下载文档原格式
10）⽔平井固井滑套分段压裂技术探讨固井滑套——将滑套连接在套管上⼊井后⽔泥固井，在压裂的时候投球打开滑套进⾏压裂，问题：1、⽔泥环有没有影响？2、⼀旦滑套打不开如何处理？3、该⼯艺技术您认为有什么优点或不⾜？暂时想到这⼏个问题，欢迎各位参与讨论，（不限于以上⼏个⽅⾯⽔平井预置滑套分段压裂⼯艺是采⽤套管固井完井⽅式，在套管之间预置滑套，固井完毕后下⼊滑套开关⼯具，对预置滑套进⾏开关，通过套管压裂，该完井⼯艺具有不受分段限制、不受排量限制，可选择性⽣产及选择性重复压裂等优势1.⼀般分段压裂⽔泥环和套管接箍都需要考虑。
2、固井滑套压裂对⽔平井⽽⾔却是较为成熟的技术，但⽬前在油⽥的应⽤范围感觉却是在减少，其主要原因是现在⽔平井的井筒没有那么平滑，井况不好的井⼤有存在，这种情况下，使⽤固井滑套，卡住的危险⾮常⼤，⽬前这种复杂井况国内多采⽤下段塞，部分采⽤限流压裂。
⽔泥环对滑套打开肯定有影响，尤其是第⼀级的压差滑套。
尽管完井管柱时对滑套进⾏了保护处理，但仍然避免不了下⼊时的各种磨损，⽔泥浆会对滑套打开有影响。
本⼈亲⾝经历过⼀⼝井，第⼀级施⼯时，⼀给排量，马上超压。
最后采⽤⼩油管带射孔枪射孔后实施压裂。
采⽤油管射孔，会对下⼀级滑套球座产⽣磨损。
第⼆级施⼯时，滑套就没有明显的打开显⽰。
TAP⽬前有2中⼀种是投球⼀种是投阀，这两种都基于套管固井，具他们的资料介绍裸眼和固井打开压⼒⼀样，但是我觉得⽔泥环的厚度还是会对起裂有⼀定影响，由于⽔平井套管居中度⽆法确保，我认为总有⼀块⽔泥环薄的地⽅，但是具体起裂是在哪⽆法考证；2、威德福有过固井滑套他们的滑套外部有⼀定的特殊处理确保⽔泥不会进⼊滑套内部；同时⽬前国外的滑套有多种，⼤部分在外部外径⽐较⼤确保⽔泥环⽐较薄，如果压不开⽤连续油管带着⽔⼒喷射去做应急处理⼀般滑套外都套了⼀层保护套，类似于硬质塑料壳的东西，在下⼯具前要预设合适剪切销钉个数，防⽌在下井后出现突发情况打不开滑套。
分段压裂技术在巨型页岩气田开发中的应用前景展望随着全球能源需求的增加，页岩气作为一种重要的非常规能源资源，受到了广泛关注。
巨型页岩气田的开发对于保障能源安全和满足能源需求具有重要意义。
而分段压裂技术作为开发巨型页岩气田的关键技术之一，在提高气田开发效率和产量方面发挥着重要作用。
本文将对分段压裂技术在巨型页岩气田开发中的应用前景进行展望。
分段压裂技术是一种通过在水平井段上设置多个压裂段，利用压裂技术改善岩石渗透性，增加油气产量的方法。
其主要分为垂直分段压裂和水平分段压裂两种形式。
在巨型页岩气田开发中，水平分段压裂技术被广泛应用。
该技术通过在水平井段上设置多个压裂段，利用高压液体将裂缝打开，增加岩石的渗透性，促进页岩气的流动。
与传统压裂技术相比，分段压裂技术具有以下优势：首先，分段压裂技术能够针对不同地层特点进行优化设计。
巨型页岩气田的地质条件复杂多变，不同层段的渗透性和裂缝参数存在差异。
通过分段压裂技术，可以根据不同地层的特点进行有针对性的设计，提高压裂效果。
这种优化设计能够更好地匹配巨型页岩气田的地质特点，提高产能。
其次，分段压裂技术能够实现最大限度的页岩气采收率。
由于巨型页岩气田的储层特点，传统压裂技术难以同时改善整个储层的渗透性和裂缝的连接性。
而通过分段压裂技术，可以在不同的井段上进行多次压裂，实现裂缝的恢复性连接，最大限度地提高岩石的渗透性，提高气田的采收率。
再次，分段压裂技术能够减少水平井的投资成本和开发周期。
由于巨型页岩气田的油气蕴藏在水平井段中，传统的单井段压裂技术难以满足巨型页岩气田的开发需求。
而通过分段压裂技术，可以在同一个水平井段上进行多次压裂，充分利用井眼和井筒内的温度、压力等条件，减少井眼钻造成的成本和开发周期。
最后，分段压裂技术能够实现巨型页岩气田的持续生产。
由于巨型页岩气田的储层特点，传统压裂技术往往产量衰减快，需要频繁进行维护和修复。
而分段压裂技术能够通过裂缝的恢复性连接，维持产能的稳定，实现巨型页岩气田的持续生产。
泵送桥塞分段体积压裂技术的研究及现场应用摘要：泵送桥塞是一种近年来发展的压裂改造新工具，在致密性油气藏中应用广泛。
致密性油气藏具有低孔、低渗、天然裂缝不发育等特征，完井方式通常以水平井完井为主。
在致密性水平井体积压裂改造中，泵送桥塞工艺有着很大的优势，其分隔、射孔一体技术满足了致密性油气藏水平井改造所需要的大排量、大液量等施工参数。
为该种油气藏的改造开发提供了一套完备的方式方法。
