分段压裂工艺（共7篇）
分段压裂工艺 篇1
1 鸭平4井油藏储层特征
鸭平4井水平段方位角基本在NW280-290°之间, 二者基本呈90°夹角, 因此有利于沿井筒形成横切裂缝。
对比邻井, 该井具有储层厚度较大, 缝高易扩展, 储层物性较好, 液体效率低的特点。该井水平段较短, 为提高储层动用程度及施工效率, 采用水平井分段多簇压裂工艺, 实现体积改造 (SRV) 。在水平井筒周围储层, 形成一定密度的裂逢网络;从而提高增产改造体积。
2 实施分段多簇压裂设计方案
根据该井施工排量的要求, 本井分两段进行压裂, 每段3簇, 每簇射孔段1m, 孔密16孔/米, 每段共计射48孔, 具体射孔参数见表1。
2.1 第一段采用油管传输射孔
采用102枪127弹, 孔径10.2mm, 穿深680mm, 相位角60°。该射孔条件下, 8 m3/min的施工排量, 总孔眼摩阻小于1MPa;若压裂施工时仅1簇进液, 则计算显示其孔眼摩阻将大于8MPa, 则第二层被压开, 这时有两簇进液, 理论计算出的孔眼摩阻超过2Mpa。
2.2 第二段采用电缆射孔
采用86枪, 22.7g深穿透射孔弹, 孔径8.12m, 穿深为729m m, 相位角60°。该射孔方式在8m3/m i n的施工排量下, 总孔眼摩阻小于3MPa;仅1簇进液时孔眼摩阻将高达20M P a, 则第二簇被压开, 两簇进液时的孔眼摩阻超过5MPa, 同样, 这种情况能够保证第三簇也能够被压开。
采用分簇射孔工艺, 根据摩阻预测, 每段射孔孔眼数为48孔, 3簇施工时8m3/m i n的排量较为适宜, 既能保证总孔眼摩阻很低, 又能起到限流作用 (限流摩阻>12MPa) 从而保证压开每个射孔簇。
从邻井压裂情况来看, 该区域的施工压力可能较高。采用多簇大规模分段改造工艺, 每段压裂3簇, 要保证把3簇全部压开提高储层动用程度, 则需要进行大排量施工, 因此需采用光套管压裂。
施工时缝内净压力值预计较小, 缝宽小, 地层对支撑剂颗粒大小比较敏感, 因此需要大排量、小砂粒、高砂比的压裂方案。
3 分段多簇压裂液体系设计依据及配方
(1) 采用低粘液 (清洁压裂液) +冻胶液 (低伤害胍胶体系) 作为工作液体系, 前期采用低粘液, 利用低粘液的穿透性充分扩大裂缝网络, 并利用小粒径支撑剂来充填远端裂缝网络, 同时可起到降滤的作用, 提高液体效率及造缝能力;后期采用冻胶液, 利用高粘液的携砂能力来提高砂浓度, 并利用大粒径支撑剂来提高主裂缝导流能力。
(2) 支撑剂采用多粒径组合模式, 前期采用100目粉砂充填、支撑微裂缝, 中期采用40/70目陶粒进一步打磨裂缝面降低弯曲摩阻, 后续采用30/50目陶粒旨在提高支撑裂缝导流能力。
(3) 前期V E S (清洁压裂液) 注入旨在利用低粘液的穿透性携带100目粉砂充填、支撑微裂缝, 一方面提高微裂缝导流能力, 另一方面降滤提高后续液体效率;40/70目陶粒旨在试验储层对支撑剂粒径与浓度的敏感性, 同时可以起到打磨裂缝面降低弯曲摩阻的作用, 降低施工风险。
4 总体压裂效果评价
玉门油田加大超低渗透油藏水平井开发攻关试验力度, 利用水平井分段多簇压裂技术降低投资成本, 探索超低渗透油藏经济有效开发的新路子。鸭平4井压裂投产后日产液35 m3, 是邻井日产液的3.5倍。
该压裂工艺是改造低渗透储层的有效方法, 也是不断提高储量动用率的最佳技术手段, 可以对水平井单井增产效果显著提高。
5 结论与认识
(1) 鸭平4井引入“体积压裂”理念, 借鉴国内外先进压裂技术, 结合邻井压裂经验, 组织地质采油、井下施工、压裂工艺等多方面技术人员联合攻关, 寻找适用于超低渗油藏的有效压裂技术, 在玉门油田实现了2段6簇的压裂工艺跨越, 实现了水平井分段多簇压裂新突破, 可稳定并提高单井产量, 试验应用开发效果较好。
(2) 结合数值模拟和油藏工程方法可以较好的优化水平井井排方向、人工裂缝布缝方式等, 为水平井钻井井位提供依据, 促进水平井井眼网络的形成。
摘要：鸭平4井位于玉门油田鸭西白垩系是典型的低渗透储层, 井深3456m, 水平段210m, 实施了2段6簇的压裂, 同步实施了裂缝监测, 取得了理想的效果;压裂共入井液量1961.4m3, 总沙量159m3, 最高砂比26.2%, 平均砂比14.5%;该井是玉门油田实施多段多簇压裂工艺的第一口井, 是开发低渗透油藏水平井的新突破, 探索了一条中深水平井压裂改造的新途径。
关键词：玉门油田,压裂,低渗透油藏
参考文献
[1]严向阳等.鸭平4井复合桥塞分段压裂施工方案设计, 能新科公司技术部, 2012年
