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根据近年来油井综合调整作业实践的成功经验，充填防砂技术被证明是一种能够减缓地层出砂，提升油井产量的储层改造工艺，是中、高渗透率疏松砂岩油藏的一种优选完井防砂增产技术[1-3]。一次多层充填防砂作业作为充填防砂技术的最新成果，具有作业时效高、对地层污染小等优势，目前海上油田应用较多且相对成熟的有贝克休斯的Mini-Beta、MST压裂充填系统，哈里伯顿的STMZ、ESTMZ压裂充填系统，以及中海油、瑞丰石油等一次多层充填防砂技术[4-6]。针对储层稳产增产和细分层系的需求，目前海上常用Ø244.5 mm生产套管完井采用的一次多层充填防砂技术，由于存在工艺复杂和时效性差的缺点，难以实现细分层系大排量循环，严重制约其在海上的推广应用。
基于旁通过流筛管和旁通过流滑套技术，通过在筛管内设置生产夹层，将分采油管与筛管集成为一体，形成旁通过流筛管系统，使充填时减少1层中心管的下入，简化了充填管柱结构，满足低摩阻、大排量充填防砂和细分层系的需要。
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Ø244.5 mm套管细分层系高效充填防砂工具由通径Ø120.65 mm的外层防砂管柱和配套的内层服务管柱组成。典型的1次3层外防砂管柱，由上至下主要包括顶部总成、隔离总成、旁通过流筛管、旁通过流滑套和预置充填转换总成的锚定密封总成。其中顶部总成包括Ø244.5 mm顶部封隔器、Ø120.65 mm密封筒、Ø168.3 mm磨铣延伸筒、Ø120.65 mm充填滑套、Ø120.65 mm滑套密封筒、Ø168.3 mm下部延伸筒、Ø121 mm定位接箍、Ø139.7 mm快速接头；隔离总成包括Ø244.5 mm隔离封隔器、Ø120.65 mm密封筒、Ø120.65 mm充填滑套、Ø120.65 mm滑套密封筒、Ø168.3 mm下部延伸筒、Ø121 mm定位接箍。
内层服务管柱由上部送入总成和预置于锚定密封总成的充填转换总成组成。上部送入总成包括坐封工具、脱手工具、旋转接头、Ø101.6mm冲管、Ø120.65 mm上部密封单元、回接工具。防砂作业时，服务管柱上部送入总成与充填转换总成通过回接工具连接成为服务管柱。
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以典型的1次3层防砂为例，其工艺流程为[7]：刮管洗井，电缆或钻杆下入沉砂封隔器；下入锚定密封总成(内部预置充填转换总成)、旁通过流循环滑套、旁通过流筛管、旁通过流生产滑套、旁通过流筛管、隔离总成等外层防砂工具；下入回接工具与充填转换总成回接并将充填转换总成从锚定密封总成解锁，连接顶部总成并下钻，下入预定位置后，坐封顶部封隔器并验封，服务工具脱手；上提管柱，环空打压一次坐封全部隔离封隔器；验封底层隔离封隔器；通过机械定位器寻找底层充填位置、反循环位置，进行循环测试；打开充填滑套、循环滑套，在底层充填位置进行充填作业，然后关闭充填滑套，进行反循环洗井作业；打开充填滑套，在充填位置正循环检验充填效果，关闭充填滑套，在充填位置正循环验充填滑套密封性。重复以上步骤，由下至上依次完成中间层和顶层充填作业。
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细分层系高效压裂充填防砂技术与现有技术相比，具有储层保护、循环摩阻小、精细化分层、管柱下入高效等特点，并且无需下入中心管可实现不动管柱分采分注，与现有技术对比见表1。
表 1 压裂充填防砂参数对比
Table 1. Parameter comparison of frac-pack sand control
项目 贝克休斯 哈里伯顿 中海油 Mini-Beta MST STMZ ESTMZ 常规一次多层充填防砂 细分层系高效压裂充填防砂 冲管外径/mm 101.6 88.9 101.6 101.6 101.6 101.6 中心管外径/mm 73 无 73 无 73 无 密封筒内径/mm 120.65 95.25 120.65 120.65 120.65 120.65 最高排量/(m3 · min−1) 3.1 6.3 4.8 7.1 3.1 7.1 压差级别/MPa 35 86.2 41.3 69 35 69 最小层间距/m 8.6 10 15 15 7.5 6 最大适用层数 6 7及以上 6 7及以上 6 7及以上 储层保护 否 否 否 是 否 是 实现分采 否 否 否 是 否 是 作业成本 较低 高 高 高 高 较低 作业时效 较高 较低 较低 较高 较低 高 -
旁通过流筛管与常规防砂筛管相比，接箍采用夹层结构，内层基管没有开孔，如图1所示。携砂液经过筛网组件进入筛管内旁通过流通道，最终经由配套生产/循环滑套进入服务管柱。筛管基管为Ø139.7 mm套管，最大外径180 mm，夹层最小过流面积2 273 mm2，本体抗拉工作载荷1 400 kN，挡砂精度120 μm，材质L80-1/316L，上下端扣型均为API LTC。经实验测试，筛管抗膨胀压力为12 MPa，抗挤毁压力为36 MPa。