关键词：致密油泵送桥塞体积压裂水平井引言随着我国油气田勘探开发的深入，常规油气产量有逐步递减的趋势。
美国致密油的突破性进展给我国的致密性（低渗透）油气藏开发给予了重要启示。
我国油气勘探开发也将逐步向致密性油气藏方向发展。
2013年2月完钻的任密1H井是华北油田公司一口致密性油藏水平井。
其地质特点为储层岩性复杂，以泥质粉砂岩，砂岩为主。
储层低孔、低渗，天然裂缝不发育，总体属低孔、低渗致密油储层。
任密1H井多段改造提高裂缝长度，体积改造是该井获得突破的关键。
该井采用泵送桥塞，分段改造工艺，压裂过程中采取先进行酸化处理，后添加转向剂的体积压裂技术，实现体积改造最大化和低成本经济开发的目标，为国内致密性油气藏开发提供了可借鉴的成功案例。
一、泵送桥塞工艺1.泵送桥塞泵送桥塞是一种近年来发展的压裂改造新工具，在国外致密性油气藏中广泛应用，哈里伯顿、贝克休斯、斯伦贝谢、威德福等公司都有该工具的研发与使用。
尤其是在致密油气藏水平井压裂上具有很大优势，逐步替代了传统的封隔工具，为水平井压分层改造提供了更好的选择。
泵送桥塞工具主体由电缆、射孔枪、坐封工具、封隔器构成。
桥塞中心具有球碗结构，坐封完毕投球封堵，如图1所示。
泵送桥塞投放前预置在井口防喷管串内，开启井口后，尾部拖带电缆投入光套管。
当到达一定井斜位置，靠其自身重力无法克服外部阻力时，与地面泵车配合，采用泵送方式，泵送到设计位置，进行点火作业，炸药推动坐封工具内液压缸坐封，坐封后坐封工具与桥塞脱离。
威德福套管开窗工艺介绍引言威德福套管开窗工艺是一种常用于石油钻采工程中的技术。
套管开窗工艺可以使油井在垂直段和水平段之间进行联通，从而实现油气的采集和输送。
本文将介绍威德福套管开窗工艺的原理、步骤以及应用场景。
工艺原理威德福套管开窗工艺是通过使用专门的工具，将套管壁打开一定长度，以形成油井的开窗。
这样一来，油井的井筒和套管之间就形成了连接通道，可以使油气从地下储层流入井筒，进而被提取。
工艺步骤威德福套管开窗工艺一般包括以下步骤：1.准备工作：包括明确开窗的目的和位置、制定详细工艺方案、选择合适的工具和设备等。
2.固定套管：使用夹具等工具将套管稳定在预定位置，以确保后续操作的准确性和安全性。
3.定位工具：使用定位工具将开窗工具送入套管内部，并精确定位到开窗的位置。
4.切割套管：使用特殊的切割工具，对套管进行切割作业，形成想要的开窗形状和尺寸。
5.清洁井内：利用清洗工具对井内进行清洁，以确保开窗后的油气流动畅通无阻。
6.测试效果：进行开窗效果的测试，如测试井底压力、流体产能等，以判断开窗的效果。
7.修复套管：根据测试结果进行修复套管，如使用砾石压裂、水泥固化等方法来加固套管。
应用场景威德福套管开窗工艺在油井工程中有着广泛的应用场景。
以下是一些常见的应用情况：•提高采收率：通过开窗工艺，可以将原本被封闭的油层与井筒连接起来，提高油气的采收率。
•水平井开发：在水平井开发中，套管开窗工艺可以使水平段与垂直段之间实现联通，为水平井提供更大的有效产能。
•修复损坏套管：当套管出现损坏或阻塞时，可以使用开窗工艺来修复套管，恢复油井正常的生产状态。
•增强防塌能力：在特殊情况下，开窗工艺也可以用于提高套管的抗塌能力，以防止地层塌陷。
结论威德福套管开窗工艺是石油钻采工程中一个常用且有效的技术。
通过准备工作、固定套管、定位工具、切割套管、清洁井内、测试效果和修复套管等步骤，可以实现油井的开窗。
威德福套管开窗工艺的应用场景非常广泛，包括提高采收率、水平井开发、修复损坏套管和增强防塌能力等。
压裂技术手册压裂技术（Fracturing Technology）是一种通过将流体以高压注入井筒，产生裂缝以增加油气产量的工艺。
它是一种常见且有效的石油勘探开发技术，对于提高油气井产能和采收率有着重要的作用。
本手册将详细介绍压裂技术的基本原理、工艺流程、设备选型、安全注意事项以及未来发展趋势等方面的内容，旨在帮助读者全面了解压裂技术并在实际工程中应用。
一、压裂技术的基本原理压裂技术是通过向井筒注入高压流体，使岩石产生裂缝，从而增加储层的渗透性，提高油气井的产量。
在注入流体的通过控制注入速度和压力，使裂缝能够扩展到期望的范围内，实现有效的压裂效果。
压裂液中的添加剂和颗粒物质也能够帮助维持裂缝的稳定性，增加产能。
二、压裂技术的工艺流程1. 井筒准备阶段：包括对井筒、井口设备和生产设备的检查、维护和清洁。
2. 压裂液设计：根据储层特征、孔隙结构和应力状态等因素，设计适合的压裂液组成和性质。