[2]李廷礼, 李春兰.低渗油气藏压裂水平井产能电解模拟实验研究[J].中国海上油气, 2005年06期
[3]刘想平, 郭呈柱, 蒋志祥, 刘翔鹗, 郭尚平.油层中渗流与水平井筒内流动的耦合模型[J].石油学报, 1999年03期
[4]刘想平, 张兆顺, 刘翔鹗, 郭尚平.水平井筒内与渗流耦合的流动压降计算模型[J].西南石油学院学报, 2000年02期
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[6]岳建伟.低渗透气藏压裂井产能研究[D].西南石油学院, 2004年
分段压裂工艺 篇2
关键词：水平井,分段压裂,封隔器,水力喷射
水平井压裂已成为当今开采低渗透油田的主导措施。当水平井需要改造的段数较多, 就需要采用分段压裂工艺。分段压裂的突出特点是逐段改造, 每次只压裂开1个井段, 根据工艺技术的不同, 可以分为以下5类:段塞分段压裂、封隔器分段压裂、封隔器+滑套喷砂器水平井分段压裂、水力喷射分段压裂、TAP分段完井压裂。
1 水平井分段压裂造缝机理
根据水平井筒轴线方向与地层最大主应力方向的关系, 水平井压裂后的裂缝形态主要有3种:水平井筒与最大主应力方向平行, 形成纵向裂缝;水平井筒与最大主应力方向垂直, 形成横向裂缝;水平井筒与最大主应力方向有一定的夹角, 形成扭曲裂缝。水平井压裂的增产机理在于压裂改变了渗流模式:从压裂前的径向流变为压裂后的线性流, 渗流阻力减小很多。
2 水平井分段压裂工艺现状
2.1 段塞分段压裂
基本原理是在前一段施工快结束的时候, 使用高粘度的物理、化学物质在顶替完成后在井筒中故意形成堵塞, 使后续液体和支撑剂进入新裂缝。堵塞材料主要有高浓度支撑剂、超粘完井液、填砂液体胶塞3种。该工艺优点是无需下入专门工具, 就可以确保按照预计的多裂缝压裂进行施工。缺点是作业周期长、冲胶塞施工时易造成伤害;胶塞强度有限, 在深井中不能实现有效的封隔, 目前已经较少应用。
2.2 封隔器分段压裂
2.2.1 上提管柱分段压裂
利用喷砂器的节流压差坐封封隔器, 反洗井替液解封封隔器, 采取上提管柱的方式, 实现一趟管柱完成多个层段的压裂。采用高压差K344封隔器跨隔密封, 优化了管柱受力状态, 提高了施工的可靠性。
2.2.2 不动管柱分段压裂
不动管柱多级分段压裂利用喷砂器的节流压差坐封封隔器, 利用投球的方式实现分段压裂, 实现不动管柱一趟管柱完成多个层段的压裂。该技术的主要优点是多段压裂的针对性比较强, 但是压裂工具能否顺利通过水平井造斜段、压裂后封隔器胶筒的收回、管柱砂卡处理等问题仍旧是制约该项技术应用的关键。
2.3 封隔器+滑套喷砂器水平井分段压裂
该技术的基本工作原理为:射孔时一次性将待压裂井段全部射开, 利用导压喷砂封隔器的节流压差坐封封隔器。首先通过油管直接压裂下层, 滑套喷砂器处于关闭状态;下层压裂后, 停泵、由井口投球, 待其落到滑套喷砂器位置后, 向油管加压, 液压推动钢球、打开滑套喷砂器喷砂孔, 进行第2段压裂;根据需要重复上述步骤。
该分段压裂工艺的优点是一趟管柱可完成多段的定点改造, 针对性强;井下工具少, 工序简单, 作业效率高, 工艺管柱性能可靠;可以同时满足浅、中、深水平井分段压裂的要求;工艺管柱和封隔器不受卡距的限制, 可同时满足短射孔井段、长射孔井段多裂缝的改造要求。缺点在于要求井径规则、固井质量好;封隔器易砂埋、管柱上提困难;分段数受到限制。
2.4 水力喷射分段压裂
水力喷射分段技术是由水力喷射、水力压裂和环空组合注入、注液体封堵剂四种工艺技术组合而成的。水平井井下作业风险大、周期长、遇卡机率高, 所以在设计水力喷射分段压裂钻具时, 井下工具设计要求尽可能简化, 可操作性好;在喷射和压裂过程中, 要求工具定位准确、稳定性好;井下工具耐压、耐温、密封性能满足不同区块储层的压裂要求;喷射器工作寿命必须能够满足一趟管柱压裂两段以上的要求。
工艺优点在于适合固井完井和裸眼水平井的改造;无需下入封隔工具, 避免了井下复杂事故和工况的发生;缺点是一次只压开一段, 多次压裂时需要上提管柱。
2.5 TAP分段压裂技术
TA P分段压裂技术不受压裂层级限制、层数越多优势越明显等特点, 可减少多层射孔费用, 有效降低整井射孔费用。
该技术的局限性主要表现在目前适应的管柱尺寸单一, 仅限114.3mm套管, 且同样采用套管施工, 对套管及套管头等耐压要求高, 压后有时须下入生产管柱, 可能对储层造成二次伤害。
3 结论
(1) 多封隔器配合滑套的水平井分段压裂工艺是提高射孔完井水平井改造的有效手段, 它能够实现定点改造, 存在施工工艺复杂, 对封隔器和其它井下工具要求高的缺点。
