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【本周专题:完井】多方协调,混合完井方案共筑最佳油井

【本周专题:完井】多方协调,混合完井方案共筑最佳油井

同一口井混合运用多项完井技术,提升大位移水平井的增产效益。

来自 | World oil
编译 | 张良爽

在追求更高产量的过程中,钻井技术的发展让分支水平井的长度不断增加,更加深入到油藏之中。而随着水平井段越来越长,压裂级数也在逐渐增加,多种完井技术因此也得到了不断发展,并形成了各自的优缺点。

在20世纪80年代,大位移水平井(ERL)指的是水平位移与垂深之比大于2:1。但随后这一定义的范围得到外延,很多具有较长测深(MD)的井也归入此类。直到现在,对于很多作业者来说,只要水平位移等于或大于10,000英尺,就都被视为大位移水平井。

当前,水平井的长度正在迅速增加。根据DrillingInfo的数据,在二叠纪盆地(如下图),过去五年中,长度超过10,000英尺的分支水平井数量几乎呈指数增长,从2012年的不到50口,迅速增加到2016年的275口。此外,美国Utica地区油井2006年的平均水平长度为7690英尺,十年后,即2016年5月,WorldOil.com发表的一篇报道发现,该地区一口页岩分支水平井,其长度增加了2.5倍(18,500英尺)。

【本周专题:完井】多方协调,混合完井方案共筑最佳油井

图1.在二叠纪盆地,长度超过10,000英尺水平分支井在2012年只有不到50口,到2016年增加到了250多口

对于ERL完井来说,最大的挑战之一就是井趾段增产。作业者已在单井中采用混合解决方案,运用多种完井技术来解决这个难题。

混合完井系统的优点包括:

1.降低在ERL中起下电缆或连续油管相关的操作风险;
2.有效实现井趾段增产;
3.实现衬套内径最大化;
4.最大限度减少非生产时间;
5.减少用水量和相关费用;
6.混合完井提供解决方案,特别针对井趾段。之前的大量成功案例展示了多种混合完井解决方案。

桥塞射孔连联完井技术

桥塞射孔联作完井技术(Plug-and-perf)通常被认为是最经济的完井方法,也是迄今为止最早的一种。这种技术在水平井之前就有了,在直井或小斜度井中电缆的传送主要依赖于重力作用。在水平井中,需要大量的水将电缆射孔枪泵送至指定深度,特别是在有急弯和空间狭窄的区域。如果工具由于各种原因被卡住,还需要增加大量液体来传送清理的机械或液压工具。

Plug-and-perf工具也可以使用连续油管(CT)来部署,这种方式的一个优点是可以持续循环液流,清理出更通畅的的井眼通道。持续循环可以在增产措施后,立即进行磨除和清屑,因此提高了作业效率。

CT的另一个优点是,理论上可以达到任意长度。但运输对重量和尺寸有限制,一些大型的滚筒规格达到了传统拖车运输规定的上限。特制的高容量卷轴可以集成到平板更低、车轴更多的定制拖车中。为了解决重量问题,可以选用壁厚稍小的CT,增加总长度,但是由于管壁变薄,CT在弯曲、过度牵拉或者疲劳时更容易损坏。对于很长的水平井,这些限制就会导致CT无法延伸至井趾段。

此外,使用CT还面临着其他挑战。当传送CT到井下深处时,由于累积的摩擦阻力,CT开始螺旋盘曲。压裂液、特制的金属润滑剂以及拖拉机或搅拌机都能帮助传送。如果对CT的推力过大,就有可能造成CT扭结或折弯,导致CT卡住或断开。

连续油管启动滑套

除了plug-and-perf工具,还有一种通过CT在衬套内机械开关滑套的开关工具。CT plug-and-perf工具的优点和限制也适用于CT滑套。

此外,开关CT滑套需要使井下工具达到很小剖面,无法可视化操作。每次操作前就必须确认两个关键点:

1.CT工具已经锁定在滑套剖面中;
2.滑套已打开。

当滑套打开时,可能只移动了几英寸,当工具深入到5000英尺到10,000英尺时,是无法觉察到滑套每一次动作的,而且通常很难确定滑套是部分打开还是完全打开。CT井下的精确深度也可能带来操作的不确定因素,尤其在大位移水平井中当推力相对较小时,很可能造成压裂失败的后果。

最后,CT增产措施的主要缺点是通径较小。即使是全通径作业,CT也只能通过部分流量。

投球启动滑套

投球启动滑套是完井技术的一次重要发展,摆脱了人为干预的桎梏。其主要优势之一是能够高效完成长井的低级数压裂。但是,这项技术在最大分段压裂级数和内径方面仍在局限性。

该完井程序采用持续的泵送操作,利用特定尺寸的压裂球打开相匹配的滑套,使得操作得到快速执行。利用投球激活滑套完井所用的时间比plug-and-perf和CT启动滑套都短,并且所需用水量也大大降低。

当使用最小的球来最大化分段级数时,衬套的内径(ID)在井趾处可能小至一英寸。那么对于将产量放在第一要务的作业者来说,或是在未来有人工干预的可能性时,在井趾段就需要有更大一些的内径。由于压裂球最大只能达到套管内径尺寸,井趾处使用较大的球就会限制能达到的压裂级数。

对于高密度系统,压裂球与球座的接触间距设计的更加紧凑,以提高压裂级数。但是较小的公差增加了球座被侵蚀的风险—泵注大量支撑剂带来的风险,从多方面影响了完井方式。流体速度加上支撑剂吨位导致压裂球在原本应该停止打开滑套的位置,穿出球座。针对这个问题,可在工具表面添加硬化材料的涂层。2016年期间,Bakken地层使用投球激活系统的50级完井油井证实了这个方案的有效性。

多种完井技术混合解决方案

通过将不同的完井技术整合在一起,可以弥补某一种技术的缺陷,或将负面影响降至最低。这种混合解决方案特别适用于大位移水平井。

不管油井其他部分采用何种完井方式,对于大位移水平井的趾段,作业者都更倾向于采用液压滑套。这些滑套以液压方式打开,无需用球或进行干预就能使流体从衬套中流入油藏。为了降低操作风险和达到法规要求,作业者可选用可测试滑套,它能够在增产作业开始前,对衬套进行一次或多次加压。

在较低的压裂段,作业者更喜欢采用投球启动完井的方式,因为它们不需要通过CT或电缆进行延伸传送。投球启动完井可为作业者在裸眼井或固井应用时,或是在单点注入及有限注入中提供更大的灵活性。在大位移水平井的趾段,投球启动滑套技术能够加速压裂过程,使其比传统的plug-and-perf更高效。

在球座达到最大尺寸,或者更高级数的测深能够轻松达到时,通常会选用Plug-and-perf或CT启动滑套。

随着作业者对技术的不断熟悉,以及完井设计的发展,多种完井技术混合方案得到极大发展。

常见的混合方案包括:

1.受限进入时,采用Plug-and-perf 和投球启动滑套;
2.单点进入时,采用CT启动滑套和投球启动滑套;
3.液压滑套与其他方式任意组合。

混合解决方案的设计使作业者能够利有每种技术的优势,定制出最佳完井方式。

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二丫
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(北京),油气井工程硕士,长期聚焦国内外石油行业前沿技术装备信息,具有数十万字技术文献翻译经验。如需获取更多技术资料,请联系二丫(QQ295900524;微信13132550596)

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