分层压裂（精选4篇）
分层压裂 篇1
1 永42-1井分层压裂工程结算情况
江苏油田试采一厂油区2013年完成压裂工作量36井次, 审核结算额1 811.21万元, 平均单井费用50.31万元。永42-1井分层压裂工程无论从施工深度、压裂规模、工程造价方面都具有代表性。本次选取永42-1井分层压裂工程进行典型要素分析。
2 典型造价要素分析
2.1 参数类要素选取
施工参数类要素共9项, 其中井型、施工深度、施工工序内容这3项在结算中主要由施工周期来反映;施工距离、施工规模、砂量、分层数量、排量5项主要由运输及特车费、工程劳务费来反映;后两项在费用类要素中进行分析, 参数类要素选择施工周期作为重点要素进行分析。
2.2 费用类要素选取
按照突出重点、抓关键造价要素分析的原则, 通过对 (图1) 的分析, 因此重点从施工周期、主要材料费、燃料动力费、折旧费、修理费、运输及特车费、工程劳务费、配合施工费这八个要素点进行深入分析。
3 典型造价要素分析
3.1 施工周期分析
施工周期是计算各项费用定额的基础, 目前定额中是以每个工序施工作业消耗的人工工时为基础进行制定的。通过对永42-1井压裂工程生产日志数据的采集, 对比实际施工周期和定额周期 (见表1) , 分析原因并找出差异。
从表1可以看出, 永42-1井分层压裂工程的定额结算周期比实际施工周期降低64.27%;如果按照85%的工效计算, 降幅仍在57.97%, 主要差别在施工准备和收尾阶段。分析原因主要有: (1) 永42-1井位于水网密布的江苏油区, 乡村道路大型设备无法通过, 设备搬迁只能采用水陆联运的方式。 (2) 压裂酸化定额中压裂液罐按35m3/只配备, 本次520m3的施工规模应配备16只。江苏压裂队为了提高背罐车的道路通过能力和减少施工时的占地面积, 配备的是25m3/只的炮弹罐, 因此本次施工的压裂液罐实际使用量是25只。搬迁的车辆增加了18台次, 搬迁时间相应的延长; (3) 本次施工距离是25km, 江苏油区作业施工平均搬迁距离60km, 如果考虑搬迁距离对周期的影响, 定额与实际周期的差距还将拉大。
3.2 主要材料费分析
永42-1井压裂工程的主要材料费包括压裂砂、各种交联剂、破胶剂、助排剂等材料, 提取该井主材的用量和结算价格, 同时结合定额库中的材料价格, 两者之间进行对比, 分析原因, 确定其对造价水平的影响。主要材料费484 873.28元、占工程总造价40.47%;定额材料费比结算材料费减少207 826.89元, 差额比-42.86%。主要原因是: (1) 近几年压裂用料价格变化较大, 总的趋势是价格上涨, 但不同的药剂涨幅不同, 个别的药剂价格下降;同一种药剂不同的批次价格也有变化; (2) 定额价格库中材料价格更新较慢, 尤其是用量大、价格变化幅度大的, 如压裂砂、瓜尔胶等材料。
3.3 运输及特车费
压裂工程运输及特车费主要是设备搬迁的车辆费和运送压裂液的运输费, 设备搬迁又分为压裂设备搬迁和储罐搬迁两类, 下步分析主要从配车模式、运输方式两方面来分析费用构成的差异。
3.3.1 定额配车模式和实际配车模式存在差异的主要原因
压裂车的配备数量主要根据排量来确定, 目前压裂车2000型的排量为1.5m3/min/台, 压裂车2500型的排量为0.8m3/min/台, 永42-1井压裂施工设计排量5 m3/min压裂车实际配备数量是8台 (其中6台施工, 2台备用) 。15t罐车和背罐车配备数量主要由压裂规模和压裂液罐的容量确定, 永42-1井压裂规模520m3, 15t罐车配备数量应不少于38台;25m3炮弹罐的数量25台, 背罐车配备数量也应是25台。
