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1、,长庆油田水平井施工总结,目 录,一、水平井分段压裂技术现状二、合同执行情况三、水平井机械分段压裂工艺简介四、现场施工情况分析五、压裂效果六、结论与建议,对于低渗储层的水平井开发，主要通过分段压裂改造形成几条相互独立的裂缝系统，通过扩大泄油面积来提高单井产量。目前国内外有以下几种分段压裂技术：分段压裂PSI系统 Frac-Point封隔器系统 StageFRACTM增产系统 限流压裂技术 机械隔离分段压裂技术 环空压裂工艺 三段分压工艺 水力喷射压裂技术,一、水平井分段压裂技术现状,1、分段压裂PSI系统 PSI系统是贝克休斯公司90年代初期研究完成的水平井完井系统。该系统可实现射孔压裂一次完
2、成，在施工时，一次下入多级封隔器，依次分段射孔分段压裂，达到多段压裂的目的，同时，在压后若其中某一段出水，可使用封隔器对出水段进行封堵，在出现砂堵时封隔器胶筒可与压裂管柱脱离，防止卡死管柱的事故发生。,技术特点：可对各压裂井段进行单独准确控制；可实现水平段分段生产；PSI系统可实现对出水段封堵,2、Frac-Point封隔器系统 Frac-Point封隔器系统是2006年贝克休斯公司发明的一项新的完井技术。该系统可以一次性放置到水平井裸眼井筒中并通过液压完成坐封，压裂或作业通道的开启通过安装在衬管鞋里的球座来控制。首先，投入堵塞球打开最下层封隔器上部的压裂通道进行压裂施工，施工结束后，再投入一
3、个堵塞球打开第二水平段的压裂通道进行压裂施工，后续层段按照此工序进行。依次投入的堵塞球和对应球座的尺寸配合经过精确设计，可以准确无误的打开相应压裂通道，而不会出现失误。全部压裂施工完成之后，可以通过扫钻处理打掉球座，保证管柱的内通径。,Frac-Point封隔器系统技术特点：一次性作业完成节约占用作业机架时间全封隔器及其附属系统具有旋转和扭矩通过能力可靠的封隔器和滑套技术全面的堵塞球和球座测试工作保证了施工过程中承受高压的能力专利抗挤压部件系统保证在任何井筒条件下解封彻底,3、StageFRACTM增产系统 StageFRACTM增产系统是由PPES（Packers Plus Energy S
4、ervices）公司专门为裸眼完井和套管完井的砂岩和碳酸岩油藏水平井设计完成的。这套系统可以准确地在指定位置坐封，并分隔各个层段，以满足压裂增产作业要求。其工作原理与Frac-Point封隔器系统类似。该系统耐温达到200（390）、耐压差达到70MPa（10000psi）。,4、限流压裂技术,通过控制各层/段的孔眼数量和直径，并尽可能提高注入排量，利用最先压开层/段孔眼产生的摩阻，提高井底压力，使其他层/段相继被压开，从而达到一次分压几个层/段的目的。,5、机械桥塞分压技术,原理：采用井下工具（封隔器、桥塞）来实现井筒隔离。,6、环空压裂工艺,实现了水平井段的有效分隔，提高了压裂的针对性和有
5、效性。,适合分射分压 适合大排量施工 适合厚层压裂,技术特点,7、三段分压工艺,双封隔器实现一趟管柱压裂三层段一趟管柱起下，提高作业效率设计四层投球器，投四次球棒无需打开井口,8、水力喷射压裂技术,该技术可应用于裸眼井、注水泥射孔完井、割缝衬管完井等各种完井方式，应用范围较广。,特点：不用封隔器及桥塞等隔离工具，施工风险小可进行多段压裂，缩短施工周期，有利于降低储层伤害。,二、合同执行情况,三、水平井机械分段压裂工艺简介,工作原理：利用封隔器及配套工具可对目的层位强制分段，通过导压喷砂器的节流压差坐封压裂封隔器，压裂目的层，完成后上提压裂管柱重新坐封另一目的层，实现一趟管柱完成多层段的压裂。,
