不动管柱水力喷射逐层压裂技术在腰英台油田水平井现场的实
际应用
【摘要】传统的水平井压裂施工是通过tcp射孔和分段压裂来实现的，而且一般最好情况只能形成2个裂缝区，为了简化施工工序、降低成本，确定裂缝区位置，腰英台油田的腰北1p1井试验应用了不动管柱水力喷射逐层压裂技术。成功证明了该技术的安全、高效性。
【关键词】水平井水力喷射压裂不动管柱
1 概述
腰英台油田的构造位于松辽盆地长岭凹陷东北部，沉积体系为远物源缓坡河流——三角洲沉积体系，纵向上发育多套含油层，层间、层内和平面上得渗流特性都存在较大差异。为低孔低渗砂岩储层，该储层在纵向上具有层薄、横向变化大、层数较多等特点，目前一般采用分层压裂改造技术来提高单井的产量，但常规的分层压裂改造技术在水平井的施工中有着明显的缺陷，为满足油田开发的需求，获得更好的水平井增产效果，降低单井施工成本，开展了水力喷射压裂技术的施工、研究。
2 地质及井深结构概况
腰北1p1井为腰英台油田第二口水平井，构造位置位于松辽盆地南部长岭坳陷腰英台油田1号区块北。该井钻遇青一段ⅱ砂组4小层，测井解释油层47.5m/2层，差油层101.5m/4层。该井从1888m 处开始造斜，实测a靶点斜深2359.02m，垂深2222.51m；b靶点斜
油气藏评价与开发 第2卷第4期2012年8月 RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT 腰英台油田二氧化碳驱油地面注入工艺技术 徐银祥，彭一宪，邵焕彬 （中国石化华东石油局工程技术设计研究院，江苏南京210031） 摘要：随着油气资源勘探开发程度的加深,开采难度逐步加大，常规注水开发条件下地质储量不能经济有效的动用，利用CO2驱油提高采收率已成为研究焦点之一。2009年中国石化针对腰英台油田特低渗透油藏特征，在腰西区块DB33井区开展了CO2驱油开发试验。采用“CO2循环预冷，注入泵前喂液增压，泵后CO2换热升温”的液相注入工艺技术。从运行效果来看，系统运行安全稳定，配注井的注入量、压力、温度等各项指标正常，证明采用液态泵注工艺能满足CO2驱油提高采收率的要求。 关键词：腰英台油田；CO2驱油试验；泵注工艺；采收率 中图分类号：TE357.7文献标识码：A CO2flooding surface injection technology of Yaoyingtai oilfield Xu Yinxiang,Peng Yixian and Shao Huanbin (Engineering Design Research Institute,East China Petroleum Bureau,SINOPEC,Nanjing,Jiangsu210031,China) Abstract:With the further development of hydrocarbon resources,exploitation become more difficult.Geological reserves under the conventional water flooding development conditions can not be used effectively.As a result,using CO2flooding to improve oil recovery has become one of the research focuses.In2009,CO2flooding development experiment had been done in west Yao area DB33block because of the low permeability of Yaoyingtai oilfield.This experiment applied the technology of CO2circulation pre-cooling,boosting before injection,and CO2heat exchange and temperature rise after pumping.The effect of operation proved that the operation system is safe and stable,the well injection quantity,injection pressure,temperature index are normal,and the liquid pump injection process can meet the requirement of improving oil recovery by CO2flooding. Key words:Yaoyingtai oilfield,CO2flooding test,pump injection process,recovery 腰英台油田为低孔特低渗透油藏，油井自然产能低，采油速度低，地层压力下降快，采收率仅9.9%。为实施有效的开发，2009年利用高含22% CO2，日产CO225.23×104m3的松南气田气源，在腰西 区块DB33井区开展了CO2驱油提高油藏采收率开发试验，同时实现CO2综合利用和埋存相结合的目的。通过该油田CO2驱油试验，针对性地进行了腰英台油田CO2低温液相输送、喂液泵提压技术，液态单泵多井注入工艺及换热工艺方案研究与应用。形成低温液相贮运及高压低温泵注技术,为低渗特低渗高含水储层CO2驱油提供CO2注入工艺方法。1国内外工艺现状 目前，国外采用CO2驱油的主要有美国、加拿大等。其中美国North Hobbs油田，已开发70多年，气源来自Bravo dome CO2气藏，管道输送管输距离16km，建有注气站，采用集中注入、柱塞泵增压注入工艺。采出气经分离处理后再注入，形成循环注入体系。 国内适应注气开采的储量很大，对于难以注水的油田（如低渗透、强水敏）注气更是一种可行的开发方式。CO2驱在六十年代初就受到了重视。大庆 收稿日期：2012-07-05。 第一作者简介：徐银祥（1962—），男，工程师，主要从事油田地面规划设计工作。基金项目：国家高科技研究发展计划（863计划）（2009AA063401）。
