《堵塞球分段改造排量控制新思路及其应用课件.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《堵塞球分段改造排量控制新思路及其应用课件.ppt（26页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、2013年09月,全员创新创效成果汇报,汇报人：刘会锋,堵塞球分段改造排量控制新思路及其应用,汇报内容,一、问题的提出二、技术措施三、应用效果及认识四、创新点及经济效益分析,一、问题的提出,一、问题的提出,塔里木油田许多井存在储层厚度大、水平井段长的特点，需要通过分段改造提高储层动用程度；,堵塞球分段改造是国内外应用较多的分段改造工艺之一；,适用于层间间隔小、不能用封隔器分卡的已射孔的多层油气藏的改造；,特点：井下工具少、作业程序简单,一、问题的提出,堵塞球分段改造工艺在塔里木油田应用过数井次，但总体效果不佳。,MA5-H2井,没有分段成功的压力响应！,TZ721-2H井,后三次投球没有分段成
2、功的压力响应！,一、问题的提出,塔里木油田投球分段改造失利的原因：,投球施工参数的选择主要凭借经验，没有进行系统的模拟计算，分段成败随机性很大。,现有的投球设计模型有很大局限性，不能指导塔里木油田的投球分段改造设计。,单堵塞球坐封模型,单堵塞球坐封模型,堵塞球在射孔孔眼上有效坐封需满足两个条件：,坐封前：,坐封后：,拖曳力惯性力,持力冲击力,保证堵塞球能流向孔眼,保证堵塞球在孔眼上不脱落,拖曳力,惯性力,持力,冲击力,最上部孔眼最难坐封，最下部孔眼最易坐封；调整投球参数，保证最上部孔眼坐封，即认为投球封堵成功！,一、问题的提出,基于单堵塞球坐封模型编制程序，并用于评价塔里木油田几口井的封堵情况
3、。,塔中62-5H井 第一次投球,塔中62-5H井 第二次投球,一、问题的提出,塔中721-2H井第一次投球,塔中721-2H井后三次投球,对于单次打开孔眼数较多的井来说，但堵塞球坐封模型并不适应！,需要对保守的单堵塞球模型进行改进，建立实用性更强的堵塞球坐封模型。,一、问题的提出,汇报内容,一、问题的提出二、技术措施三、应用效果及认识四、创新点及经济效益分析,二、技术措施,基本理念,射孔段,1,2,4,3,孔眼分流作用使下部孔眼上的堵塞球所受的冲击力更小；堵塞球更易在下部孔眼上坐住。,部分孔眼被坐封后，射孔段的流速场会重新分布；流速场的改变会改变后续堵塞球的受力状况。,基于此理念，将一系列堵
4、塞球的坐封看成一个动态过程，重新研究堵塞球在孔眼附近的的受力状况。,二、技术措施,四个力的表达式：,拖曳力,惯性力,持力,冲击力,四个力均是排量q的函数,用排量表示的堵塞球坐封条件为：,n：当前吸液孔眼数Z：自下而上数的吸液孔眼序号：Z=1,2，n,堵塞球在孔眼上的坐封是有先后顺序的：先到达的先坐封，后到达的后坐封。随着堵塞球的逐个坐封，吸液孔眼数会逐渐减少，流量会不断地进行重新分布。可见施工过程中堵塞球的坐封条件是在不断变化的。,n：吸液孔眼数Z：自下而上数的吸液孔眼序号：Z=1,2，n,容易看出：Z 越小，坐封条件越容易满足；n 越小，坐封条件越容易满足。,即：下游孔眼比上游孔眼更容易被封
5、堵；一旦有堵塞球坐封，后续堵塞球的坐封会越来越容易。,理论上讲，只需保证最处于下游的那个吸液孔眼（Z=1）能够被封堵，则其它所有孔眼均能陆续被堵上，直至压开新层。,越来越容易！,二、技术措施,二、技术措施,实际投球施工过程中，井下有许多不可控因素，比如压力和排量的激动、紊流扰动、堵塞球之间的互相碰撞等，它们都会影响堵塞球的有效封堵。因此投球设计时，我们不能寄希望于堵塞球先在最下部孔眼上坐封之后再逐个封堵其它孔眼，而是应当保留一定的余地。,实际与理论的差异,k值如何确定？,?,目前尚无明确依据 建议用实验方法确立,总的来说，k值越大，安全余地越大，越有利于保证成功施工。用试错法对塔里木油田已施工
6、的几口井进行归纳分析，认为k=n/3的安全余地对塔里木油田比较适合。姑且将k=n/3应用到新的排量控制模型中。,比如可使最先入井的堵塞球可以在下游 k 个吸液孔眼的任意处坐封。,投球施工成功的条件变为：,式中的n为本次投球的总吸液孔眼数。,根据以上模型，编制了计算程序，该程序可以：,根据投球相关参数计算投球最低排量；根据排量等相关参数判断堵塞球封堵情况；计算具备坐封条件的孔眼数。,求解该不等式组，即得到堵塞球坐封的排量要求。,射孔参数、堵塞球参数和携球液参数选定了之后，施工排量便对堵塞球的坐封起决定作用。,三、应用效果及认识,汇报内容,一、问题的提出二、技术措施三、应用效果及认识四、创新点及经