压裂车、混砂车等的定额台时比实际台时增加1.73h, 主要考虑了85%的生产时效, 因此和实际差别不大。
3.3.2 运输方式差异
永42-1井压裂工程施工车辆、设备实际运输方式是水陆联运, 压裂定额中未包含水运费用。永42-1井压裂工程运输及特车费定额比实际减少85 036元, 其中因配车模式差异导致实际运费增加13 692元, 因运输方式差异导致实际运费增加71 344元。
3.4 燃料动力费分析
燃料动力费主要是作业设备及发电设备所消耗的燃料费, 定额编制按照设备功率和铭牌耗油量, 按照理论计算得出柴油的消耗量, 实际结算中再根据现行油料价格计算燃料动力费 (见表2) 。
目前的油料价格定额结算与实际基本接轨, 其中定额与结算的差异主要由于车辆配置数量不同引起。实际燃料费是根据统计的江苏压裂队近3a的实际燃料费通过压裂定额编制方法计算出的。结算燃料费与实际燃料费差别主要由计价方式不同引起的。
3.5 折旧费
折旧费用主要是由定额编制当期的资产价格决定的, 折旧费是按照施工队伍的设备配备标准定额和财务资产部门规定的折旧年限确定设备价格编制折旧费定额。目前压裂定额中设备的折旧年限为8a, 而实际生产中压裂设备的使用寿命基本都长于财务部门规定的折旧年限, 这部分已经计提完折旧的设备在施工结算中继续收取折旧费, 形成一定的利润。这就使得施工队伍前期成本压力增大, 而后期实际利润率大幅增加。
3.6 修理费
修理费是根据企业的有关规定, 编制的设备修理费费率并在此基础上编制设备修理费用定额。目前压裂定额中设备修理费费率为8%, 下步对比定额修理费和实际修理费的差异, 分析差异原因。其中定额与结算的差异主要由于车辆配置数量不同引起, 实际修理费是根据统计的江苏压裂队近3a的实际修理费通过压裂定额编制方法计算出的。可以看出压裂定额修理费比实际修理费多41 646.95元, 定额修理费偏高。
3.7 工程劳务费
压裂工程中的工程劳务费主要是配液劳务、压裂储罐使用、压裂低压流程、压裂砂筛选辅助劳务等构成。工程劳务费定额比实际少20 700元, 差异在两方面: (1) 由于实际储罐使用数量比定额多出9个, 压裂储罐使用劳务增加2 700元; (2) 其他辅助劳务差异主要是车辆、储罐的临时用地补偿费、场地平整费。按照中石化投资要求, 单井井场面积为600m2, 本次压裂施工25台储罐和27台施工车辆及地面管汇占地面积至少1 800m2, 需要增加临时用地1 200m2, 增加费用18 000元。
3.8 配合施工费
配合施工费主要是井下作业队为配合压裂施工实施的一些必要工序所发生的费用, 其中分层压裂施工配合费属定额外费用, 本次不做分析。本次施工的主要配合工序有中途更换油管、起下压裂管柱、配合压裂施工、配合磁定位测井、放喷排液、回收废液等。工序费用占66.64%:
(1) 放喷排液费用定额比实际增加27 487.63元, 主要是在相同的施工周期下, 实际人员配备比定额减少。
(2) 回收废液定额比实际减少17 480.56元, 主要是180m3废液回收所用车辆比定额增加。近年油田生产越来越重视清洁环保, 这项费用在生产成本中的比重必将增加。
4 结论