第十章套管损坏原因 及维修技术
陆相沉积的砂岩、泥质粉砂岩 油田，由于沉积的环境不同，油藏 渗透性在层与层之间、层内平面都 有较大的差别。即使划分了层系， 但同一层系内各小层渗透率仍相差 很大，有的相差10倍（如大庆油 田），有的相差几十倍（如胜利油 田），在注水开发过程中，油层的 非均质性将直接导致注水开发的不 均衡性，这是引发地层孔隙压力场 不均匀分布的基本地质因素。（1 ）地层的非均质性 (Casing failure & repair)
陆相沉积的油田，一般 储油构造多为背斜构造和 向斜构造，由于背斜构造 是受地层侧压应力为主的 褶皱作用，一般在相同条 件下，受岩体重力的水平 分力的影响，地层倾角较 大的构造轴部和陡翼部， 比倾角较小的部位更容易 出现套损。（2）地层（油层） 倾角 (Casing failure & repair)
注水开发的泥砂岩油田， 当油层中的泥岩及油层以 上的页岩被注入水侵蚀 后，不仅使其抗剪强度和 摩擦系数大幅度降低，而 且使套管受岩石膨胀力的 挤压，同时当具有一定倾 角的泥岩遇水呈塑性时， 可将上覆岩层压力转移至 套管，使套管受到损坏。（3）岩石 性质 (Casing failure & repair)
在沉积构造的油田中，由 于地球不断运动，各地区地壳 沉降速度不尽相同。在地层沉 降速度高的地区和油层断层本 身所处的构造位置，均会促使 断层活动化，特别是注入水侵 蚀后，更加剧对套管的破坏作 用，造成成片套损区的发生。 套损深度与断层通过该井区的 深度相同、断层活跃程度高的 地区也恰好是现代地壳运动沉 降速度较高的地区，而且是在 油层构造的顶部和陡翼部。（4）断层 活动 (Casing failure & repair)
采用数值模拟方法优化水平气井压裂参数 谭海嵘 杨德冰 唐直平 ①② ③ ③ （长江大学研究生部 ②川庆钻探长庆工程技术研究院③吐哈油田井下技术作业公司） ①摘要关键词本文通过数值模拟方法，以实际气藏为基础进行模拟，对裂缝长度与方位、裂缝导流能力和压裂级数进行了优化设计。结果表明，当水平井水平段的延伸方向垂直于最大水平地应力方向时，随着垂直缝长度的增加和导流能力的提高，水平井累积产气量也呈上升趋势，但上升速度逐渐变缓。压裂后，裂缝数目越多的气井，日产量越大，但随着生产时间的延续，日产量之间的差距越来越小。这为低渗气藏压裂方案设计提供一些理论依据。 水平井压裂数值模拟裂缝级数裂缝导流能力近年来，随着勘探开发实力的提升，水平井钻井技术的进步和钻井成本的降低，一些低渗透的油气藏被陆续发现和开发利用起来。水平井所具有的泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高的优点被广泛地应用于各种气藏开发中。但是由于气藏的储量有限，在开发一段时间后，产量往往达不到经济开发要求，通常需要对气井进行增产改造。而水平井压裂改造的基础在于压裂参数的优化设计。因此，本文通过数值模拟方法，对这些压裂参数包括裂缝长度、裂缝方位、裂缝导流能力和压裂级数（即裂缝条数）进行了初步的预测， 这些数据可以为水平井压裂方案设计提供相应的参考。（１）裂缝长度的优化。为了研究水平井压裂裂缝长度对水平井产能的影响，本文以国内某气藏基本储层参数为基础，建立数值模拟机理模型，模型所选用的网格为：ｘ×ｙ×ｚ＝６０×６０×９，在缝长与缝宽所在的平面上所选用的网格步长相等，即ＤＸ＝ＤＹ＝２０ｍ，而缝高选择的是ＤＺ＝２ｍ，模型能代表的实际区域大小为１２００ｍ×１２００×１８ｍ。 根据该区块气藏工程关于井网井距的研究成果，水平井单井控制面积可认为是１２００ｍ×６００ｍ，如果在该区域中部署２口水平井，水平段长度设为８００ｍ，水平井间距设为６００ｍ，水平井压裂投产后，采取定产气量衰竭式开采，设定初期产能水平为６００００ｍ／ｄ，模拟时间１５年，而且每口井有４条压裂缝，裂缝导流能力取为３０×１０?ｃｍ。考虑到地应力的方向问题，一般部署水平段垂直于最大主应力方向的水平井。因此，水平井的最优方位是水平段垂直于最大主应力方向的水平井，且裂缝方位平行于最大主应力方向。 所建立的机理模型如图１所示。 模拟方案设计：设计２０ｍ、１００ｍ、２００ｍ、３００ｍ、４００ｍ、５００ｍ共计６个不同裂缝长度的模拟方案，以研究在不同裂缝长度条件下，采用不同的方案对应累积产气量的变化情况，对比各方案，确定合理的裂缝长度。 经模拟计算得到的裂缝长度与累积产气量的关系如图２所示。由图２可以看出，随着裂缝长度的增加，水平井累积产气量也呈上升趋势，但上升速度逐渐变缓，在裂缝长度超过３００ｍ之后再增加裂缝长度累积产气量增长速度明显变缓。这是因为在压裂气井中，气体渗流速度快，气体流入井的流动由达西流转变为非达西流。由于非达西流动的影响，使得裂缝内和地层内气体流人井筒的流量相对减少，因此气井的产量增加幅度有所减小。因此，合理的裂缝长度应该在２００～３００ｍ之间，即裂缝半长应该在１００～１５０ｍ之间。 （２）裂缝方位的优化。裂缝方位是指裂缝与水平井筒之间的夹角。