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摘要：长庆油田水平井酸化压裂过程中，可以钢球打滑套的方式进行施工作业，在完成压裂动作后，则需要将压裂钢球排出井口，但是，在实现这一操作的过程中，由于高速压裂液的推动，极容易导致地面管线、閥门等方面的破损。基于此，从树脂球应用的角度进行分析，结合长庆油田水平井的实际情况，以高强度工程塑料为材料，实现树脂球满足长庆油田水平井酸化压裂的施工技术要求，旨在实现气井返排质量的综合提升。
关键词;长庆油田水平井;酸化压裂;树脂球
引言：长庆油田水平井压裂施工过程中，以不动管柱的方式进行施工，压裂施工则是以投球的方式，打开多级压裂工具滑套，并完成对应层位施工，在实际应用中，可以以水力加砂压裂、酸化压裂两种方式。其中，酸化压裂则是按照酸液的化学溶蚀作用，实现地层渗透性能的综合提升。但是，在实际应用中，需要进行放喷排液，钢球的返排难度高，所以，需要以高强度工程塑料制作压裂求，从而进行压裂处理，实现气井排放质量的综合提升[1]。
1技术要求
1.1材料特性与技术分析
高强度工程塑料本身具有刚性大、形变小、机械强度高、耐热性比较高，而且，具有一定的电绝缘性，其主要的原料是树脂。其中，聚醚醚酮树脂的性能相对比较高，在实际应用中，具有明显优势。长庆油田水平井酸化压裂过程中，其区域主要在鄂尔多斯盆地，具有地层结构、压裂方式、设备特点等因素，树脂球在实际应用中，其密度需要小于1.8g/cm?，标准球的承受压力需要达到45MPa，稳压30分钟后，压力下降幅度变化需要在5MPa以内。树脂球在100℃中，其热膨胀系数相对较小，而且，随着温度变化其球体尺寸并没有明显变化，树脂球在20%的盐酸溶液内，其具有较强的抗酸腐蚀性[2]。
1.2树脂球承压试验分析
长庆油田水平井的最大工作层为10段，压裂管柱则是以投球的方式并进行多级压裂滑套完成施工操作，在实际操作中，选择KPS-90水力喷射器为工具，压裂求的直径尺寸相差为1/8。钢球的最小为19.04mm，最大的数值为50.7mm，结合长庆油田水平井的压裂施工要求，重点针对树脂球密度、耐腐蚀等方面进行测试与分析。一方面树脂球密度测试方面，其密度值在1.8g/cm?一下，基本符合长庆油田水平井酸化压裂施工的实际需求。另一方面，针对树脂球的耐腐蚀性方面进行试验分析，将两套树脂球浸入到20%盐酸溶液中，浸泡时间控制为3h，树脂球表面并没有出现腐蚀的情况，可以满足酸化压裂施工需求。此外，在对树脂球的耐高温方面进行试验分析中，基于长庆油田水平井的储层比较深，温度在100℃左右，但是，在压裂液的应用下，可以对储层进行降温，所以，在试验中，将树脂球放置在100℃水中进行持续加热，树脂球的尺寸变化在0.02mm之间，基本符合长庆油田水平井酸化压裂的综合需求。从承压试验的角度进行分析，承压在45MPa，不同级别树脂球，树脂球的最大承受压力可以达到70MPa以上，而且，返排压差的压力差值在5MPa以内，脱离过程中并没有卡球的情况，可以满足长庆油田水平井酸化压裂施工的预期效果。
2长庆油田水平井酸化压裂中树脂球的应用分析
2.1基础数据
长庆油田水平井横跨陕、甘、宁等地，在进行试验分析的过程中，结合地质结构变化，选择5口气井进行试验分析。试验井的基本数据情况如下：靖平44-17完钻井深5861m，水平段垂直深度3535 m，段数8段;榆42-5H3完钻井深5631，水平段垂直深度3477，段数8段;榆42-5H2完钻井深5458，水平段垂直深度3501，段数7段;榆42-5H1完钻井深5466，水平段垂直深度3361，段数6段;靖平9-21完钻井深5692，水平段垂直深度3484 ，段数8段。
2.2压裂施工分析