通过以上压裂工程典型要素的分析, 现行压裂定额消耗量及部分价目表与实际情况存在一定偏差, 在技术装备、施工组织方式及费用支出构成上有了很大的变化, 为更好地巩固近年来石油专业工程定额体系建设的成果, 满足定额常态化管理的要求, 提出以下建议, 为以后的定额修编工作提供参考: (1) 在压裂定额中计算运输及特车费时增加水陆联运项目; (2) 含水路联运的项目不仅考虑运输费用增加, 施工准备和收尾阶段的工时消耗也应做出相应的增加; (3) 定额价目表及时更新, 车辆的单价应根据实际情况适当调整;定额库中的材料价格虽然在结算过程中可以人工调整, 但是查找价格依据和手动输入不仅增加工作量, 而且容易造成误差, 也不利于提高预算及投资估算的准确度; (4) 压裂用车配备数量应更符合实际情况, 施工使用车辆与备用车辆计价时应分开计算; (5) 对个别工序的工时消耗量定额做适当调整, 如压裂施工准备、收尾等; (6) 对于压裂定额中的设备资产原值、折旧年限、设备修理费率等根据实际情况做科学合理的调整。
投捞式桥塞分层压裂工具应用研究 篇2
一、投捞式桥塞的结构组成
投捞式桥塞由喷砂滑套、轻质爬行器和捕捞器组成。
1.喷砂滑套。过球式喷砂滑套由上接头、中心管、滑套、剪钉、下接头和密封圈组成, 结构如图1所示。
2.轻质爬行器。轻质爬行器由捕捞头、提升皮碗、钢球、密封短接和密封圈组成, 结构如图2所示。
3.捕捞器。捕捞器由上接头、剪钉、传力套、拉杆、弹簧、捞爪和捞筒组成, 结构如图3所示。
二、投捞式桥塞的工作原理
压裂下层时, 喷砂滑套处于正常工作位置, 具有良好的密封性能 (密封上层通道) , 满足气田压裂下层的需要。
压裂上层时, 先将爬行器从油管投入, 然后对油管打压, 爬行器下端即进入滑套并与之密封, 尔后爬行器在上、下液压差的作用下继续向下运动, 当上、下液压差的作用力达到某一固定值时, 即可剪断滑套上的剪切销钉打开滑套, 滑套下落进入滑套座后与之锁定, 封隔器反洗阀也会同时关闭并锁定, 此时即能有效封堵下层, 满足气田压裂上层的需要。滑套进入滑套座并与之锁定, 可避免压裂残液返排时, 因对滑套芯子向上冲击力过大而使滑套关闭封堵上层的现象。
合层放喷排液时, 爬行器会被放喷返排液携带至井口, 并被井口捕捞器捕捉。井口捕捞器捕捉到爬行器后, 会发出清脆的响声。
三、投捞式桥塞技术参数
1.喷砂滑套。预装2个剪钉, 剪断压力为7 MPa。
2.轻质爬行器。材料为PEEKTM聚合物, 总长310 mm, 最大外径为59 mm。
3.捕捞器。预装1个剪钉, 剪断拉力为2.8 t;井下工具承压70 MPa, 耐温120℃。
四、试验应用
对某气田的某一气井用投捞式桥塞进行分层压裂试验。试验中采用的喷砂滑套如图4所示, 轻质爬行器如图5所示, 捕捞器如图6所示。在此次试验中, 桥塞下入、坐封、起出及捕捞均一次成功。
1.施工工艺。首先, 对下层进行常规管柱压裂改造求产。其次, 压井后, 从油管投入轻质爬行器, 试压6.8 MPa, 爬行器顺利打开喷砂滑套, 尔后剪断喷砂滑套剪钉, 封隔器反洗阀也同时关闭并锁定 (有效封堵下层) , 接着对上层进行常规管柱压裂改造求产。第三, 压井后从油套环空打液, 压力2.1 MPa, 流量2.7 L/min, 合层放喷后轻质爬行器即离开喷砂滑套座, 随液流举升至捕捞器并随之被捕捞器捕获。
2.试验结果。投捞式桥塞的下入、坐封、起出及捕捞操作安全方便, 且封隔效果较好。该工具的工作原理是先压裂下层气层、后压裂上层气层的分层压裂改造工艺, 气层压井作业时间短, 对气层伤害小, 有较高的推广应用价值。
五、结论
投捞式桥塞由喷砂滑套、轻质爬行器和捕捞器组成, 配合可洗井封隔器使用, 采用先压裂下层气层、后压裂上层气层的分层压裂改造工艺, 工具的下入、坐封、起出及打捞安全方便。
分层压裂 篇3
关键词：低渗透,多薄层,分层压裂,机械分层