为研究裂缝方位对水平井产能的影响，选取同样的模型进行数值模拟，并将裂缝半长设为１００ｍ，选择裂缝与水平段垂直和裂缝与水平段呈一定的夹角２个不同裂缝方向的模拟方案，以研究裂缝方向与水平段延伸方位夹角对累积产气量的影响。 所建立的机理模型如图３和４所示。 经模拟计算得到的各方案累积产气量的关系如图５所示。 由图５可以看出，当裂缝方向与水平段垂直的时候，水平气井累积产气量要高于裂缝方向与水平段成４５°时的累积产气量。这是因为当缝的长度和缝的条数一定、裂缝与井筒角度较大时，缝间干扰小，产能较大，因此，在进行压裂设计时，裂缝的方位与水平段延伸方向垂直或接近于垂直，以提高压裂水平井产能。 （３）裂缝导流能力优化。裂缝导流能力对压裂水平井产能影响较大，当储层渗透率、裂缝长度和裂缝条数和裂缝的方位确定时，可能存在一个最佳裂缝导流能力值。本文选取同样的模型进行数值模拟，将裂缝半长设为１００ｍ，裂缝方向与水平段垂直，不考虑水平井多条垂直裂缝相互干扰，设计不同的导流能力，以研究与之相对应的产量。 方案所设的计裂缝导流能力分别为０、５、１０、１５、２０、３０、４０、５０、６０×１０?ｃｍ共９个模拟方案，以便于对比。随着裂缝导流能力的增加，累积产气量也会随之发生变化。方案最终通过累积产气量来优选比较合适的裂缝导流能力。 裂缝导流能力与方案累积产气量之间的关系曲线如图６所示。 从图６可以看出，随着裂缝导流能力的提高，水平井压后产能增加，但增加幅度逐渐变缓，这与裂缝长度对产量的影响结果很相似。当裂缝导流能力达到３０×１０?ｃｍ以后累积产气量上升趋势变缓，因此在理论上，合理的裂缝导流能力应在２０～３０×１０?ｃｍ之间。但是，最佳的裂缝导流能力与气藏基质渗透率相关。对于非均质气藏来说，还要参考其他的因素才能确定最佳导流能力。同时，在一定裂缝长度和裂缝的条数下，裂缝导流能力的增加，势必使压裂的加砂量增加，导致施工成本增加。在设计时应合理选取合适的 ［１］ ３－３－３－３－３１ 压裂参数的优化设计 图２裂缝长度与累积产气量的关系图 图５裂缝方位与水平段垂直和成４５°时对应累积产气量 图６裂缝导流能力与累积产气量关系图 图１不同裂缝长度方案模型示意图图３裂缝与水平段垂直图４裂缝与水平段有夹角
中国已开采油田分布图及简介 我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81.13％；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量18.4万亿立方米，占全国的83.64％。 从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层(＜2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(＜4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。 从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74％分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。 从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％；天然气可采资源中优质资源占76％，低渗透资源占24％。 截至2004年底，我国石油探明可采储量67.91亿吨，待探明可采资源量近144亿吨，石油可采资源探明程度32.03％，处在勘探中期阶段，近中期储量发现处在稳步增长阶段；天然气探明可采储量2.76万亿立方米，待探明可采资源量19.24万亿立方米，天然气可采资源探明程度仅为12.55％，处在勘探早期阶段，近中期储量发现有望快速增长。 自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。以下是我国主要的陆上石油产地。
大庆油田：位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。 胜利油田：地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约4.4平方公里，是我要第二大油田。 辽河油田：主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。 克拉玛依油田：地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油603.1万吨，稠油188.9万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。 四川油田：地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。 华北油田：位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷
聚合物注入井增注技术研究 王研李德胜张淑敏赵嵩任刚李庆龙 （大庆油田有限责任公司第一采油厂黑龙江大庆 163001） 摘要：大庆油田聚合物驱区块的注入压力普遍较高，有三分之一的注聚井在破裂压力附近注入，造成聚驱套损井、欠注井数增多。但注聚井压裂有效期平均只有3个月，酸化措施也由于酸液与聚合物发生反应无法采用。本文通过对注聚井采用表活剂增注、树脂砂压裂增注机理、室内试验结果、现场试验结果进行分析，阐述了表活剂增注、树脂砂压裂增注技术用于注聚井增注的可行性，具有巨大的经济效益，分析了两项增注技术的广阔应用前景。 关键词：注水井表活剂界面张力树脂砂压裂 1、前言 大庆油田聚合物驱区块的注入压力普遍较高，有接近三分之一的注聚井在破裂压力附近注入，造成聚驱套损井数增多。同时，也有大量的聚驱欠注井，甚至停注井，导致聚合物溶液推进不均匀，从而严重影响了整个区块的开发效果。萨中油田仅2001年就有86口注聚井无法完成配注，其中有近30口井采取间歇注入方式。 注水井的启动压力以及注入压力过高对油田的开发效果有很大的影响，主要表现在：1、启动压力过高，使油水井之间不能建立有效压差，开发效果差；2、注入井压力过高，造成新增的套损井数较多；3、注入压力较高使注入溶液推进不均匀；4、为了保持注入速度，中、低渗透层聚驱时需要缩小井距，增加投资。 原有普通的水力压裂和化学增注措施，都不能很好解决注聚井注入困难的问题，增注效果差，有效期短，都不超过3个月。在分析措施失效的原因的此基础上，提出了树脂砂压裂和表面活性剂增注两种聚合物增注工艺，提高了聚驱增注措施效果，获得了较好的经济效益。 2、树脂砂压裂增注技术 2．1聚合物注入井压裂失效原因分析 压裂措施对于解除注水井近井地带的污染, 改善储层的渗流条件,增加注入量是有效果的，但在聚合物注入井中应用常规压裂技术却存在有效期短的问题。虽然采取了增加支撑剂用量、提高支撑剂浓度以及酸压结合等措施，聚合物注入井中的压裂有效期仍不超过3个月。 分析造成聚驱注入井压裂失效原因有两个：一是聚合物溶液的粘度高、携砂能力强；二是聚合物注入井的注入压力较高，支撑剂在裂缝中承受较小的闭合压力，使得高携砂能力的聚合物将把支撑剂带入地层深部，造成井筒附近裂缝闭合，压裂失效如图1所示。
连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用 发表时间：2019-07-11T10:27:22.450Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年7期作者：张海金张建伟孙昭[导读] 工业生产和居民生活对以天然气为代表的新兴能源的需求进一步加大。 长庆油田分公司第一采气厂陕西榆林 719000 摘要：连续油管速度管柱井口装置主要由井口悬挂器、井口防喷器以及其他配套工具组成。连续油管速度管柱排水采气技术主要适用于产液流量大而地层压力小的气井。连续油管速度管柱排水采气技术能够较好地解决采气井的积液问题，提升采气井的携液能力，从而实现低压气井的增产目标。本文就连续油管速度管柱排水采气技术的应用原理及应用实效进行了分析，将为我国低渗透油田的技术改造提供了新的思路。 关键词：排水采气技术；连续油管；应用 近年来，工业生产和居民生活对以天然气为代表的新兴能源的需求进一步加大，天然气开采和储运总量的不足成为制约国民经济发展的一大因素而随着气田开采时间的拉长，部分低压水平气井的产量易出现不同程度的萎缩，甚至部分低压气井已达到或小于临界的携液产量。在这一情况下，部分气井已不能实现连续的自喷生产，而进入间开生产的阶段，严重影响到气田的规模产量。在这一背景下，部分采气企业开始应用连续油管速度管柱的排水采气技术，其实践结果表明，该排水采气技术能够较好地解决采气井的积液问题，提升采气井的携液能力，从而实现低压气井的增产目标。而在生产中对水平井临界携液流量的预测有着较高的要求，其精确程度将成为影响采排作业的重要因素，同时这一预测也对完善连续油管速度管柱排水采气技术方案实施有着重要的推动作用。 1.连续油管速度管柱排水采气技术的应用 1.1连续油管速度管柱构造原理 连续油管的管柱构造以气井临界携液流速理论为原理，通过对连续油管的合理孔径选择下到井筒中，并通过专业设备的吊装悬挂在井口，从而构成新的作业管柱。这一设计可以有效减小气液流动通过时的横截面积，从而提高气液的流动速度，达到提高采气井的携液能力的目的，以便实现气井能够恢复连续的排水作业和产气作业。连续油管速度管柱井口装置结构主要由井口悬挂器、井口防喷器以及其他配套工具组成。连续油管速度管柱排水采气技术主要适用于产液流量大而地层压力小的气井。同时这一技术对采气井而言，可作为长期的增产重要策略。连续油管速度管柱排水采气技术也兼具了在施工工期、生产周期上的独特优势。其技术改造的施工工期一般较短，改造后的生产周期得以延长，从而能够有效避免压井作业对地层带来的影响。 1.2连续油管速度管柱排水采气技术的关键节点控制 当前，连续油管速度管柱排水采气装置的悬挂方式有两种。其一，悬挂在现有总闸上；其二，采用新式井口悬挂器悬挂。连续油管速度管柱能够安全悬挂在井口，并实现与原油管的环形空间密封，这将是该项技术应用成功的关键。在施工进程中应对这一环节进行重点的控制。同时，连续油管速度管柱的井口悬挂器、管底部堵塞器也应作为关键节点予以科学的技术管理。管柱装置中带有操作窗的井口悬挂器的安装相对复杂，其需要先将密封顶丝紧固，而后将外置卡瓦放入悬挂器内卡瓦座上，从而实现对井口悬挂器的悬挂。为确保生产中的井控安全，需对连续油管速度管柱进行封堵，一般选择带爆破阀的堵塞器来完成。堵塞器采用rolling-on 方式与管柱油管相连。 1.3 连续油管速度管柱排水采气的施工步骤 连续油管速度管柱在安装过程中应严控施工质量，遵循施工步骤展开对管柱的安装作业。其一般作业流程为：关闭井口主阀，并将主阀上的采气树进行拆除→依次将井口悬挂器、井口防喷器等设备安装到井口的主阀→将油管底部采用堵塞器封堵→井口试压→吊装连续油管注入头→下入连续油管→密封速度管柱环形空间→切断连续油管→加压打掉底部堵塞器。 2.连续油管速度管柱排水采气技术的应用实效 以某气田为例，其水平井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，自2011年投产以来，于近期出现了套压下降，间断产气等现象。