3. 压裂过程监控：通过各种仪器设备对压裂过程中的压力、流量、温度等参数进行实时监测。
4. 压裂操作：将设计好的压裂液通过高压泵注入井筒，实现裂缝的形成和扩展。
5. 压裂效果评估：通过产量测试、井底压力测试等手段评估压裂效果，为后续生产调整提供依据。
三、压裂技术的设备选型1. 高压泵：用于将压裂液压入井筒的设备，需要具备稳定的流量和压力输出。
2. 压裂管道系统：包括管道、阀门、连接件等，需要具备耐高压、耐腐蚀的性能。
3. 压裂液搅拌车：用于搅拌和混合压裂液的设备，需要具备均匀搅拌和高效搅拌的能力。
4. 压裂监测仪器：包括压力传感器、流量计、温度计等，用于实时监测压裂过程中的各项参数。
四、压裂技术的安全注意事项1. 操作人员要接受专业培训，了解压裂工艺和设备操作规程。
2. 严格遵守操作规程，严禁超压操作，确保操作过程中人员和设备的安全。
3. 定期对设备进行检查和维护，确保设备的稳定性和可靠性。
4. 预防和处理压裂液泄漏等意外情况，保障环境和人员的安全。
北美分段压裂技术发展现状与趋势北美分段压裂技术发展现状与趋势国外在 20 世纪 80 年代中期开始研究水平井压裂增产改造技术，最初是沿水平井段进行笼统压裂。
2002 年以后，随着致密气、页岩气、致密油等非常规油气资源的大规模开发和水平井的大规模应用，许多公司开始尝试水平井分段压裂技术。
在随后的几年里，随着微震实时监测技术的提高和工厂化作业模式的日益成熟，压裂段数越来越多，作业效率和精度越来越高。
2007 年开始，水平井分段压裂技术成为非常规油气开发的主体技术，开始在北美大规模应用。
1 国外水平井分段压裂技术发展现状1.1 形成了适用于不同完井条件的水平井分段压裂技术经过10 多年的发展，国外已经形成较为完善的适应不同完井条件的水平井分段压裂改造技术。
主流的水平井分段压裂技术有3 类：水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术和快钻桥塞分段压裂技术，其中裸眼封隔器分段压裂技术应用最为广泛。
1.2 “工厂化”作业模式降低成本美国非常规油气开发的成功之路就是降低钻完井成本，保证压裂质量，提高单井产量，一种重要的做法就是“压裂工厂”。
2005 年哈里伯顿公司率先提出“压裂工厂（FRACFACTORY）”的概念，即在一个中央区对相隔数百米至数千米的井进行压裂。
所有的压裂装备都布置在中央区，不需要移动设备、人员和材料就可以对多个井进行压裂。
“压裂工厂”作业模式成为规模化作业的雏形。
后来，这一概念逐渐扩展为“工厂化钻完井”，即多口井从钻井、射孔、压裂、完井和生产整个流程都是通过一个“中央区”完成。
通过采用“工厂化钻完井”的作业模式，完井周期从原来每口井60天降至目前的20天完成5口井，完井成本降低了近60%。
1.3 微震实时监测提高压裂效果随着水平井分段压裂技术应用范围逐步扩大，压裂监测水平也有了重大突破。
2006 年，威德福公司推出FracMap 微震压裂监测技术，并首次在油气勘探领域实现商业化应用。
随后，斯伦贝谢、贝克休斯、哈利伯顿也相继推出微震压裂监测技术服务。
分级固井工具工作原理图示详细描述了威德福公司分级固井工具的工作原理。
在工具下井位置，单体滑套使多级固井工具上的循环孔处于关闭位置。
在此状态下，单体滑套与分级固井工具本体之间的所有空间或是露于套管之内或是露于环中,因此没有任何压力圈闭，而且单体滑套的弹性O型密封圈仅承受套管内与套管环空间的压差而不承受任何井下绝对压力。
若要打开多级固井工具之循环孔进行循环和固井，需向套管内投入加重开孔弹并靠其自由下落座于开孔座上。
然后在套管内开孔弹以上施加液压直至分级固井工具本体与单体滑套之间的销钉剪断。
销钉剪断后，单体滑套向下行直至中间锁定块与多级固井工具本体上锁定槽下端接触后停止。
此时分级固井工具循环孔打开，在此开孔位置，单体滑套上循环孔与工具本体循环孔对中，从而套管内外通过循环孔可进行循环及固井。
若要关闭循环孔，在套管内泵入关闭塞使其座于关闭座上。
在套管关闭塞以上加压(高于循环终了压力800－1500psi)剪断单体滑套与关闭座之间的销钉，关闭座然后下行直至其与单体滑套内下台肩接触而停止。
此时中间销定块缩回到关闭座内槽。
由于关闭塞下行而被挤压的胶塞以下套管内的液体可以沿关闭塞前端的开口槽上行。
从而不使套管受压。
单体滑套关闭循环孔通过O型圈密封。