低渗透多薄层油藏具有渗透率低、物性差、层多而薄、自然产能低、层间地应力差异大等特点。常规的笼统压裂方式不能完全打开所有的储层, 经常出现部分压裂目的层打不开、支撑缝长短、窄、加砂困难等问题, 改造效果差, 因此分层压裂比较适合该类储层的压裂改造。
直井分层压裂技术又可细分为机械分层压裂、投球分层压裂及限流分层压裂三种。而机械分层压裂技术近两年来在纯化油田、樊家油田、小营油田等区块都有广泛应用, 并取得了良好的效果。
1 机械分层压裂技术介绍
1.1 工艺原理
机械分层是借助封隔器将目的层与其上下层段分隔出来成为一个独立的压裂单元, 通过投放不同直径的钢球, 打掉滑套, 实现对压裂目的层压裂。
1.2 技术特点
1) 不动管柱、不压井、不放喷, 一次施工分压多层, 操作简单;
2) 操作局限:每个射孔段之间的距离有一定的要求;为保证封隔器坐封位置准确, 需要磁定位校深;管柱结构较复杂, 存在砂卡风险。
1.3 管柱配备
2012年, 根据纯梁采油厂油井的具体井况, 对井下管柱进行了优化改进, 主要是采用“水力锚+K344”封隔器的组合模式, 具体见图1:
1.4 压裂施工过程
1.4.1 验管
验管时投入合适直径的钢球, 等待40分钟后, 缓慢向油管内注水打压, 在10MPa、18MPa (最高不超过20MPa) , 时分别稳压10min, 确认管柱无漏点。
1.4.2 封隔器的座封与分层压裂的实施
施工正式开始时, 先缓慢升压, 当压力达到30MPa~40MPa时即可将验封滑套打开, 此时应快速加大排量到2.5m3/min以上, 使封隔器保持坐封状态, 继续保持排量向井内注入前置液, 以后按压裂泵注程序进行压裂施工 (注:油管建立25MPa压力后, 套管打平衡压力8MPa~15MPa) 。第一段压完后, 向油管内投入钢球, 开泵打压, 当压力超过井内压力10MPa~15MPa即可将滑套打开, 此时应快速加大排量到2.5m3/min以上, 使封隔器保持坐封状态, 继续保持排量向井内注入前置液, 以后按施工设计的泵注程序施工;第三、四层压裂重复第二层压裂步骤, 压裂全部结束时, 采用单向阀进行多层一起放喷。
1.5 关键技术及优化
1.5.1 应力剖面分析技术
多薄层压裂的难点是地应力各不相同, 无法同时起裂, 因此地应力是关键参数。通过地应力剖面分析, 为分层、优化设计、分层井段优化及射孔参数优化提供参考。
1.5.2 压裂规模的优化
多薄层分层压裂改造的目的为确保每个层有较充分的改造, 获得足够长的裂缝及足够大导流能力以满足生产需要, 同时确保缝高不能窜入别的层段, 因此规模的优化至关重要。
1.5.3 压裂施工参数优化
缝高控制是分层压裂的关键技术, 施工排量是影响缝高的关键参数。对于油层薄, 低排量起泵, 小排量施工;对于层多、有一定油层厚度, 较小排量起泵, 中等排量施工, 达到既要造开缝, 又要抑制缝高的目的。
1.5.4 多段塞加砂技术
利用多段塞打磨近井筒地带裂缝, 减少弯曲摩阻效果, 减小多裂缝危害。2012年压裂设计以2个0.5m3~1m3段塞为主。
1.5.5 施工顶替量优化
对于机械分层为防止井筒滞留砂子, 采用适当过顶技术, 通过适当增加顶替液的规模, 既要井筒内没有沉沙, 又要防止由于过顶而导致裂缝口部导流能力下降。2012年根据分层压裂井的实际, 设计顶替量的时候富余1.5m3~2m3。
1.5.6 适时返排技术
对于机械分层压裂, 需设计合理的返排制度, 保证裂缝闭合后压裂液迅速返排, 同时保证地层不出砂, 不影响压裂管柱的起出。2012年根据采油厂压裂实际, 制定了《压裂放喷制度》:
1) 压裂液返排期间:压力>5MPa, 使用3mm油嘴;压力在2MPa~5MPa, 使用5mm油嘴;压力在1MPa~2MPa, 使用7mm油嘴;压力<1MPa, 拔油嘴;
2) 放喷见油后:压力>2MPa, 使用3mm油嘴;压力在1MPa~2MPa, 使用5mm油嘴;压力<1MPa且日液>10t, 使用5mm油嘴;压力<1MPa且日液<10t, 拔油嘴。
2 现场应用情况
2012年, 纯梁采油厂共实施机械分层压裂27井次 (包括水井直接投注2井次) , 其中分两层18井次, 分三层压裂8井次, 分四层压裂1井次, 施工均一次成功, 施工成功率100%, 截止2012年10月25日累计产液1.6万方, 累计产油1.02万吨。
3 结论与建议
1) 机械分层压裂工艺针对性强, 经过实践, 适合于采油厂低渗透大跨度油藏的压裂改造, 是我厂低渗透大跨度油藏开发一项重要技术突破;
2) 通过引进储层压裂地应力连续剖面分析软件, 对地应力剖面进行更细致的分析, 在分层压裂工艺上进一步增加分层层数, 进一步提高机械分多层压裂效果;
3) 针对目前使用的压裂管柱砂卡风险较大甚至可能造成大修的问题, 目前正在研究以“双封”模式代替“水力锚+封隔器”的组合模式, 并准备进入现场试验。
参考文献
[1]荣启宏.东营凹陷西南部油气勘探与开发[M].北京:石油工业出版社, 2002.
[2]万仁溥.采油技术手册[M].北京:石油工业出版社, 1994.
[3]陈明忠.分层压裂技术在多产层开发中的应用.钻采工艺, 2001, 24 (4) :83-88.
分层压裂 篇4
一、管串结构设计
1. TAP阀结构组成及相关参数
TAP阀直井分层压裂完井技术主要应用工具为T AP阀。按其功能分为启动阀, TAP阀、爆破阀三种。爆破阀下入位置对应最下部改造层位, 主要作用在井下或井控要求不具备射孔条件下使用。一般最下部改造层实施射孔压裂, 爆破阀可以不入井, 降低作业风险。启动阀主要部件为本体、上下接头、滑套系统 (滑套、飞镖座及销钉) 、密封系统 (橡胶密封圈) 、液压系统 (柱塞、液压管路等) 水力压裂喷嘴 (喷砂口) 等组成, 主要启动液压系统, 形成上级T A P阀飞镖座。TAP阀对应上级改造层位, 与启动阀相比:没有飞镖座, 而增加液压控制C圈, 液压系统与启动阀液压管线相连。如图1。
2. 套管强度校核
套管滑套分级压裂工艺通过套管实施, 套管将承受很高的内压力, 套管抗内压屈服值直接影响限制压裂施工时的最高井口压力, 因此必须对入井套管进行严格的套管抗内压强度校核。抗拉与抗外挤因水泥石固结, 压裂时性能变化不大, 因此不做校核。根据API标准, 对管柱载荷采用等安全系数法进行套管强度校核, 抗内压安全系数取值不小于1.10。因固井后, 套管与水泥胶结, 抗压强度增大, 根据AMOCO公司和四川气井推荐, 抗内压强度安全系数不小于1.0。当压裂时, 井底套管所受动载荷最大, 抗内压系数最低。
式中:S C—抗内压系数;P j—最小屈服强度下抗内压力M P a;P D Z—井底套管所受动载荷, M P a;P y l—压裂井口泵压MPa;Pf—沿程总摩阻MPa;Pdc—地层压力MPa;Pyz—井底液柱压力, MPa;Po—地层破裂压力MPa
3. 管串结构设计
(1) 常规固井入井管串为:浮鞋+套管+浮箍+套管+ (爆破阀) +套管+启动阀+套管+定位短套+TAP阀+套管+…+定位短套+TAP阀+套管+调节短套。
尾管固井入井管串为:浮鞋+尾管+浮箍+尾管+TAP爆破阀+尾管+TAP启动阀尾管+TAP阀+定位短套+尾管+…+TAP阀+定位短套+尾管+尾管悬挂器+钻杆+调节短钻杆。