分析发现其产气量的下降与井筒积液有着一定的关联。2016年6月1日，该采气井的油压为0.62MPa，套压为4.95MPa，日均产气量维持在0.52×104m3，为提高该气井的产气量，采用连续油管速度管柱排水采气技术对其进行了技术改造，使用直径为31.8mm的连续油管下放至预定深度，而后通过憋压作业打掉低端的封堵器。实施连续油管速度管柱排水采气技术以来，采气井的油压为0.85MPa，套压为3.76MPa，日均产气量维持在0.81×104m3，气井油套压力下降明显，增产效果显著（见表1）。 3..提升连续油管速度管柱排水采气技术的辅助性策略 3.1 加大技术培训 在连续油管速度管柱排水采气技术的应用中，要加大对员工施工质量的抽检和相关培训力度，提高连续油管速度管柱排水采气技术的规范化并提升岗位操作的熟练程度。在连续油管速度管柱施工前，需有效地实施设备、技术运行前的技术培训，以应对连续油管速度管柱施工作业中的突发问题。 3.2 实施人才战略 采气企业应着力做好连续油管速度管柱排水采气技术人才的培养，在专注于人才招聘提升策略的同时，也要注重岗位技术型人才的培树。通过引进在连续油管速度管柱排水采气技术实践中的高端人才和培育一批德才兼备、具有较强组织协调能力的现场管理人才的双层面建设，为连续油管速度管柱排水采气技术更好地研发和应用提供支点。 综上所述，采气企业的稳定生产是国民经济得以快速发展的根基，也是国家能源战略的重要支点。在连续油管速度管柱排水采气技术的应用进程中，在对施工步骤、环节控制的优化中，也应从设备、人才、工艺等方面有效整合，实现技术整合下连续油管速度管柱排水采气技术的系统性构建，进而促进采气企业的高效运行和生产。
一种压裂液管柱摩阻求取方法 张 军 【摘 要】摘 要 在油管压裂工程设计与分析过程中，由于考虑压裂液管柱摩阻，施工压力和施工排量的设计除考虑地层因素外，不得不考虑井筒管材和施工管柱所承受的最大压力，对依据储层条件科学合理地进行储层改造造成了很大的障碍。同时在压裂施工过程中，为确保压裂施工的成功率和减少井筒复杂，在计算施工压力和提升作业排量时，压裂液管柱摩阻必须纳入计算或估算范围内。但在实际情况中，由于成本、施工时间的影响，并不能将每种压裂液摩阻进行现场实测，同时运用摩阻经验计算公式对特定的压裂液计算的管柱摩阻误差较大，因此需要在实验室对每种压裂液进行实验，测试其在实验室条件下的管柱摩阻，然后将其得到的结果转化成现场条件下的摩阻。利用小管径实验将得到的管柱摩阻结果按现场比例放大能很好的指导现场压裂施工，对施工人员实时判断施工真实压力大小提供了参考。同时利用该方法能减小摩阻经验公式计算的误差，对提高压裂工程设计质量和压后分析起到很好的帮助作用。 【期刊名称】矿山工程 【年(卷),期】2018(006)003 【总页数】8 【关键词】关键词 压裂液摩阻，降阻比，小管径实验，放大方法 文章引用: 张军. 一种压裂液管柱摩阻求取方法[J]. 矿山工程, 2018, 6(3): 175-182. Received: Jul. 4th, 2018; accepted: Jul. 19th, 2018; published: Jul. 26th, 2018 Copyright ? 2018 by authors and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). https://www.doczj.com/doc/538572584.html,/licenses/by/4.0/ 1.引言 近年来，随着油气勘探开发技术的进步，油气勘探开发不断向深井和超深井领域发展，而深井和超深井改造过程中最令工程设计者困惑的是压裂液管柱摩阻。压裂液管柱摩阻是压裂施工过程中的一项重要参数[1] [2] [3] [4]。压裂液摩阻对施工水马力、压裂过程井底和井口压力、施工管材承压能力等的影响是设计者不得不考虑的因素[5]。通常压裂液管柱摩阻计算采用理论公式计算，但该方法对压裂液性质尤其是胶体黏度把握不够准确，导致摩阻计算数据与实测数值差距较大，影响后续数据分析[6]。而实测每种压裂液管柱摩阻耗时长，成本高。
东北油气分公司是中国石化在东北地区一支从事石油天然气勘探开发一体化专业石油队伍，按照“油公司”先进的管理模式进行运作，实施油气田勘探开发一体化，负责实施中国石化东北地区油气资源发展战略。 分公司辖有油气勘查与采矿区块44 个,总面积约111040平方公里，油气勘查区块位于松辽盆地的南北缘、辽河盆地西缘、二连盆地、三江盆地、敦化盆地等，分布在吉林、黑龙江、辽宁省和内蒙古自治区。其中油气勘查区块36 个，勘查面积约110415平方公里，采矿区块8 个，开采面积约625.52平方公里。截止2010年底，油气总资源量20.96亿吨油当量。 截止2010年底，发现油田5个，包括秦家屯油(气)田、太平庄油田、所图油田、十屋油田、腰英台油田，目前已投入开发秦家屯、腰英台和所图等3个油田。发现气田(藏)10个，其中含气构造8个，油气田2个。已正式投入开发的气田(藏)6个、油气田2个。油气田主要地处松辽盆地南部地区，分布在吉林省松原市长岭县、乾安县，四平地区公主岭市及长春市农安县等县区。2010年生产原油22.5138万吨；生产天然气3.3510亿立方米。新建原油产能2.95万吨，天然气产能1.353亿立方米，产建任务全部落实。 东北油气分公司将不辱使命，携手同心、众志成城，乘势而上，
奋发进取，努力实现“十二五”期间“持续増储上产，建设中型油气田”的战略目标，为打造中国石化东北地区上游长板做出新的更大贡献！
