连续管无限级开关固井滑套底封压裂工具研制及应用

杨敏杰; 徐传友; 王浩; 许得禄; 张炎; 娄增; 由天明

doi:10.12473/CPM.202506025

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连续管无限级开关固井滑套底封压裂工具研制及应用

油气田开发工程 | 更新时间：2026-11-04

- 连续管无限级开关固井滑套底封压裂工具研制及应用
- Development and Application of Tools for CT-Conveyed Infinite-Stage Switchable Cemented Sleeve Fracturing with Bottom Packer
- 石油机械 2026年54卷第10期页码：101-108
- 作者机构：
  
  1.中国石油集团西部钻探工程有限公司井下作业公司
  2.中石油江汉机械研究所有限公司
- 作者简介：
  
  杨敏杰，助理工程师，生于1998年，2020年毕业于中国石油大学（北京）机械设计制造及其自动化专业，现从事储层改造工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市。email：1416140431@qq.com。
  王浩，工程师。email：13271782526@163.com。
- 基金信息：
  
  中国石油天然气集团有限公司重大推广专项“全系列连续管作业技术推广专项”任务4“连续管储层改造及配套技术应用推广”(2022ZT01);中国石油天然气集团油田技术服务有限公司科学研究与技术开发项目“非常规深层超深层储层改造关键技术研究与应用”(2024T-001-003)
- DOI：10.12473/CPM.202506025
  中图分类号： TE934
- 收稿：2025-06-10，
  
  修回：2026-06-10，
  
  录用：2025-10-14，
  
  纸质出版：2026-10-25
- 稿件说明：
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杨敏杰，徐传友，王浩，等.连续管无限级开关固井滑套底封压裂工具研制及应用［J］.石油机械，2026，54（10）：101-108.

Yang Minjie，Xu Chuanyou，Wang Hao，et al.Development and application of tools for CT-Conveyed infinite-stage switchable cemented sleeve fracturing with bottom packer［J］.China Petroleum Machinery，2026，54（10）：101-108.
杨敏杰，徐传友，王浩，等.连续管无限级开关固井滑套底封压裂工具研制及应用［J］.石油机械，2026，54（10）：101-108. DOI： 10.12473/CPM.202506025.

Yang Minjie，Xu Chuanyou，Wang Hao，et al.Development and application of tools for CT-Conveyed infinite-stage switchable cemented sleeve fracturing with bottom packer［J］.China Petroleum Machinery，2026，54（10）：101-108. DOI： 10.12473/CPM.202506025.

摘要

针对常规压裂过程中大段多簇压裂进液不均匀、储层改造效果差等问题，开展了连续管无限级开关固井滑套底封压裂工艺研究及配套工具研制。该工艺将全通径压裂滑套随套管入井并注水泥固井，压裂时通过连续管下入压裂工具串，将封隔器坐封在滑套内筒，环空憋压打开滑套；然后经连续管与套管间环空进行主压裂，工具串一次入井，压裂级数不受限制，压后井筒全通径。系统阐述了该工艺的技术原理、工具技术参数及作业流程，并重点介绍了无限级开关固井滑套、双向坐封封隔器和滑套定位器等核心工具的结构设计及工作机理。对滑套进行了密封性能和开闭动作可靠性试验。试验结果表明：滑套内压力从0升至额定压力70 MPa，保压30 min，压降1 MPa；环空压力升至15 MPa时滑套成功开启，开启与关闭次数大于15次，室内试验结果达到设计技术要求。该技术于新疆油田KHW8304井成功应用，累计完成13级滑套关闭、5级滑套开启及6级压裂施工，封隔器坐封可靠、解封顺利，作业成功率100%，最高日增油8.3 t，71 d累计增油118.8 t。该滑套可承受70 MPa压差，室内液压开启压力约为15 MPa，现场实测开启压力25.4 MPa，具有施工排量大、压后井筒全通径及储层改造充分等优势。所得结论可为连续管无限级开关固井滑套底封压裂工具在新疆油田规模化推广应用提供技术支撑。

Abstract

To address the issues in conventional fracturing stimulations， such as uneven fluid distribution in multi-cluster fracturing of long intervals and poor reservoir stimulation effectiveness， we investigated the technology of coiled tubing （CT）-conveyed infinite-stage switchable cemented sleeve fracturing with bottom packer and developed corresponding tools. For this technology， the full-bore fracturing sleeve is landed in hole with the casing and then cemented. The fracturing tool string is conveyed via CT， and the packer is set inside the sliding sleeve before it is opened as the pressure builds up， to enable the process of primary fracturing through the CT–casing annulus. The tool string is landed in hole in one run， the number of fracturing stages is infinite， and the entire borehole is drifted after treatment. This paper systematically elaborates the technical principles， characteristic parameters， and operational procedures of this technology， and specifically introduces the structural design and working mechanisms of core tools including the infinite-stage switchable cemented sleeve， bidirectional-set packer， and sliding sleeve locator. Sealing performance and open/close operation reliability tests were conducted on the sliding sleeve. Test results show a pressure drop of 1 MPa after the sliding sleeve was applied with pressure rising from 0 to （rated） 70 MPa through a manual pressure test pump and then held for 30 min. When the annular pressure rose to 15 MPa， the sliding sleeve was successfully opened， and the number of opening and closing exceeded 15. The laboratory test results met the designed technical requirements. This technology was successfully applied in Well KHW8304 of the Xinjiang Oilfield， completing 13 stages of sleeve closing， 5 stages of sleeve opening， and 6 stages of fracturing operations cumulatively. The packer demonstrated reliable setting and smooth retrieval， achieving a 100% operational success rate. The maximum daily increment of oil was 8.3 tons， and the 71-day cumulative increment of oil reached 118.8 tons. The sliding sleeve could withstand a pressure difference of 70 MPa， corresponding to the hydraulic opening pressure of approximately 15 MPa in laboratory test and the measured opening pressure of 25.4 MPa on site. The process is superior for large displacement， post-frac full-hole drifting， and sufficient reservoir stimulation. This technology can enhance stimulation effectiveness and operational efficiency in multilayer fracturing， and provide a technical support for efficient development of the Xinjiang Oilfield.

关键词

Keywords

references

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