高性能彈浮式套管浮箍的研制及在頁巖氣井的應(yīng)用

周戰(zhàn)云， 李社坤， 秦克明， 郭繼剛

(中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮陽 457001)

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高性能彈浮式套管浮箍的研制及在頁巖氣井的應(yīng)用

周戰(zhàn)云， 李社坤， 秦克明， 郭繼剛

(中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮陽 457001)

在頁巖氣水平井固井中，現(xiàn)有套管浮箍可靠性低，常因浮箍失效對固井質(zhì)量造成不良影響。為解決該問題，分析了浮箍失效的具體原因，確定了提高浮箍可靠性的結(jié)構(gòu)改進(jìn)技術(shù)方案，通過仿真模擬分析了該方案的可行性，并在室內(nèi)模擬試驗和分析其綜合性能的基礎(chǔ)上，研制了高性能彈浮式套管浮箍。室內(nèi)試驗表明，研制的浮箍可耐壓60 MPa，耐溫180 ℃，在2.0 m3/min排量下沖蝕72 h無損傷。該套管浮箍在涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊的200多口頁巖氣水平井中進(jìn)行了應(yīng)用，應(yīng)用結(jié)果表明，彈浮式浮箍耐高壓、耐高溫、耐沖蝕、可靠性高(一次坐封可靠率達(dá)100%)。研究認(rèn)為，該浮箍可廣泛應(yīng)用于各類套管外大壓差井、水平井、高溫深井和復(fù)雜井的固井作業(yè)。

浮箍；頁巖氣；水平井；固井；涪陵頁巖氣田

壓裂是頁巖氣開采的主體技術(shù)[1-2]，為了減輕壓裂作業(yè)對套管外水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量的不良影響，采取的重要技術(shù)措施之一是增大套管外擠應(yīng)力[3-4]。該技術(shù)措施需要增大套管內(nèi)外壓差而采用清水替漿，固井施工反向回壓較高(最高可達(dá)40 MPa左右)，而常規(guī)的套管浮箍已不能滿足技術(shù)要求，特別是在替漿壓力較高的情況下如果浮箍失效而采取憋壓候凝措施，不僅會對固井質(zhì)量造成不利影響，而且因為井口處于高壓狀態(tài)而不利于固井施工安全。因此，提高套管浮箍的可靠性，對于確保頁巖氣井固井質(zhì)量、保障固井施工安全、促進(jìn)頁巖氣的順利開發(fā)均有重要意義。

目前國內(nèi)外常用的套管浮箍按其回壓裝置的工作方式可分為浮球式、彈簧式和舌板式3種，均有各自的適用范圍和使用條件[5-8]。浮球式浮箍通常用于直井及井斜角較小的井，主要依靠浮力及返流推動浮球完成坐封，其坐封成功率較高，但耐回壓能力有限，可靠性隨循環(huán)時間增長及井底溫度增高而降低。彈簧式浮箍通常用于大斜度井及水平井，因密封半球多為金屬材質(zhì)，耐回壓能力及抗溫性能均較高；但因半球密封面固定，易被流體長時間沖刷而破壞，彈簧也容易在此過程中失效，因此其可靠性相對較低。舌板式浮箍結(jié)構(gòu)相對比較簡單，過流通道開闊，耐回壓能力及耐溫性能與彈簧式相當(dāng)，但同樣因依靠彈簧復(fù)位、密封面單一、且被液流直接沖刷，導(dǎo)致其可靠性低于浮球式浮箍。

為提高套管浮箍的可靠性，避免因浮箍失效對固井質(zhì)量造成不良影響，筆者分析了浮箍失效的具體原因，確定了改進(jìn)浮箍結(jié)構(gòu)的技術(shù)方案，并在仿真模擬分析該方案可行性、室內(nèi)模擬試驗分析其綜合性能的基礎(chǔ)上，研制了一種高性能彈浮式套管浮箍，并進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用。