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《现代完井工程》水平井分段压裂完井技术调研报告
目录 1 研究目的及意义.............................................................. 错误！未定义书签。 2 水平井分段压裂技术...................................................... 错误！未定义书签。 2.1 国外水平井分段压裂技术研究现状................... 错误！未定义书签。 2.1.1 斯伦贝谢公司——Stage FRACTM系统错误！未定义书签。 2.1.2 哈里伯顿公司——固井滑套分段压裂系统错误！未定义书签。 2.1.3 贝克·休斯公司——Frac Piont System分段压裂系统错误！未 定义书签。 2.2 国内水平井分段压裂技术研究现状................... 错误！未定义书签。 2.2.1 水力喷射分段压裂技术............................ 错误！未定义书签。 2.2.2 双卡上提压裂多段技术............................ 错误！未定义书签。 2.2.3 分段环空压裂技术.................................... 错误！未定义书签。 2.2.4 液体胶塞隔离分段压裂技术.................... 错误！未定义书签。 2.2.5 机械桥塞隔离分段压裂技术.................... 错误！未定义书签。 2.2.6 限流压裂技术............................................ 错误！未定义书签。 2.3 本章小结............................................................... 错误！未定义书签。 3 水平井分段压裂数值模拟方法...................................... 错误！未定义书签。 3.1 笛卡尔网格的加密法........................................... 错误！未定义书签。 3.2 PEBI网格加密法.................................................. 错误！未定义书签。 3.3 表皮因子法........................................................... 错误！未定义书签。 3.4 直角网格加密法................................................... 错误！未定义书签。 3.5 本章小结............................................................... 错误！未定义书签。 4 水平井完井技术.............................................................. 错误！未定义书签。 4.1 筛管分段完井技术............................................... 错误！未定义书签。 4.2 水平井砾石充填防砂技术................................... 错误！未定义书签。 4.3 鱼骨状水平分支井完井技术............................... 错误！未定义书签。 4.4 膨胀管完井技术................................................... 错误！未定义书签。 4.5 套管射孔分段压裂完井技术............................... 错误！未定义书签。 4.6 裸眼分段压裂完井技术....................................... 错误！未定义书签。 4.7 本章小结............................................................... 错误！未定义书签。参考文献.............................................................................. 错误！未定义书签。
1 速度管柱排水采气的机理分析 对一口气井来说，其原始流量、压力是否合理，关键在于速度管柱的设计。随着采气生产的持续进行，地层压力会不断下降，最终会导致气井无法正常生产。部分管理者从节约材料成本、缩短改造周期考虑，经常会采取酸压、压裂等作业措施改善井况，短时间内能保证气井产量，但这些措施会造成工作液破胶、返排不彻底、井底积液等问题，给气井持续生产带来安全隐患；调整生产管柱尺寸措施不仅增加材料一次性成本，而且由于井筒老化，更换管柱作业会加大“落鱼”风险，同时还要采取预防井底积液的相关措施，增加了作业难度。而速度管柱是将小口径连续管采用悬挂装置悬挂于油管或井筒内部替代完井生产管柱，根据流体动力学原理，管柱口径小于生产油管，井下流体在相同地层能量作用下过流面积缩小会使流速增大，提高气井产量。目前最常用的速度管柱为CT，并配套相应的井下工具，常用的口径有31.75mm （1.25”）、38.1 mm（1. 5”）、44.45 mm（1. 