图 1 旁通过流筛管
Figure 1. Side through flow screen
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细分层系高效充填防砂工艺设计有3种滑套，参数见表2。充填滑套连接在筛管以上，实现充填循环通路和阻断流体进入生产管柱。循环滑套连接在筛管的最底部，充填循环时携砂液经过筛网过滤后由筛管的夹层通道和循环滑套的开孔流至服务工具并返出。生产滑套连接在2根筛管之间，充填结束后根据产层的生产需要进行关闭或打开。
表 2 滑套的技术参数
Table 2. Technical parameters of sleeve
参数 充填滑套 循环滑套 生产滑套 最大外径/mm 178 180 180 最小内通径/mm 120.65 125 125 压力等级/MPa 35 35 35 工作温度/℃ 0~150 0~150 0~150 长度/m 1.39 2.5 2.8 密封形式 O型圈 V组 V组 夹层最小过流面积/mm2 2 997 2 997 基于齿形啮合和唯一匹配的原理[8]，将充填滑套与生产滑套、循环滑套设计为滑动件结构相同、尺寸不同的开关驱动机构，以保证在充填作业时，可准确地对3种滑套进行开关操作。滑套的开关工具驱动执行部件采用弹性悬臂梁结构[9]，如图2所示，生产/循环滑套的驱动齿间距6.4 mm，充填滑套的驱动齿间距8.4 mm。
图 2 滑套开关工具结构
Figure 2. Sleeve switching tool
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为防止服务工具由上至下进入外层防砂管柱时误打开滑套，以及实现旁通过流筛管和生产滑套、循环滑套的密封性能检验，服务管柱设计为2部分。下部预置在锚定密封总成内部，上部与顶部封隔器总成连接，上下2部分通过回接工具连接，如图3所示。
图 3 回接工具
Figure 3. Tieback tool
服务管柱上下2部分总成对接时，回接工具下部通过下密封接头的引入倒角将下密封接头的外密封面与下接头内预置密封圈的内表面配合实现密封，能够确保回接后管柱可承受内压力；中部预置双面锯齿螺纹卡簧锁紧装置[10-11]，实现单向通过和连接后均匀受力、轴向防退，确保回接后管柱可承受较大轴向拉伸载荷；上部由带齿花键的条形爪和锁定外筒的条形爪可准确定位，能够确保回接后管柱可承受扭转载荷。
卡簧是回接工具的关键部件，设计为8个开口5 mm和1个开口20 mm的C形结构，内表面为细牙螺纹，外表面为粗牙螺纹。为验证该结构的合理性，建立卡簧的三维模型，在ANSYS WORKBENCH软件中进行载荷有限元分析。卡簧材质为AISI 4145H，弹性模量2.12×105 MPa，泊松比0.28，屈服强度和抗拉强度分别为785 MPa和980 MPa。卡簧上端面和粗牙螺纹上斜面固定所有自由度，细牙螺纹下斜面施加沿轴线方向的拉伸载荷50 kN，计算得到卡簧的Von-Mises应力分布如图4所示。
图 4 卡簧在拉伸载荷下的Von-Mises应力分布
Figure 4. Von-Mises stress distribution of clamp spring under tensile load
从图4可以看出，卡簧在50 kN拉伸载荷的状态下，最大应力出现在卡簧内部细牙螺纹齿顶部位，最大应力443 MPa，小于材料在安全系数为1.5时的许用屈服强度523.3 MPa。因此，双面锯齿螺纹卡簧结构设计合理，满足50 kN极限拉伸载荷要求。
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压裂充填作业中，循环摩阻直接影响施工排量和效果，对充填过程中的循环摩阻进行分析，为确定防砂层段长度和充填排量提供参考。目前，海上压裂充填多采用海水基的压裂胍胶液体系，其具有低浓度、高黏度、与地层的液体有良好的配伍性的特点，携砂和悬砂性能较强。以渤海油田某井为例，生产套管内径220.5 mm，下入Ø139.7 mm钻杆2 000 m，钻杆内径118.6 mm，筛管外径173 mm，筛管内径124.3 mm，管柱密封筒内径120.65 mm，冲管外径101.6 mm，冲管内径90.12 mm，压裂液密度1 020 kg/m3，压裂液黏度500 mPa·s，冲管长度范围100~500 m，正循环排量2.23~7.16 m3/min，计算该细分层系高效压裂充填防砂管柱正循环摩阻随循环排量的变化如图5所示。
图 5 压裂充填正循环摩阻随排量的变化关系
Figure 5. Relation curve of friction force and displacement during positive circulation