1　高性能彈浮式套管浮箍的研制

針對常規(guī)浮箍存在的問題，筆者確定了新型浮箍的研制思路：優(yōu)選浮箍閥座材質(zhì)提高其機(jī)械性能，對其結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，以提高其應(yīng)用的可靠性；優(yōu)選并采用具有高強(qiáng)度、耐高溫性能的球形坐封部件(閥球)，提高其耐高壓、抗沖蝕及耐高溫的能力；采用大直徑的強(qiáng)制復(fù)位彈簧部件，一方面緩沖液流對球形坐封部件(閥球)的沖擊，防止坐封部件(閥球)與球籃劇烈撞擊而損壞，另一方面還可依靠彈力強(qiáng)制復(fù)位坐封，提高浮箍在水平狀態(tài)下坐封的可靠性。

1.1結(jié)構(gòu)

高性能彈浮式套管浮箍主要由殼體、閥座、閥球、球籃、彈簧和球托組成[9]，其結(jié)構(gòu)如圖1所示。殼體為管狀結(jié)構(gòu)，上、下兩端設(shè)有連接螺紋；閥座固定于殼體內(nèi)上部，其中心開有通孔，通孔下部設(shè)內(nèi)錐面；球籃為桶狀結(jié)構(gòu)，其側(cè)壁開有通槽或通孔，其上部與閥座下部相連；閥球為圓球狀結(jié)構(gòu)，位于閥座下部內(nèi)錐面與球托上端面之間，芯部由高強(qiáng)度、耐高溫材料制成，外表包裹耐高溫橡膠，以此提高其承壓能力和耐溫性能；球托為盤狀結(jié)構(gòu)，在球籃內(nèi)位于閥球與彈簧之間；彈簧位于球籃內(nèi)部，其兩端限位于球托下部及球籃底部之間。

圖1　高性能彈浮式套管浮箍結(jié)構(gòu)Fig.1　Structure of the high-performance elastic-floating float collar

閥座與殼體之間通過螺紋相連，二者之間設(shè)有密封圈；球籃與閥座之間通過螺紋相連，二者之間設(shè)有銷釘；球托中心開有通孔，其上端面為內(nèi)錐面結(jié)構(gòu)或與閥球形狀對應(yīng)的凹面結(jié)構(gòu)；球籃側(cè)壁通槽或通孔的數(shù)量≥4個；球籃底部開有中心通孔；彈簧可為圓柱狀結(jié)構(gòu)或圓錐狀結(jié)構(gòu)，其最大外徑接近并小于球籃側(cè)壁內(nèi)徑。

1.2工作原理

在應(yīng)用高性能彈浮式套管浮箍時，將殼體上部通過內(nèi)螺紋旋接于套管柱下部，然后進(jìn)行下套管作業(yè)，下完套管后進(jìn)行鉆井液循環(huán)及注水泥作業(yè)時，液流推動閥球、球托向下移動，彈簧被壓縮，此時殼體內(nèi)部可建立液流通道；由于彈簧的最大外徑接近并小于球籃側(cè)壁內(nèi)徑，所以可選用彈力較大的彈簧，以防止在使用中被過度壓縮而損壞；閥球及球托重量較輕，且二者有彈簧支撐，可緩沖液流沖擊，防止在使用時因?qū)η蚧@底部撞擊力較大而造成其損壞；閥球在液流沖擊下能夠在閥座與球托之間任意轉(zhuǎn)動，坐封密封口可隨機(jī)遍布整個閥球表面，所以不易被沖蝕損壞。另外，即使彈簧在特殊情況下意外損壞，閥球仍可在返流推動下與閥座實現(xiàn)坐封，確保浮箍功能的可靠性。

2　浮箍性能模擬研究

在確定了高性能彈浮式套管浮箍的結(jié)構(gòu)和各零部件的材質(zhì)(殼體及閥座均由35CrMo合金鋼加工而成，閥球芯部材質(zhì)為膠木，外部包裹耐高溫氟橡膠)之后，采用Soildworks內(nèi)嵌仿真模擬模塊對浮箍結(jié)構(gòu)的機(jī)械性能進(jìn)行了有限元分析。

2.1零部件靜應(yīng)力分析

由于現(xiàn)場最高工作壓力為40 MPa左右，承壓固井工具安全系數(shù)一般取1.5倍，因此設(shè)定仿真模擬壓力為60 MPa，在該工作壓力下的靜應(yīng)力分析結(jié)果如圖2所示。

圖2　高性能彈浮式套管浮箍靜應(yīng)力分析云圖Fig.2　Static stresses cloud chart of the high-performance elastic-floating float collar