(2) 针对裸眼完井水平井分段压裂改造特点, 形成了液压裸眼封隔器和遇油膨胀封隔器配合滑套实现多井段改造的压裂工艺, 能够满足裸眼水平井的分段压裂改造。
(3) 不动管柱滑套式水力喷射分段压裂改造工艺同时兼顾了封隔器+滑套和水力喷射分段压裂工艺的优点。降低了井下复杂事故发生的几率、减少了压裂液对储层的伤害, 真正意义上实现了对水平井多段的高效改造, 值得在水平井改造中大力推广。
(4) TAP分段压裂技术无需射孔、不需要安装封隔器, 具有不受压裂层级限制、层数越多优势越明显等特点, 成为今后的重要发展方向。
参考文献
[1]曾凡辉, 郭建春, 苟波, 等.水平井压裂工艺现状及发展趋势[J].石油天然气学报, 2010, 32 (6) , 294~298[1]曾凡辉, 郭建春, 苟波, 等.水平井压裂工艺现状及发展趋势[J].石油天然气学报, 2010, 32 (6) , 294~298
分段压裂工艺 篇3
可钻桥塞分段压裂完井工艺已问世多年, 该压裂完井理念及配套工具开始有国外最先研发出来, 后国内各大企业争相模仿, 目前很多企业声称拥有该技术。
1 工艺原理
可钻桥塞分段压裂完井工艺与多簇射孔工艺配套使用, 这里主要介绍二者联作工艺。第一层压裂可以用油管传输射孔, 射孔后直接进行压裂作业。然后用电缆带射孔枪和桥塞下入预定位置, 下入过程中可以用泵车按照设计排量泵送桥塞, 工具到位后通过不同电极来控制, 使桥塞先坐封同时丢手, 再拖动射孔枪到预定位置射孔, 起出电缆, 进行第二段的压裂改造。以后依次是其它段数的压裂改造。
2 工艺特点
该工艺的特点主要体现在以下几个方面:
(1) 与多簇射孔联作, 油层改造面积大, 形成裂缝更多更密。
(2) 压裂施工为套管压裂, 施工排量大, 油层改造效果好。
(3) 施工结束后桥塞可顺利钻除, 井筒内不留金属环, 实现井眼全通径。
(4) 桥塞上端和下端设计有对接装置, 防止钻塞过程中发生打滑现象, 充分保证磨铣过程顺利进行。
(5) 该工艺对油层改造段数无限制, 可以实现无限级数的分段压裂改造。
(6) 可钻桥塞坐封与多簇射孔联作, 下入一趟工具即可实现, 缩短施工时间和成本。
3 压裂完井管柱串结构
可钻桥塞分段压裂完井管柱串从下到上主要为:可钻桥塞+桥塞坐封工具+短节+射孔枪+短节+磁定位装置+打捞头+电缆至井口。其井底结构如图1所示。
4 配套工具及设备
该工艺施工过程中涉及到的配套工具及设备主要有:可钻桥塞、可溶球、坐封工具、磁定位装置和打捞头等。
4.1 可钻桥塞:
可钻桥塞采用复合材料制作, 施工后可轻松钻除, 且复合材料密度轻, 可顺利洗出, 其外径111mm, 内通径可达76mm, 可通过小直径油管作业, 如压后产量较高可先不钻塞, 生产一段时间根据产量情况做下一步打算。桥塞卡瓦与套管咬合面积大, 坐封牢固, 有效防止桥塞移动, 可承受压力达70Mpa, 满足压裂工况。
4.2 可溶球:
可溶球采用多种特殊材料制作, 在油井中遇电解质自动溶解, 不同溶解时间可以根据需要选择。可溶球可以在射孔工具起出之后再投入井内, 也可以预置在桥塞内部随工具一起下入井底, 这样在坐封桥塞的同时就自动实现了井筒正向密封, 节省施工时间。
4.3 坐封工具:
坐封工具有很多种, 这里主要介绍液压坐封工具, 液压坐封工具通过设计多级液压缸, 达到多级增力的效果。类似增力结构在分层注水封隔器和底部桥塞中已有大量应用, 工艺较为成熟。
5 现场施工及注意事项
5.1 主要施工流程
(1) 井筒准备:替浆、通井、刮削试压。
(2) 油管传输射孔第一段, 射孔后压裂。
(3) 连接可钻桥塞、坐封工具、磁定位装置、打捞头等工具串。
(4) 泵送桥塞到预定位置, 磁定位。
(5) 坐封可钻桥塞, 同时丢手。
(6) 上提工具串到射孔位置, 引爆射孔枪。
(7) 起出工具, 压裂作业。
(8) 根据需要, 钻除可钻桥塞。
5.2 注意事项
(1) 使用电缆泵送桥塞, 中途如遇卡, 上提吨数不能超过设计要求, 以免对电缆及工具造成损伤。
(2) 使用该工艺施工, 若压裂后油井能量和产量较高, 建议先不钻塞, 生产一段时间油井产量下降或者需要进行井下作业时再进行钻塞作业。
6 结语
(1) 该工艺对压裂级数没有限制, 尤其适用于油层井段较长的水平井和大斜度井。
(2) 该工艺施工后可钻除桥塞, 实现井眼全通径。
页岩气分段压裂完井工具解析 篇4
1 页岩气
页岩气通常分布于盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。页岩气的开采具有:开采寿命长、生产周期长的优点, 而且绝大部分的产气页岩分布厚度大、范围广、最重要的是普遍含气, 这就使得页岩气井能够长期、稳定地产气。
