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立足优势求突破,技术驱动谋新篇

——记工程技术研究院水平井固井趾端阀完井压裂技术
作者:景璐 刘海龙 高迎春   时间:2019-12-24   来源:永利日报

工程技术研究院研发团队就水平井固井趾端阀完井压裂技术进行讨论。

施工期间科研人员全程驻守在现场一线,严格控制每道工序符合设计要求。

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技术背景

在油田开发中,水平井分段压裂是进行储层改造、提高原油采收率的主要手段。然而,随着油田勘探开发水平和钻完井技术的日益发展,国内外水平井完钻井深和水平段长越来越大,深井、长水平段的特点为分段压裂作业带来了一系列难题。

技术研发

面对种种难题,工程技术研究院的科研人员积极应对,在进行自主攻关的同时,还开展了国外新技术、新工具的引进先导试验。

2018年,趾端阀技术在车排子油田成功试验4口水平井,取得了良好的应用效果;2019年3月,趾端阀技术在玛131井区首次在5in套管中试验成功;2019年7月8日,趾端阀技术首次在吉木萨尔页岩油区块成功应用。

截至2019年10月已在玛131、玛2、风南4、吉木萨尔成功下入6口井,其中4口井已成功开启并完成压裂施工,施工成功率100%。

技术发展

2020年,趾端阀技术有望在玛湖、吉木萨尔区块水平井全面推广,为解决连续油管作业能力受限问题、缩短单井投产时间、降低油田开发成本提供一种更经济、更有效的技术。

近年来,水平井逐渐成为国内外油田上产的主体开发方式,但随着油田勘探开发水平和钻井完井技术的不断提升,国内外水平井的完钻井深和水平段长度越来越大,新疆油田各个相关区块也不例外。完钻井深和水平段长度的大大增加,陆续为传统的水平井分段压裂作业带来了一系列难题。为此,工程技术研究院相关攻关团队迎难而上,立足自身优势,引进先进技术与工具,不仅攻克了在深井、长水平段中连续油管作业时产生的难题,还通过丰富水平井分段压裂手段,推动新疆油田储层改造提质增效。

施工井况愈加复杂

压裂作业遭遇难题

在油田开发,尤其是水平井的施工中,分段压裂是进行储层改造、提高原油采收率的主要手段。其中,桥塞射孔联作分压技术因其施工排量大、处理级数不受限、可进行多簇改造等优势,已成为目前国内外油田水平井分段压裂的主体工艺,使用占比率高达80%以上。该工艺压裂施工前一般使用连续油管进行第一级传输射孔,然后进行电缆泵送桥塞射孔联作分段压裂作业。

然而,随着油田勘探开发水平和钻完井技术的日益发展,国内外水平井完钻井深和水平段长越来越大,例如2017年美国Utica盆地部署的OutlawC11H水平井井深达8458米,水平段长度更是达到5943米。放眼国内,新疆油田公司近年来水平井完钻井深和水平段长记录也在不断刷新,2019年,吉木萨尔页岩油区块水平井最大井深和水平段长分别达到6480米和3500米。

水平井井深、水平段长度的不断增加侧面彰显了新疆油田公司勘探开发、钻完井技术的提升,但在进行储层改造、水平井分段压裂的过程中,深井、长水平段的特点,为连续油管作业带来了一系列难题:一是受连续油管长度限制,一般最大作业深度为6000-7000米,井深超过这一数值后连续油管长度不足以满足第一级射孔需求;二是连续油管具有较强的柔性,在长水平段中下入时会发生螺旋弯曲导致“自锁”,即使连续油管长度小于井深,也可能无法下入到井底;三是作为油田生产的“万能作业机”,连续油管设备承担了钻塞、修井、测试等大量工作,设备数量与工作量存在缺口,资源紧张,在一定程度上影响了油田高速上产进度,且作业费用较高;四是深井中连续油管发生遇阻遇卡、射孔枪意外引爆、工具落井等风险大,且发生复杂时处理难度极大,处理时间长。