由圖2可知，各零部件的最大應(yīng)力均小于材料屈服強(qiáng)度(35CrMo的抗拉強(qiáng)度為980 MPa，屈服強(qiáng)度為835 MPa，膠木抗壓強(qiáng)度為210 MPa )，未出現(xiàn)明顯的應(yīng)力集中，結(jié)構(gòu)設(shè)計合理，能夠滿足最大工作壓力的要求。

2.2各零部件安全系數(shù)分析

60 MPa工作壓力下的安全系數(shù)分析結(jié)果如圖3所示。

圖3　高性能彈浮式套管浮箍安全系數(shù)分析云圖Fig.3　Safety factor cloud chart of the high-performance elastic-floating float collar

由圖3可知，各零部件在最大受力情況下的最小安全系數(shù)為1.5，未發(fā)生失效情況，能夠滿足要求。

2.3浮箍內(nèi)部流態(tài)模擬分析

文獻(xiàn)[5]要求φ139.7 mm浮箍的壽命試驗排量不小于2.0 m3/min，因此設(shè)定流量為2.0 m3/min，則浮箍內(nèi)部流態(tài)模擬分析結(jié)果如圖4所示。

圖4　高性能彈浮式套管浮箍內(nèi)部流態(tài)分析結(jié)果Fig.4　Flow patterns analysis of the high-performance elastic-floating float collar

由圖4可知：流體最大流速在閥座中心孔處，約為9～15 m/s；閥球周圍流體流速有所降低，為4～8 m/s。分析得知：浮箍過流面積最小的部位為閥座中心孔處，流體對浮箍內(nèi)部的沖蝕部位主要為耐沖蝕性能較好的閥座中心孔處；由于閥球在脈動流體的沖擊作用下能夠自由旋轉(zhuǎn)，流體對閥球的沖蝕作用大大減弱，且閥球外表面的橡膠具有較好的耐磨性，因此該流速下流體尚不足以對閥球造成明顯損壞。

3　室內(nèi)性能試驗

為了驗證高性能彈浮式套管浮箍的綜合性能，對其耐沖蝕性能、正向承壓性能、反向承壓性能和耐高溫性能等進(jìn)行了室內(nèi)試驗。

3.1耐沖蝕性能試驗

耐沖蝕性能試驗(也稱壽命試驗)的主要目的是評價浮箍在規(guī)定排量液體長時間沖蝕過程中保持反向坐封的能力。文獻(xiàn)[5]要求φ139.7 mm浮箍的排量不小于2.0 m3/min，沖刷時間不少于24 h。將一只加工好的彈浮式浮箍(規(guī)格為FGV-STQ140/139.7 mm/10.54/LC/P110)樣品置入浮箍浮鞋耐沖蝕性能試驗裝置中，加入適量重晶石粉的清水，調(diào)整循環(huán)沖刷排量為2.0 m3/min，經(jīng)過累計36 h的沖蝕后停止試驗。將浮箍內(nèi)部構(gòu)件卸開后觀察，閥球、彈簧、閥座密封面等未見任何損壞。可見，高性能彈浮式套管浮箍的耐沖蝕性能能夠滿足文獻(xiàn)[5]的技術(shù)要求。

3.2正向承壓性能試驗

在浮箍樣品上端安裝1只裝有固井膠塞的水泥頭，水泥頭與試壓泵相連，通過試壓控制系統(tǒng)設(shè)置好試壓程序后進(jìn)行正向承壓性能測試。用試壓泵泵注液體推動水泥頭內(nèi)的固井膠塞下行直至碰觸浮箍阻流板，繼續(xù)加壓，壓力緩慢升至25 MPa后，穩(wěn)壓5 min未發(fā)生壓降；隨后繼續(xù)分段加壓，分別在35，45，55和65 MPa壓力下穩(wěn)壓5 min，壓降均小于0.5 MPa；卸壓后拆下水泥頭觀察浮箍內(nèi)部構(gòu)件，未發(fā)現(xiàn)明顯變形及損壞情況。試驗結(jié)果表明：高性能彈浮式套管浮箍的正向承壓能力遠(yuǎn)大于文獻(xiàn)[5]中對Ⅲ型浮箍正向承壓的要求。