然而页岩气储层又具有分布连续、低孔、特低渗和脆性较高的特性, 且页岩中的天然气存在形式也不是单纯的一种, 不同的页岩气储集机理在一定程度上增加了页岩气开采的难度。基于这种情况, 页岩气的开采就必须要采用一定的强化手段, 从而达到有效开采的目的。分段压裂技术便应运而生。分段压裂技术的采用能够有效改善油气流的渗流条件, 还能凭借较高的页岩气初始产气量更快回收投资, 还可以延长延长稳定期, 延长气井的寿命, 从而做到有效开采和长效开采。
2 页岩气分段压裂完井工具
我国对于页岩气的开采尚处于起步阶段, 而国外较为成熟的页岩气开采则主要在北美地区, 很多大型的油田厂商都开发出了水平井裸眼多端压裂工具, 取得了很多的成果。
2.1 Zone Select压裂系统
Zone Select压裂系统是威德福公司采用模块化的设计生产出的压裂工具, 在加拿大和美国等地已经得到了广泛的应用。Zone Select压裂系统的裸眼最多可分至21层。封隔器包含了遇油自膨胀封隔器、套管外封隔器、压缩式封隔器、裸眼皮碗式封隔器以及压缩自膨胀组合式封隔器, 滑套开关也有三种, 分别为液压式、重复开关式和投球开孔式。使用者可以根据具体的地质条件和井矿进行自主优化组合。多级压裂系统中的自膨胀封隔器的端部增加了组合式的支撑环, 在一定程度上增强了封隔器的耐压性;且压裂过程采用的是简易投球滑套, 降低了成本, 如果需要保持通径状况, 压裂结束后只需要向下通入连续管将球座和球钻掉即可。此系统为美国宾夕法尼亚州的玛西拉页岩区气田节省了不少的时间。
Zone Select压裂系统的优点主要有, 能够使得储层产能最大化, 能够实现平均增产5倍;充分节省完井的时间;对地层迅速打开和关闭, 减少了对地层的伤害;通过选择性地遮盖和阻挡液体, 延长油气井的寿命;通过迅速回泄的方式, 减少了压裂液对于储层的伤害。
2.2 Frac Point多级压裂系统
Frac Point多级压裂系统是除了Zone Select压裂系统和Delta Stim压裂系统外另一个页岩气分段压裂完井的有力工具。其工作原理与哈利伯顿公司生产的多级压裂工具Delta Stim压裂系统类似, 其在Bakken Shale页岩气藏Ogden 11-3H号中的使用, 一次起下完井, 就压裂了24级。
Frac Point多级压裂系统的优点主要有:在作业时无须射孔和尾管固井, 扩大了井眼环空的截面积;能够较好地控制裂缝的延伸范围;一次最多可压裂11级;在一趟管柱作业中, 需被压裂的井段可以同时进行, 在很大程度上节约了作业的时间;在滑套接近产层段, 压裂的同时还能使完井增产, 降低了作业的成本。
3 多级分段压裂工具的研究进展
多级分段压裂的方式可以节约很多成本, 其施工的顺序一般为:通井, 下管柱到预定位置、替柴油、悬挂器做挂、丢手、起出送入工具、下入回接管柱、投球加压并开启液压滑套、压裂趾端段、依次投球压裂。其工具主要有自膨胀封隔器和滑套。
3.1 自膨胀封隔器
自膨胀封隔器是针对裸眼井多层隔离十分有效的技术。自膨胀封隔器通过胶筒吸入流体或油水混合物, 就能够实现自动膨胀, 且膨胀后的尺寸可以达到原始尺寸的两倍, 从而对各种井矿不规则的井进行密封。在胶筒膨胀达到标准之后, 也不会对周围的地层产生压力作用, 有效防止了周围地层出现裂纹的情况。同时, 自膨胀封隔器也有自身的缺点, 即胶筒的长度过长, 在膨胀后胶筒的强度会相应降低, 而要想实现常规封隔器的密封压差, 就要求胶筒的长度在6到9米之间, 外径范围也只能在小于裸眼井径的8到10毫米之间。基于这种情况, 我国的石油集团开发出了一种膨胀速度快且强度高的橡胶材料, 并进而研制出了具有高耐性、高强度的自膨胀封隔器——FZP114, 如图1所示。其胶筒长度的耐压差最高可以达到每1米55兆帕。这种自膨胀封隔器具有结构简单、操作容易、耐性高、长度短等优势, 在很多程度上提高了下入过程的安全性。
1-接箍;2-基管;3-挡环;4-紧定螺钉;5-挡眼;6-承托环;7-叠片;8-胶筒
3.2 滑套
FZP114投球滑套的结构主要包括上接头、内筒、密封圈、球、固定螺钉、球座、剪切销钉、止动环和下接头。其中球座的材料为易钻材料, 方便在需要通径时下入连续管将其钻除。FHTY114的液压滑套结构则主要包括上接头、密封圈、内筒、剪切销钉、止动环和下接头。这两种滑套的结构虽然有些不同, 但是其最关键的设计部门都是一致的, 即要对剪切销钉的剪切值进行精确的计算, 从而保证压力的准确性。其中, 制造销钉的材料选用黄铜, 不同的销钉个数所需要的开孔压力也各不相同。比如在销钉个数为2时, 开孔压力只有2.40兆帕;而当销钉个数增加到16个时, 开孔压力就会高达19.18兆帕。同时, 考虑到页岩气压裂的过程中的排气量问题, 还要对排量和轴向剪切力进行计算。在现场施工的过程中一定要依据排量的状况具体确定销钉的个数, 以免因销钉提前剪断而产生事故。