6、水平井机械分段压裂四项技术关键,1、锚定和扶正工艺设计,水力锚有效锚定管柱，防止管柱在施工过程中发生蠕动，破环封隔器胶筒，提高管柱密封性,在安全接头和封隔器下方连接有导流扶正器，提高管柱稳定性,导流扶正器,小直径水平井压裂封隔器 胶筒指标由70、40MPa提高到90、50MPa，残余变形由20%降低至5.0，封隔器整体结构优化，外径仅为110mm，工具串最大长度不到2.5m，起下管柱顺畅，同时为反冲洗留有足够的空间,2、防砂卡工艺设计,导流扶正器 采用刚性扶正结构，并开有导流槽，外径116mm，大于封隔器外径，可保护封隔器的起下，同时避免支撑剂堆积，提高封隔器密封及回收性能,喷砂器位置优化设计
7、 导压喷砂器和下封隔器直接相连，以减少封隔器上端沉砂，一旦砂卡，通过边冲砂边上提管柱，达到安全起下管柱的目的,3、解卡工艺设计 在解卡工具设计上，设计了投球液压丢手安全接头，为后续的解卡、打捞留有通道，如果管柱无法解卡，可在井口投球，地面打压脱开安全接头，将安全接头以上管柱起出。,4、大砂量设计 整体管柱结构优化，使管柱内径保持一致，防止因变径产生的流态变化，导致的管柱磨损 喷砂器结构优化，形成耐磨导压喷砂器,针对性强：双封单卡目的层，可控制各层段处理规模,喷砂器磨损对比,南230-平257井磨损严重,朝85-葡平33井无明显磨损,加陶粒45m3,加覆膜砂115m3,加砂量大：应用耐磨导压喷砂
8、器，应用了低摩阻支撑剂，单趟管柱最大115m3（常规管柱过砂量小于45m3）,特点：,可反循环冲砂防卡、解卡；遇卡后可实现丢手；75口井工艺成功率达到97%,安全性高：小直径封隔器，有可靠地防卡、解卡机构,效率高：一趟管柱可完成3-5层压裂，节省施工时间，降低作业工人劳动强度,安全接头,压裂设计原则,1、射孔段不宜过长，一般3-5m2、一般0不射孔3、布缝要有一定间隔，隔层厚度大于30m，尽量均布4、施工排量3m3/min左右5、施工压力不大于50MPa6、设备要求要满足连续加砂要求，加砂后不能停泵7、若套管出液要立即反洗8、砂堵时要立即反洗,（一）靖平6,靖平6井位图,靖平6井位于第三采油厂
9、塞392井区（陕西省吴旗县五谷城乡白草沟村营家沟组）。,层位：长6井网：米字形完井：51/2J55套管固井完井井筒与最大主应力夹角：61.7井深(m)：2707.0水平段长(m)：518.4钻遇油层(m)：307.7,四、现场施工情况分析,设计压裂六段，依次为：2592-2596m，2500-2504m，2390-2393m，2289-2292m，2178-2181m，2079-2083m。,压裂管柱结构,116mm导向丝堵+27/8外加厚油管短节1根+K344-110封隔器+114mm导压喷砂器+27/8外加厚油管及短节+压力计托筒(带压力计)+K344-110封隔器+27/8外加厚油管短节
10、+114mm水力锚+27/8外加厚油管1根+116mm导流扶正器+95mm安全接头+27/8外加厚油管至井口,压裂液配方,基 液:0.40%CJ2-6+0.5%CF-5C+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2交联剂:0.4%硼砂+0.4%APS,现场施工参数与设计参数对比表,由于天气、地层起裂困难等因素影响，该井施工周期较长，共计18天(2009.7.1-7.18),靖平6井施工情况,共施工3趟管柱，完成6个层段施工：第1趟管柱施工：套管一直溢流，起出；,第一段下封：2602.43m上封：2585.85m,上提至第二段下封：2511.37m上封：2494.79m,上提至第六段下封：209