3.3反向承壓性能試驗

在進(jìn)行完正向承壓試驗的浮箍下端安裝套管接箍及試壓接頭，試壓接頭與試壓泵出口相連，通過試壓控制系統(tǒng)設(shè)置好試壓程序后進(jìn)行反向承壓性能測試，壓力緩慢加至25 MPa后，穩(wěn)壓5 min壓力未下降；隨后繼續(xù)分段加壓，分別在35，45，55和65 MPa壓力下穩(wěn)壓5 min，壓降均小于0.5 MPa。卸壓后拆下浮箍內(nèi)部構(gòu)件，發(fā)現(xiàn)除閥球與閥座接觸處有明顯壓痕外，未發(fā)現(xiàn)其他損壞情況。試驗結(jié)果表明：高性能彈浮式套管浮箍的反向承壓能力遠(yuǎn)大于文獻(xiàn)[5]中對Ⅲ型浮箍反向承壓的要求。

3.4耐高溫性能試驗

將該浮箍置于盛有高溫液體(機(jī)油)的特制容器中，對高溫液體進(jìn)行加熱，用熱電偶控制加熱溫度，浮箍殼體下端封閉并設(shè)置加壓口連接至試壓泵，試壓介質(zhì)也采用機(jī)油。根據(jù)試驗方案加工了浮箍耐高溫評價裝置(如圖5所示)。將浮箍置于試驗裝置中，浮箍內(nèi)外部均灌滿機(jī)油，然后用電熱棒加熱機(jī)油，同時通過熱電偶將溫度控制為180 ℃；當(dāng)溫度達(dá)到180 ℃后，通過試驗裝置下端的加壓口用試壓泵加壓，分別在35，45，55和65 MPa壓力下穩(wěn)壓5 min，壓降均小于0.5 MPa，試驗完成后取出并觀察閥球受損情況。除閥球與閥座接觸處有明顯壓痕外，未發(fā)現(xiàn)其他損壞情況。試驗結(jié)果表明，高性能彈浮式浮箍耐溫性能能夠達(dá)到設(shè)計要求，同時也滿足文獻(xiàn)[5]的有關(guān)要求。

圖5　高性能彈浮式浮箍耐溫試驗裝置Fig.5　Temperature resistance test devices of the high-performance elastic-floating float collar

4　現(xiàn)場應(yīng)用

截至目前，高性能彈浮式套管浮箍已在涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊的焦頁40-2HF井、YS108H3-2井、焦頁42-3HF井等200多口頁巖氣水平井進(jìn)行了應(yīng)用。這些井在完成注水泥作業(yè)后均采用清水替漿，施工壓力較高(普遍在20 MPa以上，最高壓力可達(dá)36 MPa)，采用高性能彈浮式套管浮箍后未發(fā)生浮箍失效情況，浮箍一次坐封可靠率達(dá)到100%。下面以焦頁40-2HF井、YS108H3-2井為例，詳細(xì)介紹其應(yīng)用情況。

4.1焦頁40-2HF井

焦頁40-2HF井為焦石壩區(qū)塊的一口頁巖氣開發(fā)水平井，設(shè)計井深4 374.00 m，完鉆井深4 374.00 m，生產(chǎn)套管下深4 368.60 m，φ139.7 mm套管串的套管鋼級為P110(0～2 316.08 m井段)和TP110T(2 316.08～4 587.50 m井段)，套管壁厚12.34 mm，套管扣型TP-CQ。套管串結(jié)構(gòu)(自下而上)為：φ139.7 mm彈浮式浮鞋+φ139.7 mm套管×1根+φ139.7 mm高性能彈浮式套管浮箍+φ139.7 mm套管×1根+φ139.7 mm高性能彈浮式套管浮箍+φ139.7 mm套管串+φ139.7 mm聯(lián)頂節(jié)。

該井注水泥施工正常，替漿碰壓由25 MPa升至27 MPa，頂至29 MPa；放回水檢查浮箍的坐封情況，斷流，浮箍浮鞋密封良好；水泥漿返出地面8 m3；沖洗井口，坐套管頭，環(huán)空加壓3 MPa，開井候凝。該井施工過程中浮箍承受的最高壓差達(dá)27 MPa，固井過程順利，浮箍一次坐封可靠。

4.2YS108H3-2井

YS108H3-2井是焦石壩區(qū)塊的一口頁巖氣開發(fā)水平井，完鉆井深4 446.00 m，生產(chǎn)套管下深4 444.00 m，φ139.7 mm套管串的套管鋼級為TP110T(0～4 444.00 m井段)，套管壁厚12.34 mm，套管扣型TP-CQ。