立足自身攻坚克难

他山之石可以攻玉

面对种种难题,工程技术研究院的科研人员们选择了迎难而上。通过调研,他们发现近年来国外油田陆续开展固井趾端阀技术研究与现场应用,以解决深井长水平段连续油管作业难题。水平井裸眼完钻后,趾端阀可以与油层套管一起连接下入至第一级压裂设计位置固井完井。压裂前只要通过井口打压开启趾端阀进行第一级压裂作业,就可同时与地层沟通形成进液通道,后续可继续采用电缆泵送桥塞进行射孔联作分段压裂作业。科研人员在进行自主攻关的同时,还积极开展了国外新技术、新工具的引进先导试验。

通过对比分析,2018年,工程技术研究院的科研人员优选引进了全通径压差开启式固井趾端破裂盘阀开展现场先导试验。

施工前,科研人员会明确整个施工流程中各环节注意事项。

因为完井作业需要24小时不间断施工,科研人员始终坚守在现场直至整个施工结束。

本版图片由本报通讯员 裘新农 摄 面对连续油管作业的种种难题,科研人员们选择了迎难而上。

大家发现,该趾端阀具有结构简单、体积小,不增加套管下入难度,可降低套管变形风险;内径与油层套管相同,可使用常规水平井固井胶塞,不改变目前固井工艺,保证水泥刮削干净;为破裂盘结构,受固井水泥残留堵塞影响小,多个破裂盘只要部分开启建立通道后即可通过酸蚀处理提高起裂效果,开启可靠性高;利用了压差式开启原理,当套管内外压差达到设计值时破裂盘方爆破,意外开启风险小,安全系数高等优点。

为了保证试验安全有效开展,每次试验前,科研人员均会仔细收集试验井基础数据和完井压裂施工参数,准确计算所需的趾端阀压力级别,确保完井施工过程中承压可靠、不会提前开启和压裂施工时能够顺利开启,并制定了详细的现场作业注意事项和提前开启、无法开启等异常工况的应急处理措施。施工前,科研人员会对现场操作人员进行充分交底,明确整个施工流程中各环节注意事项。为确保试验顺利开展,施工期间科研人员全程驻守在现场一线,从裸眼通井、工具连接、套管下入、循环泥浆到固井碰压,严格控制每道工序符合设计要求。因为完井作业需要24小时不间断施工,有时固井施工需要在半夜进行,科研人员始终坚守在钻台上直至整个施工结束,风雨无阻、任劳任怨。

千淘万漉虽辛苦

一朝功成添佳绩

在工程技术研究院科研人员的稳步推进中,趾端阀技术的试验开展得如火如荼。2018年,趾端阀技术在车排子油田成功试验4口水平井,取得了良好的应用效果。

为助力玛湖、吉木萨尔地区高效开发,2019年工程院开展了趾端阀技术扩大试验。3月,趾端阀技术在玛131井区首次在5in套管中试验成功,趾端阀开启正常,压裂施工顺利完成,与邻井首段采用连续油管射孔相比缩短施工时间1天,应用效果良好;7月8日,J10027-H井固井作业顺利结束,全通径固井趾端阀在井下安全“着陆”,成为全通径固井趾端阀在吉木萨尔页岩油区块的首次应用案例。而试验的不断成功,不仅得到了上级领导的高度认可,也给了科研人员极大的鼓舞和信心。截至2019年10月已在玛131、玛2、风南4、吉木萨尔成功下入6口井,其中4口井已成功开启并完成压裂施工,施工成功率100%。

此外,为解决常规趾端阀不能实现高压试压验证井筒完整性的问题,2019年科研人员通过调研优选出延时开启趾端阀。该趾端阀内置可调延时腔,井筒压力达到预计开启压力时暂不开启,可以继续提高至试压压力并进行一定时间的稳压。10月在吉木萨尔地区试验1口井,趾端阀在进行半个小时的高压试压后成功开启,此井预计将于2020年进行压裂施工,后续科研人员将密切跟踪,掌握详细试验数据,全面评价技术应用效果,为保证压前井筒高压完整性、确保压裂施工顺利实施提供技术支持。

科研人员表示,2020年,趾端阀技术有望在玛湖、吉木萨尔区块水平井全面推广,为解决连续油管作业能力受限问题、缩短单井投产时间、降低油田开发成本提供一种更经济、更有效的技术。

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