DMS可溶球座压裂技术现场应用

何航宇，袁 斌，赵旭东，刘建辉，尚 续

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

1 研究背景

通过持续攻关，水平井体积压裂技术初步实现了“分段封隔、套管压裂、多簇起裂、压后免钻”的目标，但受工艺适应性、技术经济性影响，水平井体积压裂技术仍需要攻关。前期可溶桥塞试验表明：该技术大幅缩短了作业周期，但现场仍存在压后胶皮不能完全溶解需要清扫井筒的问题。其返出残渣为部分可溶胶皮及其他不溶物，影响井筒清洁度；压裂后井筒清扫、冲砂等占井周期长、费用高；受连续油管下深限制，长水平段压后钻磨困难等问题，为进一步提效降本，仍需不断创新提升。

2 DMS可溶球座压裂技术思路与优势分析

2.1 技术思路

水平井DMS可溶球座多段压裂工艺如图1所示。

（1）采用金属密封替代胶筒密封，解决溶解的瓶颈问题；

（2）创新结构设计、优化工具尺寸，削减溶解产物；

（3）实现井筒压后免干预，达到提效降本目标。

图1 水平井DMS可溶球座多段压裂工艺示意图

2.2 工艺对比及优势分析

（1）与可溶桥塞压裂工艺的对比：①施工工艺完全一样；②坐封工具及火工品完全一样；③可溶球座替代可溶桥塞。

（2）DMS可溶球座优势：①可溶性能提升，有助于进一步提速；②成本低，工具成本降低20%。

3 研究与试验进展

3.1 工具研发

承压：70MPa；

溶解：在50℃、1%KCl溶液中8d失去锚定作用，14d完全溶解。如图2所示。

图2 不同状态表现

3.2 现场试验情况

安XX区块5口完钻水平井，以其中1口井为例，水平段长1 550m，设计20段98簇，采用DMS可溶球座技术压裂。试验过程中工具串泵送顺利，通过性良好；点火后工具上提正常，坐封及丢手性能良好；可溶球到位后破压明显，可溶球与球座配合良好；主压裂全程压力平稳，球座密封和承压性能良好。压后螺杆钻顺利通过球座位置，井筒处理时间较可溶桥塞缩短50%；冲砂至可溶桥塞坐封位置开始返出桥塞胶皮、卡瓦类物质，表明可溶球座溶解性能良好。如图3、图4所示。

图3 数据变化

图4 返出物

3.3 下步工作及建议

大力推广DMS可溶球座压裂技术在安XX区块现场应用，达到降本增效的目的。

4 结论

1）DMS可溶球座压裂技术现场应用相比于可溶桥塞可溶性能提升，有助于进一步提速；

2）在施工效果一致的前提下，DMS可溶球座工具成本降低了20%，同时降低了完井清理井筒费用，达到了降本增效的目的。