由于分级工具循环孔上下密封本体内径相同，所以工具所受外压力不可能打开循环孔。
当单体滑套关闭循环孔后，滑套上的卡环莰入分级工具本体内从而防止单体滑套在钻进及下井工具通过时而向上移动。
开孔座和关孔座都是铝制品容易钻掉。
关闭座内的中间锁定块与其中的非旋槽相配合从而防止关闭的旋转。
关闭座导引槽内的铜销钉能确保中间锁定块与锁定槽居中。
而开孔座是通过反扣螺纹旋在单体滑套上，这样其旋转亦是不可能的。
分级工具本体与单体滑套上的J 型销亦可防止其旋转同时作为辅助的装置防止滑套上行。
751E型常规双级固井作业所需设备751E型常规双级固井作业所配置的工具及附件由如下组成：1).751E型分级固井工具；2).第一级柔性胶塞和碰压环；3).751E型自由落体开孔弹；4).751E型关孔胶塞。
CNPC PetroChina, CNOOC, SinopecBarnett Marcellus Montney Horn River Haynesville Eagle Ford Woodford FayettevilleUtica NiobraraAntrim Monterey MancosNorth America•Avg. 2000+ rigsin 2009-2010•53%+ of all rigsdrill in shaleRecoverable shale gas Reserve:US –24.4 trillion m3China –36.1 trillion m3Slickwater Hydraulic Fracturing Districts in US滑溜水水力压裂区域* Some HHP on order for 2011260 台泵车, 到年底达320台泵车。
泵车台上2250BHP ，三缸泵和五缸泵，液力端4-6”。
混砂车和配液车为100桶和130桶，计算机程序控制，可从仪表车进行操控。
1st stage perf with coiled tubing第一级用连续油管射孔2nd-14 stages pump down packer, shoot perfwith wireline and frac2-14级下封隔器，用电缆射孔然后压裂f fracguard4000 ftAverage flow back 平均返排-35-50%Chemicals in Flow back water effecting hydration and crosslink time 返排水中含有的化学物质影响水化和交联时间•Iron 铁离子•Divalent salts 二价盐(ie Ca++, Mg++, Ba++)•Undissolved solids 不溶固相(turbidity 浊度)Objectives 目标•Economic 经济•remove above salts and solids 除去盐和固相•available on site 现场可用大液量，每井15140-22710m 3大排量，12.6-15.8m 3/minWhat have we learnt from Weatherford US Experience in Fracturing for Shale我们从威德福美国页岩气压裂经验中学到什么Only needed when use borate fluid200 bbl holding tankShale disperses inless 8 min in fresh water1.Hard to clean2.Erosion damage to downhole tool3.Damage to surface equipment33Curable resins are used to consolidate the pack and reduce proppant flowback.树脂砂用于强化支撑剂充填，减少支撑剂回流。
