动滑套左移，此时上方球座可溶性滑套开启，建立生产通道。泵压降低，滑套右移，钻井液轻微上返，由于上方锁环对球座的锁定作用，滑套不会因此提前关闭；随后继续投球，重复上述过程。
2 应用情况2016年10月，将选择性完井管柱在玉门油田长X井进行现场试验性应用。
2.1 长X井基本情况长X井是为了预探长沙岭构造长2区块南坝构造-岩性圈闭K1g1段含油气的一口直预探井。该井于2016年5月18日开钻，2016年9月14日完钻，完钻井深4 470 m，2016年9月24日，钻塞至井深4 385 m。该井井身结构见图 11。
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| 图 11 井身结构图 Fig.11 Well structure diagram |
2.2 完井管柱设计与现场施工过程[14-16]
用液压坐封悬挂封隔器将完井管串悬挂在ϕ244.5 mm的套管上，裸眼井段下ϕ139.7 mm裸眼封隔器实现层间封隔。裸眼封隔器之间接ϕ139.7 mm球座可溶性滑套。完井管串按照3段封隔进行设计。从下端至上端具体包括：ϕ139.7 mm浮鞋+ϕ139.7 mm套管短节+ϕ139.7 mm井筒隔绝阀+ϕ139.7 mm液体承流滑套+ϕ139.7 mm球座可溶性滑套(数量由分层长度确定)+ϕ139.7 mm裸眼封隔器(设计下深4 346.5 m)+ϕ139.7 mm球座可溶性滑套(数量由分层长度确定)+ϕ139.7 mm裸眼封隔器(4 300.5 m)+ϕ139.7 mm球座可溶性滑套(数量由分层长度确定)+ϕ139.7 mm裸眼封隔器(4 235.0 m)+ϕ139.7 mm液压坐封悬挂封隔器(设计位置4 120.0 m)+回接插入密封。
2016年10月6日完井管串入井，在下入设计位置时，投坐封球，井筒隔绝阀门关闭，裸眼封隔器、悬挂封隔器坐封及送入工具丢手；将丢手工具提出悬挂封隔器回接筒，井队调整钻井液密度；2016年10月7日起出脱手工具。从长X井现场验挂、验封及后效观察可知，该井选择性完井措施实现了油层的选择性隔离，所配套工具强度、悬挂和密封等性能完全满足设计要求，验证了该选择性完井管柱设计的合理性。
2016年10月14日，长X井试油投产，日产液85.14 m3，日产原油29.8 t。截至2016年12月26日，平均日产原油23.05 t，比临井长Y井(固井完井)和长Z井(固井完井)的日产量分别高出41.2%、56.2%。因此，选择性裸眼完井技术在该区块优势明显，不仅解决了井底高温、高压和井眼不规则等多项技术难题，而且提高了单井产量，经济效益显著。
3 结论(1) 选择性完井管柱采用长胶筒裸眼封隔器，其比短胶筒裸眼封隔器的压差更大，坐封效果更好。
(2) 选择性完井管柱采用球座可溶式滑套配合液体承留滑套的方式建立流道，该可溶性滑套可在一定温度含氯离子的水中自动溶解，且溶解速率受温度和溶液中NaCl质量分数的影响。该方式解决了传统可开关滑套在井下极端环境中容易在下方形成死腔及无法正常打开的问题，同时不需要特种施工作业便可实现全通径井筒。若封隔产层较多，则投大小配比的多个可溶球即可实现多个滑套的逐层开启。
(3) 选择性完井管柱不需固井，在裸眼完井领域可以提高作业可靠性，降低井筒污染，提高作业效率，节约施工时间，延长井筒寿命，降低成本、提高产量。
(4) 现场应用结果表明：该套管串能很好地适应现场需求，解决了井底高温、高压、井眼不规则及出水严重需进行产层封隔等多项技术难题，提高了单井产量，经济效益显著。
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