细分层系高效压裂充填防砂管柱压力级别为69 MPa，静液柱压力为15 MPa，当地层破裂压力为26.7 MPa，计算出井口压力为58.3 MPa。由图5可知，井口压力为58.3 MPa时，500 m冲管长度压裂施工排量可达6.48 m3/min，400 m冲管长度压裂施工排量可达7.05 m3/min，满足现场大排量施工要求。
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反循环洗井时，Ø139.7 mm钻杆和Ø244.5 mm套管的环空较大，沿程摩阻可忽略不计。此外由于充填转换管柱反循环行程很短，沿程摩阻也可忽略不计，因此反循环时沿程摩阻主要产生在Ø101.6 mm冲管和外层防砂管柱(为简化计算，按最小内径Ø124mm)之间的环空。计算该段沿程摩阻，取完井液的密度1 020 kg/m3，黏度1 mPa·s，管柱粗糙度0.001，假定2层管柱同心，冲管长度范围100~500 m，反循环排量0.64~1.27 m3/min，分别计算该细分层系高效压裂充填防砂管柱反循环摩阻随循环排量的变化如图6所示。
图 6 压裂充填反循环摩阻随排量的变化关系
Figure 6. Relation curve of friction force and displacement during reverse circulation
由图6可知，反循环最高排量为1.27 m3/min时，在环空井筒和井口设备的安全压力级别达到20.7 MPa的前提下，冲管长度可达500 m，管柱最大沿程摩阻为17.45 MPa，满足现场施工要求。
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2020年5月，在渤海油田A井进行了现场应用。该井为Ø244.5 mm常规套管井，最大井斜为60.90°。Ø244.5 mm套管下至2 561 m，采用平衡射孔方式，分为5层，上部3层为注水层，底部2层为水源层。考虑疏松砂岩高孔高渗地层的生产需要，5层均设计为砾石充填防砂。现场使用20/40目陶粒，体积密度1 678 kg/m3，基液密度1 030 kg/m3。
电缆下入Ø244.5 mm沉砂封隔器至2 510 m并坐封。依次连接下入内部预置充填转换总成的锚定密封总成、4套隔离总成和筛盲管等防砂管柱，并对筛管和滑套进行试压2 MPa、5 min后压力未见下降。下入回接工具和Ø101.6 mm冲管，缓慢下放管柱遇阻后下压3 kN确认回接位置，过提3 kN解锁充填转换总成，最后连接Ø244.5 mm顶部封隔器总成，完成防砂管柱下入。
顶部封隔器坐封位置2 356 m，坐封压力18 MPa，下压10 kN，再过提10 kN，确认封隔器卡瓦牙已撑开咬紧套管。钻杆内正打压至26.2 MPa，稳压2 min，激活液压脱手，服务管柱与顶部封隔器脱开。上提管柱1.7 m，环空验封压力13.8 MPa，压力未明显下降。下放管柱，环空加压21 MPa，稳压10 min，一次坐封4个Ø244.5 mm隔离封隔器。通过服务管柱中最大外径Ø124 mm的可换向通过式机械定位器和外层防砂工具的Ø121 mm定位接箍，确认找寻各层充填位置和反循环冲砂位置，通过滑套开、关工具打开充填滑套和循环滑套，并通过定位器下压10 kN后进行充填作业。充填作业完成后关闭该层生产滑套及循环滑套，防止其他层段充填作业时地层漏失。该井充填防砂施工数据见表3。
表 3 渤海油田A井细分层系高效充填防砂施工数据
Table 3. Construction data of well A in Bohai Oilfield using efficient sand control string of subdivision of reservoir
射孔
层段射孔深度/m 长度/m 排量/(m3˙min−1) 砂比/
(kg · m−3)陶粒泵入量/t 脱砂压力/MPa 充填系数/(kg · m−1) 层5 2 364.5~2 505.0 140.5 0.64~1.59 81.6 8.61 15.2 34.22 层4 2 265.6~2 351.5 85.9 0.51~1.61 96.0 4.84 15.9 32.74 层3 2 139.6~2 187.8 48.2 0.62~1.29 60.0 2.33 4.0 23.81 层2 2 115.7~2 133.6 17.9 0.59~1.27 60.0 0.84 8.2 34.22 层1 2 090.1~2 109.5 19.4 0.64~1.27 60.0 2.22 5.8 89.28 细分层系高效充填防砂现场作业各工具性能均达到使用要求，验证了工艺的可行性和稳定性，比常规防砂作业节约近3 d工时，大幅降低了作业强度和作业成本。同时实现免下分采管柱进行分层调控生产，精简了原定2趟管柱为1趟，节约作业时间近1 d，降本增效明显。
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(1)采用旁通过流筛管和旁通过流滑套技术，使充填时减少1层中心管的下入，充填结束后实现储层保护，同时实现免生产管柱进行分采分注生产。