4 结语
页岩气作为一种储量丰富的非常规能源, 在我国资源发展、改革的过程中有着十分重要的地位。页岩气分段压裂完井工具在页岩气的开采过程中起到了重要的作用, 为页岩气的有效、长久开采做出了卓越的贡献。同时, 随着国内页岩气技术的不断进步和完善, 一定会有更多更好的页岩气开采工具出现。
参考文献
水平井裸眼分段压裂完井技术探讨 篇5
随着我国经济的不断发展, 社会的进步, 各行各业都不在不断兴起, 对于能源的需求也日益提高。能源作为一种稀缺资源受到了广泛的关注。该项事业得到了长足的发展, 油气开发技术也在不断提高。对于低压、渗透地区的油气藏开发, 水平井裸眼分段压裂完井技术是提高生产效率的有效方法。该技术的难点在于需要合理选择各种工具, 如完井管串悬挂工具、井下分段隔离工具、压裂工具组配完井管串, 上述工具及组合需要完全符合生产各个过程的强度及性能要求, 并根据施工地点的自然环境、地质条件、开发要求等各项因素全面考量完井工具的压裂过程中的适应性及可靠性[2]。因此, 对于该项技术的研究分析是十分有必要的。
1 水平井裸眼分段压裂流程
水平井裸眼分段压裂工艺的一般流程为先将井眼通畅, 保证压裂管柱能够安全且无障碍的进入井眼底部, 并把钻杆与之合理连接, 设置入井底后, 将丢手工具分开, 再将其插入生产油管柱, 逐步的投球, 以提高压力, 压裂各层, 以此达到水平井不动管柱正常成产的目标。具体施工流程分为以下几种:
1.1 处理井眼
井眼的构件及组成环节较多, 需要处理的项目较为繁杂, 如套管的清理、螺旋扶正器通井、模拟管柱通井等, 具体方法如下: (1) 套管的清理在经过钻井的过程后, 套管上会存在定数量的结块, 该结块会阻碍压裂管柱的顺利进入井下, 因此应将其彻底清除干净。所需的工具包括通井规、钻柱、钻杆1根、刮管器。在刮管的过程中, 如果井段的阻力较大, 可以重复几次刮管的过程。在刮管至套管末端约10米左右的位置时, 应停止刮管, 转为进行泥浆循环工作, 并将泥浆不断过筛, 将其中颗粒状的杂物清除干净, 直至出口的泥浆性质与钻井设计的泥浆性质一致; (2) 螺旋扶正器通井在清理岩屑床, 使水平井裸眼段达到坡度更小的目标时, 应使用螺旋扶正器进行通井工作。所需工具包括螺旋扶正器、牙轮钻头、钻柱、钻杆1根、加重钻柱、钻柱。在通井过程中如果遇到出现阻碍状况, 其载荷也应保持在80kn以内, 尽量避免使用与原来井径相同的钻头, 在井内进行上下及旋转式的运动。管柱在通过该段后, 还需要重复进行3次左右的拉伸过程, 配合泥浆循环工作, 使其能够平稳向下钻进; (3) 模拟管柱通井该项工作所需的工具包括:钻头、钻杆1根、钻柱、螺旋扶正器1个、螺旋扶正器1个、加重钻柱等, 使用模拟通井直至水平井的底部, 并保障其阻力不超过80kn, 先往上抽提0.5米左右, 再使用原钻井泥浆进行循环, 直至出口的泥浆性质与钻井设计的泥浆性质一致[3]。
1.2 植入管柱丢手
在设置生产管柱时, 为了控制成本, 一般不采用钻杆作为生产管柱;如果使用压裂管柱直接与生产油管柱连接, 植入井底, 油管柱的强度较差, 一旦遇到阻力较大的井段, 处理较为复杂, 因此可以采用压裂管柱与钻杆相连接, 植入井底后, 相互分开, 再将其回插至成产油管柱, 实施压裂和进行正常生产。
1.3 设备安装及管柱回插
压裂施工需要使用许多设备, 但是井场还存在许多钻井设备, 占用较多场地, 使压裂施工所需设备无法进入场地进习施工作业。应先将钻井设备拆除, 再将压裂设备根据按照一定的程序进行安装, 并配水、配液。上述工作完毕后, 即可以实施回插生产油管柱进行压裂。由于投球, 在选择油管柱时, 需要与设计的管柱层数量做为参考。一般第一层为压力开启, 滑套会在压力的作用下开启, 因此建立其相应的压裂通道[4]。其他层在采用不停泵投球的方式进行作业, 投球一次后即压裂一层, 循序渐进, 保证施工质量。
1.4 关阀产线
压裂工作结束后, 即可停泵, 并将井口的阀门关闭, 并按照一定的程序拆除施工的管线, 将压裂液体排出, 检查各项指标, 确认合格后即可进行生产活动。
2 分段压裂设计
水平井裸眼分段压裂设计涵盖了较为方面的内容, 包括测录井、油藏地质学、环境工程学、油田化学等, 为了达到压裂的各项设计要求, 需要对以下几个方面进行考量:
2.1 封隔位置选择
在封隔位置的选择上, 需要根据不同的资质状况综合分析, 合理考量。一般较为适合进行封隔的井段包括电性不高的井、井径较为稳定, 没有出现大幅度扩径情况的井段、物性较差别地质条件为泥质砂岩的井段、钻井持续时间较长的井段等。一般封隔器可以分为悬挂封隔器及裸眼封隔器, 不同的类型的封隔器有不同的设计要求: (1) 悬挂封隔器, 该类封隔器的位置选择需要井斜角度保持在35°内, 与套管鞋的距离应超过150米, 井眼的狗腿度应在10°/30m以内;切忌接触到套管接头部位的接箍, 避免出现接箍松动, 影响套管质量; (2) 裸眼封隔器, 该类型的封隔器应选择硬度较高的砂岩储层, 需要井眼的坡度平缓段长度大, 超过2米, 且井径较小, 井眼狗腿度保持在10°/30m[5]。
2.2 分段距离
在分段距离的设计上, 应遵循提高水平井控制面积, 便于提高水平井段的利用率的原则。对于压力场及流态进行全面的检测与分析, 综合考虑, 合理设计距离, 并且需要兼顾裂缝与水平段井轴形成的夹角, 最后确认压裂裂缝之间的距离。
2.3 分段级数
分段级数需要综合考虑油气的储存环境、当地的地质条件、水平段的长度及其与储层主应力方位的关系等, 在兼顾考虑施工技术及裂缝的效率的条件下, 对相关井下作业需要的工具的位置进行准确的定位。为了保证其经济效益及有效的控制成本, 回插生产油管柱的规格的选择也充分考虑分段的级数。
3 结束语
科学技术的不断更新换代, 在现代社会的各个行业都有较多体现。能源行业关系到国民经济的重要行业。各项能源的开发技术在该行业体现的较为明显。其中水平井裸眼分段压裂技术属于技术含量较高的技术, 其作用在于能够有效的提高生产效率, 实现较高的经济效益。该技术经过我国的油气藏开发行业的长期实践运用, 已经完全掌握, 并自主研发出水平井裸眼分段压裂工具。但是该技术还是存在一定的局限性, 即国内自主研发的水平井裸眼压裂工具均针对规格为177.8mm的套管, 适应规格为152.4mm的水平井, 对于规格较小的水平井, 还没有研发出适应该类水平井的裸眼压裂工具, 需要进一步研究与探索。
摘要：我国经济的发展, 各项事业的兴起, 使得能源成为了稀缺资源, 国家对于能源的开发十分重视, 发开技术也不断提高。其中在低压、低渗透油气藏的开发中, 水平裸眼分段压裂是有效的提高生产效率的方式, 该技术具有技术含量高、效益好、成本低、能够有效提高生产效率等优势, 在实践中得到了较多的证实[1]。文章简单阐述了水平井裸眼分段压裂的施工工艺、分段压裂工艺管柱结构及其分段压裂设计等, 为从事该行业的人员提供一定的参考与借鉴。
关键词：水平井,裸眼分段压裂,完井技术,施工工艺
参考文献
[1]王励斌, 陈德广.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油矿场机械, 2011, 40 (04) :70-74.[1]王励斌, 陈德广.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油矿场机械, 2011, 40 (04) :70-74.
[2]詹鸿运, 刘志斌, 程智远, 田文江, 张鹏, 韩永亮.水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (01) :123-125.[2]詹鸿运, 刘志斌, 程智远, 田文江, 张鹏, 韩永亮.水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (01) :123-125.
[3]王建军, 于志强.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油机械, 2011, 39 (03) :59-62.[3]王建军, 于志强.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油机械, 2011, 39 (03) :59-62.
[4]张鹏, 程智远, 刘志斌, 韩永亮, 詹鸿运, 郑永哲.水平井裸眼分段压裂坐封球座的研制与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (02) :131-132.[4]张鹏, 程智远, 刘志斌, 韩永亮, 詹鸿运, 郑永哲.水平井裸眼分段压裂坐封球座的研制与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (02) :131-132.