5口试验井在压裂施工过程中，其销钉剪切变化比较明显，在注射前职业以及酸化压裂的操作中，套压的平均值为21MPa，压力数值变化在合理范围内。在进行试验检验与分析中，部分位置出现油压波动，但是，并没有超过设计的临界值。其中，靖平44-17的平均油压数值为54MPa，套压的最高值为25MPa，榆42-5H3的平均油压数值为66MPa，套压的最高值为27MPa，榆42-5H2的平均油压数值为62MPa，套压的最高值为25MPa，榆42-5H1的平均油压数值为63MPa，套压的最高值为23MPa，靖平9-21的平均油压数值为66MPa，套压的最高值为24MPa，结合上述结果，在进行研究与分析的过程中，则需要从地层温度变化、压力变化等角度进行分析，这对进一步实现返排质量提升方面有积极作用[3]。
2.3现场试验结果分析
在对长庆油田水平井进行测试与分析中，则需要结合施工工艺进行操作，平均施工周期则为120min。酸化压裂的实际施工过程中，本次所选长庆油田水平井部分位置的前置液交联配比系数比较低，注液排量比较大，滑套虽然可以正常操作，但是，剪切销钉方面并没有明显变化，销钉剪切的平均压力差值为12MPa。结合酸化压裂施工操作需求，油压方面并没有出现直观下降的情况，这说明树脂球本身的承压效果比较高，并没有出现碎裂的情况，而且，在实际应用，具有良好的密封性，基本可以满足长庆油田水平井的酸化压裂施工需求。从放喷的角度进行分析，树脂球可以返排出地面管线，而且，并额米有出现卡球的情况。从测量与检验分析的角度进行分析，树脂球的表秒比较完整，在压裂过程中，承压前后并没有明显差异，这说明，长庆油田水平井酸化压裂过程中，可以通过树脂球的应用，提高压裂操作质量。
结论：综上所述，树脂球本身具有良好承压性、密封性，而且，具有较强的耐腐蚀性，在地层复杂温度环境下，热膨胀系数相对较小，可以替代实心钢球，并进行酸化压裂施工。此外，树脂球本身的密度比较小，重量比较轻，可以解决长庆油田水平井实心钢球难以返排的施工问题，这对改善气井返排效果，提高产量等方面有积极作用。
参考文献：
[1]何火华，黄伟，王鹏.水平井前置酸加砂压裂技术优化研究[J].非常规油气，2020，7（02）：109-113.
关键词;长庆油田水平井;酸化压裂;树脂球
引言：长庆油田水平井压裂施工过程中，以不动管柱的方式进行施工，压裂施工则是以投球的方式，打开多级压裂工具滑套，并完成对应层位施工，在实际应用中，可以以水力加砂压裂、酸化压裂两种方式。其中，酸化压裂则是按照酸液的化学溶蚀作用，实现地层渗透性能的综合提升。但是，在实际应用中，需要进行放喷排液，钢球的返排难度高，所以，需要以高强度工程塑料制作压裂求，从而进行压裂处理，实现气井排放质量的综合提升[1]。
1技术要求
1.1材料特性与技术分析
高强度工程塑料本身具有刚性大、形变小、机械强度高、耐热性比较高，而且，具有一定的电绝缘性，其主要的原料是树脂。其中，聚醚醚酮树脂的性能相对比较高，在实际应用中，具有明显优势。长庆油田水平井酸化压裂过程中，其区域主要在鄂尔多斯盆地，具有地层结构、压裂方式、设备特点等因素，树脂球在实际应用中，其密度需要小于1.8g/cm?，标准球的承受压力需要达到45MPa，稳压30分钟后，压力下降幅度变化需要在5MPa以内。树脂球在100℃中，其热膨胀系数相对较小，而且，随着温度变化其球体尺寸并没有明显变化，树脂球在20%的盐酸溶液内，其具有较强的抗酸腐蚀性[2]。
1.2树脂球承压试验分析