75”）、50.8 mm（2.0”）等，应根据实际情况选用合适口径；由于井下地质条件复杂，存在大量腐蚀性介质，所以管柱及配套工具材质一般选用Cr16。 完井作业受多种因素影响，如地层能量衰减速度、气井产量变化速率、边低水气藏活跃程度等，如果生产管柱口径大，采气过程中流速小，采气时间就会延长，会导致地层条件进一步恶化。为解决这些问题并提高采气速度，在完井设计时就应在井筒内悬挂速度管柱，使气井开始见水时，由高速气流携带出井，以免在井内积累，延长井内见水时间。尤其对于开发末期的气井二次完井时，速度管柱的设计要考虑积液或部分地层能量消减过快等原因，对剩余地层能力充分加以利用，增强气井排液采气能力。根据实际情况，速度管柱（小口径连续油管）应悬挂于生产油管中，可采用速度管柱与生产油管之间的环形空间排液的完井生产方式，也可采用直接以速度管柱排液的完井生产方式。 2 速度管柱排水采气技术的具体应用 2.1 速度管柱排水采气技术的配套设备及其作用 速度管柱的悬挂作业一般是在带压条件下进行，为能够安全地拆除上部的封井器，实际工作中常采用开操作窗的方式进行过渡，这有利于油管密封悬挂、切管以及采气等作业的开展。速度管柱排水采气装置的配套设备主要包括以下几种：其一，悬挂器。其作用是将连续油管悬挂于井口，这样便可以使之成为永久性生产管柱。其二，操作窗。它是负责剪断连续油管，并拆除封井器及其上部连续油管作业装置的井口部件。其三，堵塞器。其作用是在下入前封堵连续油管头部，确保整个作业过程以及切断连续油管时管内无流体产出。其四，固定器。用于紧固成功悬挂剪切后的连续油管。 2.2 连续油管的安装要点 以KGXX-70型抗硫采气井口为例，先在油管内悬挂连续油管，然后根据具体情况实施安装作业，步骤及注意事项如下： 1）首先拆除井口采气树及其下部的4#闸阀，并在1#闸阀的上部按顺序安装悬挂器、操作窗、封井器、注入头。 2）用专业封堵油管工具--堵塞器堵住连续油管管头，接着在不压井情况下，用连续油管车将连续油管下入井内，此过程为带压操作。 3）在将连续油管下至设计井深后，匀速转动悬挂器上的压紧螺栓，直至仪表显示连续油管自重为零为止，然后在悬挂器上坐封油管，此时井口连续油管的悬挂工序才算完成。 4）进行放空操作，将悬挂器上面部件压力清零，然后拉起交换窗上的活塞筒，在适当位置切断连续油管。 5）拆除注入头、封井器和操作窗等安装设备，并将拆除的采气树、4#闸阀重新安装到悬挂器上部，完成采气井口的安装工作，满足生产作业要求。 6）应用专业打压设备，将连续油管的堵塞器拆除，使井下气液能通过连续油管在地层压力作用下升至地面。 2.3 排水采气试验结果分析 本次速度管柱作业试验选取的连续油管管径为38.1mm，设计下入井内2910m，油管直径为73.0mm，并统计实验前后油压、套压、油套压差、产气量等各项数据，然后加以分析对比可知，油压、套压、油套压差均有所降低，而日产气量明显增加，这充分说明速度管柱排水采气具有良好的效果，可以确保气井连续、稳定生产。 参考文献 [1]刘慧卿，张红玲，邓玉珍，等.注汽管柱管鞋下入深度对注汽动态的影响[J].中国石油大学学报（自然科学版），2007（6）. [2]李季，杨辉，朱昆，等.四川气田须家河储层加砂压裂气举排液一次性管柱配套技术研究[C]//.中国石油学会第六届青年学术年会论文集，2009. [3]张路军.功率回收型液压修井机中油管柱下放过程的仿真研究[J].系统仿真学报，2007（11）. [4]史雪枝，熊昕东，乔智国.四川气田须家河储层加砂压裂气举排液一次性管柱配套技术研究[J].钻采工艺， 速度管柱排水采气机理及应用 陶金 西南油气田公司川中油气矿磨溪开发项目部 四川 遂宁 629000 摘要：本文从速度管柱排水采气工艺机理分析入手，并以现场实验数据为依托介绍其在气田的应用前景。 关键词：速度管柱排水 采气工艺 机理 应用 Ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｄｒａｉｎａｇｅ ｇａｓ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｆｏｒ ｖｅｌｏｃｉｔｙ ｐｉｐｅ ｃｏｌｕｍｎ Tao Jin Southwest China Oil and Gas Field Company，Sichuan Suining 629000 Abstract：Based on the analysis of the process mechanism，the application prospect of the technology in gas field is introduced based on the field experimental data. Keywords：speed pipe column drainage；gas production process；mechanism；application 103