TAP阀的数量和位置根据油气水分布情况、产液气量决定。TAP阀位置的精确定位是实现压裂增产的前提。
(2) 调节短套
TAP阀后下入短套, 目的测井校深, 准确定位TAP阀位置。入井套管下至设计数量的最后一套管时, 进行磁定位校深。采用自然伽马 (GR) 和磁定位 (CCL) 油套复合校深, 将单井测试校深曲线和综合测井曲线、套管短节曲线进行综合解释评定, 通过计算, 准确定位TAP阀与目的层距离, 下入最后一根套管和调节短套。下套管剩余1根时进行测井校深, 使套管调节余地大, 调节短套长度应综合考虑预定管串数据和套管的伸长量。
ΔL=PL/EF
式中:ΔL—套管在泥浆中的伸长量, m;L—套深, m;E—弹性模量, 206*109Pa;F—套管横截面积, m2;P—套管在泥浆中拉力, N
二、固井要求
1. 固井质量
在油层分布多, 层间距小、有边底水等油水分布复杂储层进行选择性开采, 良好层间封隔能力是实施分层开采作业必备条件。其一是在TAP阀直井分层压裂中, 喷砂嘴随TAP阀提前入井, 改造层位确定, 选择余地小。其二是固井为非标准间隙或小井眼固井, 固井难度大。因此, 固井质量优质, 防止层间流体互窜, 保证层间无干扰作业是成功应用TAP阀套管滑套分级压裂, 达到增产目的前提条件。
2. 配套浮箍、胶塞及胶塞过阀要求
TAP阀套管滑套完井管串中, TAP飞镖座内径最小, 固井所用胶塞尺寸必须小于飞镖座内径, 确保胶塞顺利穿过TAP阀。为保护TAP阀不受猛烈撞击, 宜选择挠性胶塞和配套的浮箍, 保证固井施工正常碰压;同时, 替浆过程中, 挠性胶塞通过TAP阀时, 降低顶替排量。
三、TAP阀直井分层压裂工作原理
TAP阀是将滑套、喷砂嘴与液控系统功能集成在一阀体上, 该工艺提前将针对不同产层的TAP阀与套管入井, 一起固井后直接通过套管压裂的工艺。其工作原理如下:
(1) 按照指令将各个T A P阀与套管串连接, 测井校深, 保证TAP位置准确无误。
(2) 实施固井、测井、井口装顶及套管试压作业。
(3) 最下层实施常规射孔, 压裂, 测试作业压裂方案, 修整下一级压裂预案;
(4) 投入飞镖, 等飞镖入座后, 隔离最下面产层, 套管内形成密闭空间;
(5) 井口加压, 剪断销钉组, 内滑套下行;
(6) 投标憋压, 内滑套下行过程中, 同时激活液控系统, 推动柱塞, 通过液压挤压上层TAP阀C环, C环半径逐渐缩小;
(7) 滑套下行至锁紧机构位置, 滑套开孔位置对准压裂喷砂口, 形成水力压裂通道, 同时上层TAP阀C环在液压作用下形成飞镖球座。
(8) 通过水力喷砂, 高能砂流破裂水泥石, 连通改造层位, 达到增产目的;
(9) 从下到上, 依次投镖实现多层分层压裂, 最后通过防喷返排, 返出飞镖;如图2。
(10) 可使用连续油管和机械开关工具实施关闭滑套。
四、完井方式特点
TAP阀直井分层压裂完井技术使用范围广, 这种完井方式具备套管射孔完井具有的所有优点。在低压低渗和自然产能低、薄层等致密储层开发中应用, 具有明显增产优势。与常规套管射孔、压裂方式相比较, 其具有 (1) 精准定位压裂, 达到增产目的; (2) 减少多次射孔; (3) 简化分层多级压裂施工及配套工序, 缩短完井周期, 提高投产效率; (4) 不受压裂级数限制、层数越多优势越明显等特点。
五、现场应用