(2)通过简化防砂服务管柱，采用无上下隔离密封和充填转换总成预置于锚定密封总成的设计，降低了服务工具下入遇阻风险，适用于各种井斜，配置Ø101.6 mm冲管显著降低循环摩阻，满足大排量压裂充填防砂和精细化分层生产需求。
(3)现场应用显示Ø244.5 mm套管细分层系高效充填防砂技术作业时效性和安全可靠性优势明显，为后续产业化推广和规格拓展提供了数据支持和参考。
An efficient fracturing and packing sand control string for fine layer division
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摘要: 针对Ø244.5 mm套管完井作业中突出的调整层间分隔和薄油层精细分层等技术难题,设计了集旁通过流筛管、生产滑套于一体的外层防砂管柱，以及将充填转换总成预置于锚定密封总成的压裂充填防砂服务管柱，使充填时减少1层中心管的下入，满足低摩阻、大排量充填防砂和细分层系的需要。通过对管柱关键工具的分析以及施工参数的模拟，研究结果表明该管柱可安全下入最大拉伸载荷50 kN；冲管长度500 m且正循环压裂充填施工排量为6.48 m3/min时，最大压力58.3 MPa；反循环洗井施工排量为1.27 m3/min时，最大压力17.45 MPa，满足现场施工要求。该技术在渤海油田A井实施1次5层充填防砂作业，现场应用结果表明，细分层系高效压裂充填防砂管柱性能稳定可靠，比常规充填防砂施工作业节约3 d工时，并且实现免下分采管柱进行分层调控生产，节约作业时间近1 d，具有一定的推广应用价值。Abstract: To solve the obvious technical difficulties in the well completion operation of Ø244.5 mm casing, such as the adjustment of interlayer isolation and the fine division of thin oil layer, this paper designed an outer sand control string which integrates bypass overflow screen and production sliding sleeve and preset the packing and conversion assembly into the fracturing and packing sand control service string with sealing assembly, so that the number of central pipes to run in the hole during the packing is reduced by one layer while the needs of low-friction and large-displacement packing sand control and fine layer division are satisfied. The analysis of key string tools and the simulation of construction parameters indicate that the maximum tensile load to ensure the safe running of this string is 50 kN. When the length of the wash pipe is 500 m and the construction displacement of positive-circulation fracturing and packing is 6.48 m3/min, the maximum pressure is 58.3 MPa; when the construction displacement of reverse-circulation flushing is 1.27 m3/min, the maximum pressure is 17.45 MPa, which satisfy the requirements of field construction. This technology is applied in Well A of Bohai Oilfield to perform one five-layer packing sand control operation. The field application results indicate that the efficient fracturing and packing sand control string for fine layer division has stable and reliable performance and its operation time is 3 d shorter than that of conventional packing sand control operation. What’s more, it can realize separate-layer production control without running separate-layer production string in the hole, so as to save the operation time by about 1 d. Obviously, it has a certain value of popularization and application.