油田常用的单位换算 长度换算 1千米（km）=0.621英里（mile） 1厘米（cm）=0.394英寸（in） 1米（m）=3.281英尺（ft）=1.094码（yd） 1英寻（fm）=1.829（m） 1英寸（in）=2.54厘米（cm） 1英尺（ft）=12英寸（in）=0.3048米（m） 1英里（mile）=5280英尺（ft）=1.609千米（km） 1杆（rad）=16.5英尺（ft） 1码（yd）=3英尺（ft）=0.9144米（m） 1海里（n mile）=1.852千米（km） 1海里（n mile）=1.1516英里（mile） 面积换算 1平方公里（km2）=100公顷（ha）=247.1英亩（acre）=0.386平方英里（mile2）1英亩（acre）=0.4047公顷（ha）=4.047×10-3平方公里（km2） =4047平方米（m2） 1公顷（ha）=10000平方米（m2）=2.471英亩（acre） 1平方米（m2）=10.764平方英尺（ft2） 1平方英寸（in2）=6.452平方厘米（cm2） 1平方英尺（ft2）=0.093平方米(m2) 1平方码（yd2）=0.8361平方米（m2） 1平方米（m2）=10.764平方英尺（ft2） 1平方英里（mile2）=2.590平方公里（km2） 体积换算 1立方米（m3）=1000升（liter）=35.315立方英尺（ft3）=6.29桶（bbl） 1立方英尺（ft3）=0.0283立方米（m3）=28.317升（liter） 1千立方英尺（Mcf）=28.317立方米（m3） 1百万立方英尺（MMcf）＝2.8317万立方米（m3） 10亿立方英尺（bcf）=2831.7万立方米（m3） 1立方英寸（in3）=16.3871立方厘米（cm3） 1英亩"英尺＝1234立方米（m3） 1美加仑（gal）=3.785升（L） 1美夸脱（qt）=0.946升（L） 1英加仑（gal）=4.546升（L） 1美吉耳（gi）=0.118升（L） 1美品脱（pt）=0.473升（L） 1万亿立方英尺（tcf）=283.17亿立方米（m3） 1桶（bbl）=0.159立方米（m3）=42美加仑（gal） 质量换算 1吨（t）=1000千克（kg）=2205磅（lb）=1.102短吨（sh.ton） =0.984长吨（long ton）
2006年3月第21卷第2期 西安石油大学学报(自然科学版 Jourml of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition Mar.2006Ⅷ21N02 文章编号:1673—064X(200602—0029—04 压裂水平井裂缝参数优化研究 Optimization of the fracture parameters of fractured horizontal wells 高海红1,程林松1,曲占庆2 (1中国石油大学石油天然气工程学院,北京102249;2.中国石油大学石油工程学院,山东东营257061 摘要:裂缝是影响压裂水平井产能的主要因素,为了成功的压裂水平井,在压前的施工设计中要充分考虑裂缝参数的优化.利用电模拟实验研究了裂缝参数与压裂水平井产能的关系,所考虑的裂缝参数包括:水平井筒与裂缝夹角、裂缝长度、水平井筒长度、裂缝数目、裂缝位置及裂缝间距等.研究表明:产能随水平井筒与裂缝夹角的增大而增大,超过45。后产能增加的趋势变缓;产能随裂缝长度的增加而增加,但在具体的油藏地质条件下存在最优的裂缝长度和水平井筒长度的匹配;实验中压裂水平井的最优裂缝数为3~5条,其中外裂缝对产能的贡献最大;产能随裂缝问距的增大相应增加.裂缝参数的优化研究可为压裂水平井的施3-设计提供理论性指导. 关键词:水平井;压裂设计;裂缝参数优化;产能 中图分类号:TE357.1+3文献标识码:A 国内外油田开发实践证明,水平井压裂后可更大范围地沟通未动用的油气层…,极大地提高油藏的采出程度,目前已成为广泛应用的采油新技术.压裂后裂缝是影响
保安全保环保保设施保产量 洪水中筑起钢铁长城 ——英台采油厂抗洪事迹材料 2013年春汛以来，英台采油厂全体干部员工行动迅速，应对积极，超前谋划防大汛，顽强拼搏抗大洪，洪魔面前无所畏惧，洪水之中昂扬挺立，通过落实各种有效措施，取得了防汛、度汛和汛后回复生产各个阶段的胜利。 第一部分：超前谋划，防汛工作平稳有序上兵伐谋，迎峰度汛，有备才无患。今年4月初，英台采油厂就按照“保安全、保环保、保生产”的渡汛原则和“组织有序，忙而不乱”的工作思路，制定了防汛抗洪方案，成立了八个专业工作组，并组织召开专门会议，部署落实四项有效措施。 一是水情检测和通报预警两及时。建立水文监测预警系统，英东设立6个监测点，坨东设立3个监测点，每天定时监测生产区水位海拔，落实这些监测点是否清晰可用。并经常与嫩江上游石灰窑、齐齐哈尔、白沙滩等水文站联系，取得第一手水文资料。每天视频生产会议通报水位情况，按照水位情况及时调整和推进防汛工作运行。 二是修井作业、拉油捞油、有效措施三抢上。行洪内没有达到免修期的油井提前作业，单井罐生产井及时拉油，部分单井罐
油井及时进入系统，确保汛期不躺井；做好汛前洗井清蜡工作，保证汛期不卡井，不因结蜡而降产；将捞油井、单井罐生产井的卡瓦、半片、井口卡箍焊死，对行洪区内所有油井安装防喷盘根盒、且更换新盘根垫，易发生断光杆的井加底卡子，及时更换注水井的井口和闸门，以防行洪期间泄漏污染；清查油区内采油、作业所用的散失器材、油管油杆、各种工业药剂等，在洪水到来前及时运出。 三是防汛物资、设备检修、生活后勤三提前。提前核算申报防洪防汛物资计划，及时清查供应站、基层各单位防洪防汛物资储备情况。采购防洪防汛物资、设备，并及时配送到战队、班组和岗位，清查行洪区内设备工作状况，提前更换和维修，清查行洪区内抽油机电机高度，需要加高的在汛前组织完成。提前做好备好冲锋舟、橡皮艇、机船柴油机及机械船部件；前做好食宿用品的准备工作。 四是安全环保督导、应急预案和油区保卫工作三落实。检查临时储油罐（单井罐）是否锚定、各种配电设施及线路、油区内管网、油区内落地油、生活垃圾、散失器械、油料危化品等手否灿仔安全环保隐患。加强水上安全作业教育、安全乘船教育、安全制度宣贯、安全卫生防疫教育。建立水上作业制度、防污染管理制度、乘船制度、劳动保护制度。培训足够数量和高素质的船