吉深1井是吐哈油田台北凹陷温吉桑构造部署一口重点探井, 钻探目的探明南水西沟群致密砂岩气藏。一开井身结构为:φ444.5mm*405.50m/φ339.7mm*404m, 二开为:φ311mm*2780m/φ244mm*2778m;三开为:φ216*4170m/φ114.3mm*4148.65m。原设计为三开用φ216mm钻头钻直导眼至井深4360m后回填侧钻打水平井至A点3946.58m下φ177.8mm套管固井, 四开φ152.4mm钻头钻至B点4574.51mm, 下φ114.3mm尾管悬挂, 实施水平井TAP阀分段压裂完井。为尽快探明储量, 在直导眼钻至4170m后测井解释, 经勘探公司决定直接下114.3mm套管固井。测井、录井解释为差气层, 基本无自然产量, 勘探公司经工艺优选, 针对吉深1井测井解释气层段实施采用“四级压裂, 合层开采”的TAP阀直井分层压裂新技术。
1. 油藏特点
测井共解释气层 (或差气层) 60.2m/4层, 3902.0-3914.0m, 厚12.0m, 解释结论为气层;3859.0-3890.7m, 厚25.7m, 解释结论为差气层;3787.7-3798.0m, , 厚10.3m, 解释结论为差气层;3684.0-3696.2m, 厚12.2m, , 解释结论为差气层。油藏基本参数见表2。
2. 套管设计及校核基本数据
2.1套管设计
(1) 该井在J2x层底及井底J1s煤层发育, 钻遇煤层共210m/37层, 测井下至4160-4170m遇阻, 井底坍塌严重, 油底为3915m, 因此, 套深定在4150m, 避开坍塌井段, 降低下套管风险。
(2) 采用B T C扣型套管, 选取合适螺纹密封脂和最佳上扣扭矩, 提高连接强度和密封性能。
2.2套管校核
应用P破裂=P井口压力+P液柱压力-P摩阻-P地层计算校核套管抗内压安全系数, 套管校核结果见表4。
压裂施工限压80MPa时, 套管在井底抗内压安全系数为1.07, 投镖时由于排量低, 施工限压为85MPa。
3. 井口装定
原设计尾管悬挂固井更改为φ114.3m m套管下至井口的常规固井, 原φ444.5mm*φ244.5mm*105MPa标准套管头无配套的φ114.3mm卡瓦, 因此导致入井管串井口更换为一根φ139.7mm短套管, 保证顺利座挂套管头。为保证井口在压裂时安全可靠, 实施双保险结构。下管管前, 根据转盘面高度、套管接箍高度、座卡瓦时需要下放高度, 准确计算联顶接长度, 控制井口高度, 使套管接箍坐于套管头悬挂器, 上提放喷器, 座卡瓦。同时在接箍上接注塑法兰。
计算座卡瓦时需要下放高度h 2:ΔL=P L/E F;按照水泥返高3100m计算, 钻井液密度1.30g/cm3, 水泥浆密度1.89 g/cm3, 套管头下拉吨位为浮重的1.1倍, 计算联顶节高度:
H—转盘面高度, m;h1—139.7m m套管接箍高度, m;
h2—座卡瓦需要下放高度, m;h3—两个吊卡高度, m;
4. 管串结构及校深
(1) 实际入井管串结构
实际下入套管管串结构:φ139.7m m长圆联入×7.01m+φ139.7m m长圆短套×1 1.2 m+φ1 3 9.7 m m长圆母扣转 (φ1 1 4.3 m m B T C公扣) ×1 1.5 0 m+φ1 1 4.3 m m B T C调整短套×13.00m+φ114.3mmBTC套管×3687.13m+TAP阀×3688.56m+φ114.3mmBTC定位短套×3694.99m+φ114.3mmBTC套管×3790.5m+T A P阀×3791.93m+φ114.3m m B T C定位短套×3 7 9 6.9 3 m+φ1 1 4.3 m m B T