該井全井采用清水頂替，施工泵壓高，套管內(nèi)外壓差大，對固井設(shè)備、管線、固井工具附件的承壓能力提出了很高要求。該井采用了2只高性能彈浮式套管浮箍和1只彈浮式浮鞋，由于下套管過程中多次遇阻，套管下放到位歷時4 d，中途多次大排量循環(huán)，對浮箍、浮鞋的沖刷較為嚴(yán)重，對于浮箍的耐沖刷性能是個嚴(yán)峻的考驗。該井地面固井施工正常，注完水泥后清水替漿45.83 m3，泵壓由33 MPa碰壓至45 MPa，套管外與內(nèi)部壓差高達(dá)33 MPa，放回水?dāng)嗔?，浮箍浮鞋坐封正常，井口敞壓候凝，環(huán)空加回壓8 MPa。在該井的施工過程中，高性能彈浮式浮箍經(jīng)受了歷時4 d(96 h)大排量的沖刷，承受了33 MPa的反向高壓，仍然坐封可靠，充分說明了該浮箍具有較高的可靠性。

5　結(jié)論及建議

1) 高性能彈浮式套管浮箍融合了浮球式及彈簧式浮箍的結(jié)構(gòu)特點，不僅強(qiáng)化了二者的優(yōu)點，消除了二者的不足，而且大大提高了可靠性，增強(qiáng)了浮箍的綜合性能。

2) 高性能彈浮式套管浮箍最高耐壓強(qiáng)度可達(dá)60 MPa，最高耐溫180 ℃，在2.0 m3/min排量下的耐沖蝕時間不低于72 h，綜合性能遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于常規(guī)浮箍，現(xiàn)場應(yīng)用200多口井，一次坐封可靠率高達(dá)100%。

3) 高性能彈浮式套管浮箍具有耐壓強(qiáng)度高、耐高溫性能好、可靠性高等技術(shù)特點，可廣泛應(yīng)用于各類套管外大壓差井、水平井、高溫深井和復(fù)雜井的固井作業(yè)。

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[編輯令文學(xué)]

The Development of High-Performance Elastic-Floating Float Collars and Their Applications in Shale Gas Wells

ZHOU Zhanyun, LI Shekun, QIN Keming, GUO Jigang

(CementingCompany，SinopecZhongyuanOilfieldServiceCorporation,Puyang,Henan, 457001,China)

Existing float collars exhibit low reliability in cementing operations of horizontal wells for shale gas development. Consequently, the failure of floating collars for casing may frequently induce negative impacts on quality of cementing operations. To solve these problems, a review was conducted of the root causes for failures of float collars together with technical solutions to enhance reliability of such collars. The feasibility of such solutions had been analyzed through simulation tests. On bases of combination of lab test results and assessments of overall performances, high-performance elastic-floating type float collars were developed. Laboratory test results showed that the newly developed float collar might endure pressures up to 60 MPa with resistance to temperature 180 ℃. In addition, these collars might experience no damage for 72 h under displacement erosion rate of 2.0 m3/min. High performance elastic floating float collars were applied in more than 200 shale gas horizontal wells in the Jiaoshiba Block of the Fuling Shale Gas Field with outstanding resistance to high pressures, high temperatures, erosion and excellent reliability，with a one-time setting success rate up to 100%. Research results suggested that these float collars may be widely used in cementing operations in wells with significant differential pressures, horizontal wells, high-temperature deep wells and wells under complicated conditions.

float collar； shale gas； horizontal well; well cementing； Fuling Shale Gas Field

2015-12-01；改回日期：2016-04-11。

周戰(zhàn)云(1969—)，男，甘肅武威人，1993年畢業(yè)于承德石油高等技術(shù)?？茖W(xué)校機(jī)械制造工藝及設(shè)備專業(yè)，高級工程師，主要從事固井工具研究工作。E-mail:13839276555@163.com。

國家科技重大專項課題“高含硫氣藏超深水平井鉆完井配套技術(shù)研究”(編號：2011ZX05017-002-03)資助。

doi:10.11911/syztjs.201604014

TE925+.2

A

1001-0890(2016)04-0077-05

?鉆井完井?