2010年2月1日水平井压裂工艺水平井压裂工艺建议一、封隔器+投球滑套压裂系统：完井工具一次入井实现水平井裸眼段分层压裂工艺一、封隔器+投球滑套压裂系统Primary Objectives主要作业目的•Control Where the Frac is Placed压裂作业区域控制ØIsolation of segments of the lateral实现压裂作业井段横向分段隔离ØCreate fractures over the entire length of the lateral 实现全井段完全压裂作业•Increase NPV 增加投资回报率ØHigher initial rate of production 提高产量ØIncreased reservoir drainage 增加采收率ØLower operational expenses降低作业成本产能分析投资回报率分析一、封隔器+投球滑套压裂系统单井产量对比124Well #7Koone 2-35185Well #6Knowles 1-26387Well #5Koone 1-34545Well #4Cassell 1-26578Well #3Hildreth 1-36880Well #2Hillis 1-271017Well #1McGee 1-352753Frac PointWell Knowles 2-26-H Initial Productio n Rate (mcf)Well Well Name Initial Production Rate of Offset Vertical Wells一、封隔器+投球滑套压裂系统压力时间水力开启球球球表面漏失导致压力降低一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统使用优势•Oil Company savings–Rig time compared to conventional completion methods.缩短钻机/修井机使用时间–The days of Fracturing time compared to conventional methods减少压裂作业时间–No cementing of Liner cost as with conventional methods 无固井作业需求–No wire line or perforating needed as with conventional methods.不需要钢丝作业和射孔作业一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Seat Sub球座Setting Ball Capture Seat一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Seat Sub 球座Used across all of BOT’s product linesDeveloped as a temporaryplugging system more than 25 years agoEstimated usage approximately 12,000 sincedevelopment“P”Pressure Activated Sleeve压力开关滑套一、封隔器+投球滑套压裂系统“P”Pressure Activated Sleeve压力开关滑套Developed as a pressure actuatedcirculating sleeve more than 25years ago –Used across all of BOT’s product linesPort configuration was modified for Frac-Point applicationsEstimated usage since development approximately 7,500Ball’s球•Ball’s tested at 250 deg to 8,500 psi在121℃，58MPa下做球实验•Specific Gravity Options比重选项– 2.47 Phenolic2.47酚醛塑料– 1.9 Custom Rubber 20921.9橡胶– 1.25 Nytef–Available Sizes 可用尺寸•3.500 in 3.000 in 2.500 in 2.250 in 2.000 in 1.750 in 1.500 in一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统Open Hole Packer 裸眼封隔器History :Developed as the Premier Removable Packer System 675 runs since 2001一、封隔器+投球滑套压裂系统Open Hole Packer Performance•Based