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Key words:
- Bohai Oilfield /
- fine layer division /
- fracturing and packing /
- service tool /
- friction
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图 4 卡簧在拉伸载荷下的Von-Mises应力分布
Figure 4. Von-Mises stress distribution of clamp spring under tensile load
图 5 压裂充填正循环摩阻随排量的变化关系
Figure 5. Relation curve of friction force and displacement during positive circulation
图 6 压裂充填反循环摩阻随排量的变化关系
Figure 6. Relation curve of friction force and displacement during reverse circulation
表 1 压裂充填防砂参数对比
Table 1. Parameter comparison of frac-pack sand control
项目 贝克休斯 哈里伯顿 中海油 Mini-Beta MST STMZ ESTMZ 常规一次多层充填防砂 细分层系高效压裂充填防砂 冲管外径/mm 101.6 88.9 101.6 101.6 101.6 101.6 中心管外径/mm 73 无 73 无 73 无 密封筒内径/mm 120.65 95.25 120.65 120.65 120.65 120.65 最高排量/(m3 · min−1) 3.1 6.3 4.8 7.1 3.1 7.1 压差级别/MPa 35 86.2 41.3 69 35 69 最小层间距/m 8.6 10 15 15 7.5 6 最大适用层数 6 7及以上 6 7及以上 6 7及以上 储层保护 否 否 否 是 否 是 实现分采 否 否 否 是 否 是 作业成本 较低 高 高 高 高 较低 作业时效 较高 较低 较低 较高 较低 高 
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表 2 滑套的技术参数
Table 2. Technical parameters of sleeve
参数 充填滑套 循环滑套 生产滑套 最大外径/mm 178 180 180 最小内通径/mm 120.65 125 125 压力等级/MPa 35 35 35 工作温度/℃ 0~150 0~150 0~150 长度/m 1.39 2.5 2.8 密封形式 O型圈 V组 V组 夹层最小过流面积/mm2 2 997 2 997
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表 3 渤海油田A井细分层系高效充填防砂施工数据
Table 3. Construction data of well A in Bohai Oilfield using efficient sand control string of subdivision of reservoir
射孔
层段射孔深度/m 长度/m 排量/(m3˙min−1) 砂比/
(kg · m−3)陶粒泵入量/t 脱砂压力/MPa 充填系数/(kg · m−1) 层5 2 364.5~2 505.0 140.5 0.64~1.59 81.6 8.61 15.2 34.22 层4 2 265.6~2 351.5 85.9 0.51~1.61 96.0 4.84 15.9 32.74 层3 2 139.6~2 187.8 48.2 0.62~1.29 60.0 2.33 4.0 23.81 层2 2 115.7~2 133.6 17.9 0.59~1.27 60.0 0.84 8.2 34.22 层1 2 090.1~2 109.5 19.4 0.64~1.27 60.0 2.22 5.8 89.28
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