11、0.0m上封：2073.42m,第一段(上提1m)下封：2601.43m上封：2584.85m,第2趟管柱施工：完成第一、二段施工，在第三段施工时，因累计憋放22次，导致封隔器损坏，起出,第3趟压裂施工：完成第3、4、5、6层段的施工,套管溢流原因分析,现场第1趟管柱施工时，套管一直溢流,0.7m3/min,溢流,井底压力计显示节流压差不到1MPa,0.7m3/min溢流,2.0m3/min溢流消失,在第2趟管柱施工，压裂第一层时，初期套管溢流，当排量提高后，溢流消失,节流压差不足1MPa,节流压差超过2MPa,排量小，节流压差小，导致封隔器坐封不严，致使套管溢流；排量提高后，产生较大的节流压
12、差，封隔器胶筒坐封充分，溢流消失,（二）罗平11井,罗平11井位图,罗平11井位于第五采油厂罗1井区（陕西省定边县马家山乡）。,层位：长811井网：交错排状完井：51/2J55套管固井完井井筒与最大主应力夹角：44.5井深(m)：3107.2水平段长(m)：347.8钻遇油层(m)：254.7,设计压裂六段，依次为：2802.0-2806.0m，2837.0-2841.0m，2882.0-2885.0m，2916.0-2920.0m，2951.0-2955.0m，3015.0-3019.0m。,管柱结构：116mm导向丝堵+27/8外加厚油管短节1根+K344-110封隔器+114mm导压喷砂
13、器+27/8外加厚油管及短节+压力计托筒(带压力计)+K344-110封隔器+27/8外加厚油管短节+114mm水力锚+27/8外加厚油管1根+116mm导流扶正器+95mm安全接头+27/8外加厚油管至井口,压裂液配方,基 液:0.40%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2+0.06%CJ-3 交联剂:50%JL-2+3.5%APS,现场施工参数与设计参数对比表,由于天气及第六段打捞钻具影响，该井施工周期较长，共计23天(2009.7.14-8.5),第1趟管柱施工：完成第1、2、3段施工,施工3趟管柱，完成6个层段压裂,罗平11井施工情况,第二趟管柱施
14、工：完成第4、5段压裂。压裂第6段时，压力突然下降，同时套管溢流，起出管柱，发现自安全接头处管柱脱落,第3趟管柱施工：完成第6段施工,管柱脱落原因分析,捞矛,安全接头下半部,起出安全接头上半部分,现场情况：起出后，发现安全接头销钉剪断，自安全接头下部以下管柱落入井筒，后下入双滑块捞矛进行打捞，于8月2日下午顺利捞出。,原因分析,从第四层压裂的井底压力看，内外压力差为4MPa，属正常范围。,第五层施工时，井底压力计显示产生内外压差9MPa，时间持续约30min，但因安全接头销钉设计剪断压差为12MPa，此时销钉疲劳破坏，这是造成安全接头脱落的原因。,第六层施工时，井底压力内外相差2MPa，在正常
15、范围内，但由于在第五层施工时，销钉已经疲劳，因此，再作用2min时，销钉被剪断。,五、压裂效果,靖平6井生产情况,罗平11井生产情况,罗平10井施工参数与排液结果,六、结论与建议,（1）采用水平井机械分段压裂工艺完成了两口井12段分段压裂施工，满足了长庆油田温度90、压力55MPa的水平井施工要求，压后效果较好，说明机械分段压裂工艺针对性强，达到了合同要求。（2）施工中出现安全接头脱落的现象，分析认为是由于施工过程中产生9MPa的内外压差，并持续30min造成的。（3）现场施工中，小排量施工造成节流压差小（不足1MPa），封隔器坐封不严，出现套管溢流现象，当排量提高后，溢流消失。因此，今后水平井机械分段压裂施工时，建议使用较高排量、承压高的设备进行施工。,请专家批评指正,