on 10K Premier Packer ChassisØ6-1/8”Hole = 10,000 psi 3-7/8 Hole = 8,500 psiØ6-1/4”Hole = 8,500 psi 4.00 Hole = 8,500 psiØ6-1/2”Hole = 6,000 psi 4.25 Hole = 5,000 psiØTemperature Rating: 100 –350°FØInitiation Pressure adjust between 1,200 –1,800 psiØTorque Rating: up to 6,000 ft. lbs. depending on thread type ØNo body (mandrel)movement during settingØ255K Tensile RatingBall Activated Frac Sleeve投球开关滑套一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Activated Frac Sleeve 投球开关滑套Development in 1990 to selectively producedifferent intervalsModified for use in Frac-point applicationswith the addition of the ball seat insert9739 runs from 1992 to 2006Ball Activated Frac Sleeve投球开关滑套一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Activated Frac Sleeve投球开关滑套•Opening Pressures adjustable between 2,000 –4,000 psi ØAvailable Seat Sizes• 3.500 in• 3.000 in• 2.500 in• 2.250 in• 2.000 in• 1.750 in• 1.500 inLiner Top Packer System 尾管封隔器Ø 4 ½’’X 7’’SystemØRun On HR Liner Setting ToolØHydraulically releases at 2,300 psiØOD: 5.875 inØID: 3.958 in一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统Liner Top Packer System尾管封隔器系统ØOne Trip Deployment –No Setting Tool NeededØPacker Set with 2,000 psi and Applied Tension and CompressionØ12,000 psi Differential RatingØ200,000 lb Tensile RatingØIntegral 5.250 in ID 6 ft. Tie Back ExtensionØTorque Capability of the HR 12,000 ft. lbs.Development HistoryØOriginally developed as an alternative for “two trip”North Sea permanent packer completions. Developed in 1980.Ø508 SB Packer runs since 2003Ø524 HR Running tool runs since 2003一、封隔器+投球滑套压裂系统Sizes Available 现有产品规格•4-1/2”Liner x 7.00”CSG x ( 6-1/4”to 6-1/2”) OH •2-7/8”Liner x 4-1/2”CSG x ( 3-7/8”to 4-1/4”) OH •3-1/2”Liner x 5-1/2”CSG x ( 4-1/2 to 4-3/4”) OH •5-1/2”Liner x 9-5/8”CSG x ( 8-1/2”to 8-3/4) OH二、机械滑套+封隔器/固井ZoneSelect水平井压裂技术该系统可在一次起下钻中完成多个操作（酸化或压裂），不需要过油管干预，经济省时。