长庆油田水平井的最大工作层为10段，压裂管柱则是以投球的方式并进行多级压裂滑套完成施工操作，在实际操作中，选择KPS-90水力喷射器为工具，压裂求的直径尺寸相差为1/8。钢球的最小为19.04mm，最大的数值为50.7mm，结合长庆油田水平井的压裂施工要求，重点针对树脂球密度、耐腐蚀等方面进行测试与分析。一方面树脂球密度测试方面，其密度值在1.8g/cm?一下，基本符合长庆油田水平井酸化压裂施工的实际需求。另一方面，针对树脂球的耐腐蚀性方面进行试验分析，将两套树脂球浸入到20%盐酸溶液中，浸泡时间控制为3h，树脂球表面并没有出现腐蚀的情况，可以满足酸化压裂施工需求。此外，在对树脂球的耐高温方面进行试验分析中，基于长庆油田水平井的储层比较深，温度在100℃左右，但是，在压裂液的应用下，可以对储层进行降温，所以，在试验中，将树脂球放置在100℃水中进行持续加热，树脂球的尺寸变化在0.02mm之间，基本符合长庆油田水平井酸化压裂的综合需求。从承压试验的角度进行分析，承压在45MPa，不同级别树脂球，树脂球的最大承受压力可以达到70MPa以上，而且，返排压差的压力差值在5MPa以内，脱离过程中并没有卡球的情况，可以满足长庆油田水平井酸化压裂施工的预期效果。
2长庆油田水平井酸化压裂中树脂球的应用分析
2.1基础数据
长庆油田水平井横跨陕、甘、宁等地，在进行试验分析的过程中，结合地质结构变化，选择5口气井进行试验分析。试验井的基本数据情况如下：靖平44-17完钻井深5861m，水平段垂直深度3535 m，段数8段;榆42-5H3完钻井深5631，水平段垂直深度3477，段数8段;榆42-5H2完钻井深5458，水平段垂直深度3501，段数7段;榆42-5H1完钻井深5466，水平段垂直深度3361，段数6段;靖平9-21完钻井深5692，水平段垂直深度3484 ，段数8段。
2.2压裂施工分析
5口试验井在压裂施工过程中，其销钉剪切变化比较明显，在注射前职业以及酸化压裂的操作中，套压的平均值为21MPa，压力数值变化在合理范围内。在进行试验检验与分析中，部分位置出现油压波动，但是，并没有超过设计的临界值。其中，靖平44-17的平均油压数值为54MPa，套压的最高值为25MPa，榆42-5H3的平均油压数值为66MPa，套压的最高值为27MPa，榆42-5H2的平均油压数值为62MPa，套压的最高值为25MPa，榆42-5H1的平均油压数值为63MPa，套压的最高值为23MPa，靖平9-21的平均油压数值为66MPa，套压的最高值为24MPa，结合上述结果，在进行研究与分析的过程中，则需要从地层温度变化、压力变化等角度进行分析，这对进一步实现返排质量提升方面有积极作用[3]。
2.3现场试验结果分析
在对长庆油田水平井进行测试与分析中，则需要结合施工工艺进行操作，平均施工周期则为120min。酸化压裂的实际施工过程中，本次所选长庆油田水平井部分位置的前置液交联配比系数比较低，注液排量比较大，滑套虽然可以正常操作，但是，剪切销钉方面并没有明显变化，销钉剪切的平均压力差值为12MPa。结合酸化压裂施工操作需求，油压方面并没有出现直观下降的情况，这说明树脂球本身的承压效果比较高，并没有出现碎裂的情况，而且，在实际应用，具有良好的密封性，基本可以满足长庆油田水平井的酸化压裂施工需求。从放喷的角度进行分析，树脂球可以返排出地面管线，而且，并额米有出现卡球的情况。从测量与检验分析的角度进行分析，树脂球的表秒比较完整，在压裂过程中，承压前后并没有明显差异，这说明，长庆油田水平井酸化压裂过程中，可以通过树脂球的应用，提高压裂操作质量。
结论：综上所述，树脂球本身具有良好承压性、密封性，而且，具有较强的耐腐蚀性，在地层复杂温度环境下，热膨胀系数相对较小，可以替代实心钢球，并进行酸化压裂施工。此外，树脂球本身的密度比较小，重量比较轻，可以解决长庆油田水平井实心钢球难以返排的施工问题，这对改善气井返排效果，提高产量等方面有积极作用。
参考文献：
[1]何火华，黄伟，王鹏.水平井前置酸加砂压裂技术优化研究[J].非常规油气，2020，7（02）：109-113.