分段压裂工艺 篇6
1 模型的建立
煤层气储层的基质渗透率极低, 且富含不同发育程度的微裂缝, 整体表现为双孔特征, 因此, 在数值模拟过程中需采用双孔模型[3], 在原有机理模型的基础上进行局部网格加密 ( 图1) 。由于模型中的裂缝宽度远远小于网格宽度, 需在模拟过程中采用等效渗透率的方法来解决线性不收敛问题。
如图2 所示, 水平井虽增大了与储层的接触面积, 但不压裂时单井产量依然很低, 最终采收率为0. 162% ; 采取分段压裂措施后, 生产初期产量达到10 000 m3/ d, 最终采收率为3. 15% , 提高近20 倍, 进一步证明了煤层气开发过程中分段压裂的必要性。'
2 裂缝参数研究
2. 1 裂缝间距
裂缝间距过小会加剧缝间的干扰, 导致缝间低压区的形成, 限制了气体的采出; 而裂缝间距过大, 缝间的区域又难以被充分波及, 同样会对产能造成不利影响[4]。所以, 裂缝间距存在一个最佳值。
在压裂主裂缝扩展过程中, 使裂缝张开的临界净压力计算公式为:
式中, Pnet为临界净压力; σH为最大水平主应力; σh为最小水平主应力; ν 为泊松比。
计算得开启天然裂缝的临界净压力为16 MPa左右, 然后通过诱导应力计算方法[5], 算出最小不干扰裂缝间距为26 m左右。
2. 2 裂缝条数
人工裂缝数量关系到储层改造体积的大小, 对单井产能影响重大[6]。研究区块水平井的平均水平段长约1 500 m, 为了优选裂缝数量, 共设计了5套方案: 在水平段长为1 500 m的基础上, 压裂段数分别取9, 12, 15, 18, 21, 每段3 簇射孔。
裂缝增大了井筒与储层的接触面积, 随着裂缝数量的增加, 累计产气量 ( 图3) 及采收率增加, 但过多的裂缝会使地层压力迅速下降, 缝间干扰增强, 导致裂缝平均产能下降, 从而降低了累计产气量及采收率增加幅度。考虑到压裂作业成本随裂缝条数的增加而增大, 因此优选出最佳压裂段数为15 段, 主裂缝数为45 条, 裂缝间距为33. 3 m, 满足最小不干扰裂缝间距的要求。
2. 3 裂缝半长
水平井裂缝长度是影响煤层气开发效果的最主要因素之一, 有必要对不同裂缝长度下气井的产能变化进行分析。假设水平段分15 段压裂, 每段上有3 簇, 模拟的裂缝半长分别为175, 225, 275, 325, 375, 425 m。裂缝的长短反映了储层供气面积的大小[7,8], 如图4 所示, 随着裂缝长度的增加, 累计产气量逐渐增加; 但裂缝越长, 气体在流动过程中遇到的摩擦阻力越大, 导致累计产气量增幅降低。考虑到现场的施工难度以及压裂成本等因素, 建议裂缝半长控制在350 m左右。由于受裂缝泄气面积的影响, 水平段端部的裂缝产量要大于中间裂缝的产量[9], 同时为了减少裂缝之间的干扰, 常在压裂设计中采用人工裂缝长短交错的分布模式。
2. 4 裂缝导流能力
压裂过程中形成的裂缝体系是否具有经济效益, 一个很重要的判断指标是裂缝的导流能力。在1 500 m的水平段上, 压裂15 段, 每段3 簇射孔, 裂缝半长为350 m, 通过改变初始裂缝渗透率, 使裂缝导流能力分别为25, 50, 75, 100, 125, 150 m D·m。如图5 所示, 累积产气量随导流能力的增加而增加, 但地层渗透率与裂缝渗透率间的巨大差距限制了煤层气向裂缝的流动能力[10], 降低了水平井产能的提高幅度。综合考虑认为, 裂缝的初始导流能力为100m D·m时较合适。
3 结论
( 1) 运用CMG软件中的GEM模型, 定量证明了煤层气开发过程中分段压裂的必要性。
( 2) 采用单因子变量法, 优选出最佳的裂缝参数组合形式: 1 500 m水平段上压裂15 段, 每段3 簇射孔, 共45 条主裂缝, 裂缝间距为33 m, 裂缝半长为350 m, 导流能力为100 m D·m。
( 3) 针对煤层气藏开展的水平井裂缝参数优化的研究思路及方法, 对于改善煤层气藏的开发效果具有重要的指导意义。
参考文献
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分段压裂工艺 篇7
水平井分段压裂技术是低渗透、低压、薄储层以及边际油气藏增产的一项重要措施,同时还能降低固井、射孔等作业风险[1]。封隔器是实现分段压裂的关键部件,其性能直接影响到压裂施工效果[2]。井壁曲面不规则、工作环境恶劣等因素会造成封隔器失效。封隔器失效会引起不同封隔段相互串通、压裂段内部压力减小、地面压裂设备无法加压的问题,造成压裂缝长度减短,甚至导致压裂油井报废。长庆油田三叠系油藏储层渗透率低[3],水平井水平段长度逐年增加,水平井分段压裂技术成为一项重要的增产措施,根据长庆油田的施工经验,分析常见的封隔器失效原因,并提出相应的解决措施。
1封隔器失效原因分析
1.1工作环境恶劣