7、济效益分析,玛5-2H井堵塞球坐封分析,压开顺序判断,根据各层物性差异判断压开先后顺序：,首先压开9和16层，共22.5m；,其次压开15、18和23层，共22m；,最后压开8、13、19和21层，共18m.,2326-2356m,2366-2433 m,2445-2459 m,三次压开层位的吸液孔眼数分别为：,：360个,：352个,：288个,孔密：16孔/m,玛5-2H井堵塞球坐封分析,注：孔眼流量系数取0.82,理论分析,投球相关参数,程序运算结果,第一次投球：,按照k=n/3的安全余地，排量大于92.5m3/min才能保证投球封堵成功；,实际排量2.8m3/min不满足要求，故本次投
8、球封堵失败；,根据实际排量2.8m3/min反算：堵塞球坐封前，仅有下游34个孔眼具备坐封条件。,堵塞球下井时，具备坐封条件的孔眼数不到总吸液孔眼数的10%；,投球速度较快（平均75个/min），球与球之间的干扰作用较强，无法保证下游34个球及时坐封。,封堵情况分析,下游34个孔眼若不能顺利、及时被封堵，其它孔眼被封堵的几率更低。,失败,第二次投球：,按照k=n/3的安全余地，排量大于81.2m3/min才能保证投球封堵成功；,实际排量2.8m3/min不满足要求，故本次投球封堵失败；,根据实际排量2.8m3/min反算：堵塞球坐封前，仅有下游35个孔眼具备坐封条件。,下游35个孔眼若不能顺利
9、、及时被封堵，其它孔眼被封堵的几率更低。,投球速度较快（平均70个/min），干扰作用较强，无法保证下游35个堵塞球的及时坐封。,理论分析,玛5-2H井堵塞球坐封分析,注：孔眼流量系数取0.82,投球相关参数,程序运算结果,封堵情况分析,堵塞球下井时，具备坐封条件的孔眼数仍不到总吸液孔眼数的10%。,失败,玛5-2H井堵塞球坐封分析,综上所述，根据前文建立的模型对玛5-2H井堵塞球坐封情况进行分析，结果表明：两次投球均不能对孔眼实现成功封堵。,实际施工情况,由施工曲线可以看出：,两次投球后，泵压均没有明显的升高，封堵响应不明显；,第一段和第二段施工曲线变化规律很接近，说明第一次投球并没有压开新
10、层；,第三段施工泵压总体比第二段低，说明第二次投球也没有压开新层。,从总体上看，在排量不变的情况下，泵压曲线呈现出逐渐下降的趋势，类似于裂缝的延伸过程，因此：本次投球分段施工很可能仅压开了一段，整个施工过程实际上是该段裂缝起裂和延伸的过程。,失败原因：单次吸液孔眼数太多，单孔眼流速太小，拖曳力和持力不够！,玛5-2H井堵塞球坐封分析,增产改造效果,改造后日产油增加0.91m3；,邻井情况,改造前：,工作制度,日产油,日产气,油压,改造后：,8mm,12mm,13.9412.2MPa,12.94MPa,0.91m3,0,272794m3,124081m3,改造后日产气为改造前的2.2倍。,玛40
11、1井2167-2223m（C+O）分段酸压施工后用12mm油嘴求产，日产气37万方左右。,玛5-1井 2243-3372m大型酸压施工后用12mm油嘴求产，日产气30万方左右。,玛5-2H井改造效果一般；先压开的为物性较好的气层，后面没有压开的为物性较差的气层或差气层，因而增产效果不算太差；总的来说，储层潜力未得到充分发挥。,塔中62-5H井堵塞球坐封分析,投球相关参数,第一次投球：,排量大于1.8 m3/min才能保证投球封堵成功；,实际排量6.0m3/min满足要求，故本次投球封堵成功。,下游34个孔眼被封堵后，其它孔眼的封堵更加容易。,程序运算结果,封堵情况分析,堵塞球下井时，具备坐封条
12、件的孔眼数34个，为总吸液孔眼数的50%。,成功,塔中62-5H井堵塞球坐封分析,投球相关参数,第二次投球：,排量大于0.8 m3/min即可保证投球封堵成功；,实际排量5.7m3/min满足要求，故本次投球封堵成功。,下游35个孔眼被封堵后，其它孔眼的封堵更加容易。,程序运算结果,封堵情况分析,堵塞球下井时，具备坐封条件的孔眼数35个，为总吸液孔眼数的63%。,成功,塔中62-5H井堵塞球坐封分析,实际施工情况,由施工曲线可以看出：,第一次投球后，泵压上升25MPa左右，封堵响应明显；,第二次投球后，泵压上升11MPa，封堵响应明显。,改造前：,工作制度,日产油,日产气,油压,改造后：,敞放,12mm,/,41.3MPa,68.4m3,0,174562m3,0,增产改造效果,结论及认识：,（1）考虑堵塞球坐封的时间差异，建立了一个新的投球排量计算模型，使投球排量控制更符合实际情况，实例分析表明该模型可用。（2）堵塞球在孔眼上的坐封是一个越来越容易的过程：被封堵的孔眼数越多，堵塞球的坐封越容易；投球设计时，只需保证一部分孔眼能够有效封堵即可。（3）玛5-2H井投球分段失败的主要原因是单层吸液孔眼数过多，以至于堵塞球需要特别高的排量才能实现坐封。投球设计时必须对单层吸液孔眼数进行优化计算。,