C套管×3 8 6 1.9 4 m+T A P阀×3863.37m+φ114.3mmBTC套管×3883.98m+启动阀×3 8 8 5.1 6 m+φ1 1 4.3 m m B T C套管×4 1 3 1.0 9 m+φ1 1 4.3 m m B T C浮箍×4 1 3 1.0 9 m+φ1 1 4.3 m m B T C浮箍×4 1 3 1.5 2 m+φ1 1 4.3 m m B T C套管×4 1 4 5.2 5 m+φ1 1 4.4 m m B T C浮鞋×4145.75m。
(2) 下套管校深
下套管校深 (下至最后一根长套管时) 见表5。
5.固井
5.1固井难点
(1) 非标准间隙固井, 在φ216m m井眼内下入φ114.3mm套管, 在吐哈固井尚属首次, 存在环空间隙大, 管内流动阻力大, 顶替排量受限, 如何保证各层良好的封隔能力, 确保TAP阀分层压裂;
(2) 该井煤层发育, 其中最厚层21m, 在钻井过程中存在坍塌渗漏, 固井存在漏失风险;同时小套管排量无法提高, 环空间隙大, 井眼净化程度低, 环空堵塞风险高;
(3) 首次应用T A P完井固井工艺, 要求准确计量;
(4) 井底温度高 (测井井底温度105°) , 水泥浆性能要求高。
5.2针对性措施
(1) 堵漏并作地层承压6MPa, 保证固井返高和质量;
(2) 加入弹性弹弓扶正器32只, 液压保护罩 (具有套管扶正作用) 19只, 保证套管居中和改造层固井质量;
(3) 固井前配置轻浆, 加大领浆数量, 降低液柱压力, 提高顶效率;
(4) 使用纤维堵漏水泥浆, 优化水泥浆性能, 合理附加水泥量, 防止固井漏失;
(5) 精确计量, 使挠性胶塞过TAP阀时, 降低过阀速度, 保证TAP阀后续作业正常;
(6) 压塞前, 开水泥头盖直接投塞, 降低不可预知风险;
(7) 优选顶替排量, 保证返速1.0m/s;
5.3施工数据
根据施工地层特征及现有技术条件, 确定了具体的施工参数。施工数据见表6。
5.4固井质量综合评价
水泥返高3050m (设计3200m) , 固井质量综合评价优质。固井质量综合解释见表7。
5.5分段压裂工艺及效果
吉深1井油层段第一层3902-3914m实施射孔压裂;第二、三、四、五层分别为3880.0-3890.0m、3859.0-3874.0m、3787.7-3798.0m、3684.0-3696.2m段实施合层TAP阀压裂。吉深1井实施分级压裂后初期投产达到日产气达4.5×104 m3, 油12m3, 单井产量显著提高。分层压裂数据见表8。
六、认识与体会
1.首次应用TAP阀直井分层压裂完井技术完成5层4级压裂, 填补吐哈钻井公司和吐哈油田技术空白, 社会效益大。
2.吉深1井实施分级压裂后单井产量显著提高, 经济效益明显, 证明台北凹陷温吉桑构造水西沟群致密砂岩气藏具有开发价值。
3.进一步完善了非标准间隙深井固井技术, 有力促进吐哈固井技术发展。
4.如何根据储层实际地质情况优选层位, 确定TAP阀数量与位置是该技术工艺的核心。
摘要：TAP阀直井分层压裂完井技术综合集成应用完井、分层压裂工艺及水力喷砂技术, 提出将多个针对不同产层的TAP阀与套管一起入井注水泥固井, 然后通过套管直接进行分层压裂, 进行多层改造的一种完井分层改造工艺。其最大优势在于减少多层射孔, 简化分层多级压裂施工及配套工序。本文通过在该完井工艺在吐哈油田探井吉深1井中的具体应用, 通过管串设计、固井工艺质量要求、分级压裂原理及完井特点等方面进行论述, 达到对多气层井开发借鉴新思路、提供新方法。