封隔器所处的工作环境恶劣,个别水平井的工作温度在150℃以上,储层压力超过75 MPa。而封隔器胶筒通常为橡胶材料,弹性模量低、黏弹性高,在高温高压条件下,橡胶分子链上的α氢与氧反应,形成不稳定的中间体,使橡胶分子链分解为带C=O和OH的2个链段,橡胶的扯断强度、撕裂强度大幅度降低。在封隔器入井过程中,若涨封位置温度高于胶筒的额定耐温值,封隔器胶筒极易发生局部破损。此外,封隔器胶筒在井下酸、盐、油等介质环境下,橡胶会出现溶胀现象,弹性模量下降,密封性能随之下降。
1.2井筒套变
井筒套管受到围岩应力、泥岩膨胀和蠕变、油层出砂、盐岩蠕变和断层活动等地质作用;油气中含有硫、硫化氢等,水中有无机盐和还原菌等,套管还会受到电化学腐蚀、化学腐蚀、细菌腐蚀等;在注水、酸化压裂、射孔、套铣、磨铣等作业过程中,套管会受到内挤压力;或者套管自身质量不合格;井筒结垢或有毛刺。上述因素都会造成井筒套变。井筒套变后内径变小,封隔器与井筒本来不大的间距会变得更小(表1),造成摩擦几率增大,对胶筒的损伤增大,导致封隔器不坐封或者密封不严;另外,井筒套变后井筒内径不一致,也会导致胶筒与井筒接触不好,密封不严。
1.3管柱蠕动
压裂过程中管柱受力不匀,受力变化使管柱的伸长量随之变化,造成管柱蠕动。常用的水平井分段压裂封隔器为压缩式封隔器,利用液压坐封。当封隔器到达设计位置,压裂泵车向管柱内输入压裂液,压裂液传递压力实现坐封。当管柱出现蠕动时,封隔器也出现相应的伸缩运动,封隔器胶筒与套管内壁间的摩擦力增大,损坏胶筒的密封,造成封隔器失效。
1.4液击效应
井下作业过程中,当管柱下入井筒后,由于油套环空液体的过流面积减小,液体长度会迅速增加,管柱受到井筒液体的浮力增大,造成下钻困难,即为液击效应,稠油和含水量低的井液击效应表现得更为明显。由于液击效应的存在,带封隔器的管柱受重力和浮力的双重作用,且浮力大小不断变化,管柱下井过程中可能会出现弯曲和径向偏离,造成封隔器胶筒与井筒产生横向摩擦,若井筒上存在不规则、结垢、射孔、毛刺等,封隔器就会出现不同程度的损坏,最终可能导致封隔器失效。
2解决措施
2.1改进封隔器胶筒材料、数量
选用额定温度高于的井底温度乘以安全系统(推荐≥1.25)的氢化丁晴橡胶制作封隔器胶筒,氢化丁晴橡胶综合性能较好,工作温度能达到150℃,能满足大部分油藏需要。
受材料性能的局限,为提高封隔器的密封性能,可以通过增加胶筒数量的方式。套管损伤或结垢后,表面凸凹不平,增加胶筒数量可以在一定程度上提高密封性。如图1所示,压裂用Y341-114型封隔器原有3个胶筒,改进后增加一个胶筒,提高封隔器的密封性能。
2.2增加封隔器保护装置
在封隔器上增加保护装置,在起下井过程中,保护装置承受套管内壁摩擦力,能提高封隔器的承压能力和避免胶筒损伤。由长庆油田分公司油气工艺研究院研制的压缩式裸眼封隔器[4],在胶筒两端增加保护装置,采用6个单独的保护块相互交错组成保护圆环,封隔器坐封时,保护圆环随着胶筒的压缩径向扩张,扩张后的保护环外径比封隔器外径大,并紧贴井眼内壁,起到支撑作用,提高封隔器胶筒双向承压能力的同时,可以避免胶筒的损伤,见图2。
2.3创造良好的井况和井筒条件
井筒套变或结垢后,易造成封隔器下井遇阻、胶筒刮伤,坐封后密封不严等问题,良好的井况和清洁平滑的套管内表面是保证封隔器密封效果的重要条件。在压裂施工过程中,对有井筒腐蚀、结垢、钻塞等情况的井段,要对套管内壁进行彻底刮削,利用刮削器的往复运动去除内壁的杂物;在选择封隔器卡封位置时,要掌握准确的测井资料,避开套管变形、结垢等不正常井段;对已发生套管变形的井,要进行通井、胀套、换套等作业,实施修套处理,保证良好的井筒条件。
2.4改变坐封方式减少管柱蠕动
封隔器常用的坐封方式是在不同压力下多次打压坐封,每次打压时管柱上压力变化易造成管柱蠕动,此时封隔器胶筒处于压缩状态,管柱蠕动会造成胶筒与套管内壁的摩擦增大,容易损坏。封隔器涨封压力并不受深度影响,只跟液面相关,对于同一口井,液面保持不变,涨封压力也不用变,所以可以选用在同一压力下打压一次的坐封方式。减少打压次数,降低管柱蠕动对封隔器造成的损伤。
2.5使用单流凡尔减小液击效应
液击效应是管柱下井时液体过流面积减小引起的,要减小液击效应,需增大过流面积。一般情况下,使用小直径的封隔器,能增大过流面积,并减小封隔器与套管壁的摩擦的机会,但受井筒尺寸限制,封隔器尺寸减小的幅度有限。如图3所示,可以将管柱底部的死堵换成单流凡尔,单流阀可以进液,有效增大过流面积,减小液击效应。
摘要：封隔器的性能直接影响水平井分段压裂的施工效果。分析封隔器失效的原因,包括工作环境恶劣、井筒套变、管柱蠕动、液击效应等;根据压裂实践,实施改进封隔器胶筒材料、数量,增加封隔器保护装置,创造良好的井况和井筒条件,改变坐封方式减少管柱蠕动,使用单流凡尔减小液击效应等解决措施。
关键词：水平井,封隔器,失效原因,解决措施
参考文献
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