logo
专注油气领域
与独立思考者同行

【本周专题:完井】多层完井系统成功用于GoM,下一代或再等两年

【本周专题:完井】多层完井系统成功用于GoM,下一代或再等两年

经过现场验证,在浅井和需要高排量、压裂增产高成本的超深水环境中,本文所论述的多层完井技术是具有经济效益的完井技术。

来自 | JPT
编译 | Tom

下第三系区带位于墨西哥湾中新世西南区域的深水区。下第三纪位于离岸约175英里处,宽约80英里,长约300英里。水深5000~10000英尺。储层位于海底10000~30000英尺深处。

第三纪趋势已有6600万到3800万年历史。下第三系内,下Wilcox段合并的层状砂岩被划为区域盆底扇的一部分。

从晚古新世到早始新世(相当于Wilcox段),油藏被认为是在深水中沉积的横向层状砂岩。这些油藏分布区域大部分被异地 Sigsbee 盐岩盖层所覆盖。这些盖层造成了更多难题,包括水深、到达油藏所需井深等。

这些勘探区带上的作业主要是根据对上倾冲积/三角洲地层结构以及分布在沉积大陆架到斜坡和盆地的砂岩潜在储层物性的了解来进行。另外,下第三系预估储量为150亿桶石油。

多层完井技术现状

多个作业者已经成功在下第三系部署了第四代多层完井系统。据笔者所知,截至2015年夏季,作业者已经在10口井中部署了多级完井系统和增强型单趟多层压裂系统,未来还会有更多井的部署计划。这些系统的压力值可达到10000psi,增强型单趟多层工具系统可以根据井眼形状变化,部署在五层完井中。

其中一个系统的作业能力达到:压裂排量45bbl/min、每段支撑剂体积75,0000lbm、五段总体积最大375,0000lbm。在泵入大多数层段过程中,泵速在35bbl/min范围内,支撑剂体积量持续上升,在一趟三层完井作业中,可注入超过200,0000lbm支撑剂。

最初的完井作业着眼于裸眼充填完井挑战。而目前作业者则致力于通过控制井下流体来实现产量最大化。为实现井下流体控制,需要用到压力可达15000psi的分段控制阀(ICVs)。基于大通径阀门的外径,两阀门被串联运行(下阀门被罩住),都放置在井底组件上方。这种ICV结构具有在两个生产段中进行选择的功能。在下第三系,串联的ICV结构能够分离和控制上下Wilcox地层。额定工作压力达到15000psi的ICV已经接近商业化。

下第三系的挑战

下第三系最初的挑战之一是提供一个达到10000psi压力的单趟多层完井系统,该系统面临以下需求:

1.需要通过较长射孔段以及井深达30000英尺来部署;
2.能够隔离和压裂多达五个独立层段;
3.能够在作业过程中定位和保持工具的位置;
4.能够省去投球作业,压裂5~6个层段;
5.确保下部完井组件(带孔密封套筒、标准筛管、生产套筒、压裂循环套筒)在采取增产措施后,有效封隔每一层段;
6.能够在部署中间完井管柱时维持井控,中间完井管柱包含用于打开套筒与封隔用于合采的带孔密封套筒的内部管柱。

最先成功部署的多层完井系统已经解决了之前的井底挑战。随着作业者开始探索他们矿区未来的发展前景,逐渐又出现了新的挑战。而这些新挑战则需要一个日益强大的多层完井系统来解决。

下第三系套管设计与挑战

目前下第三系主流的套管设计为下入8.5in内径(ID)加重套管穿过油藏。其他完井设计分为下入6.5in内径加重套管穿过油藏,或8.5in裸眼完井通过油藏。本文着眼于下8.5in套管完井。

最优情况就是部置大内径套管穿过油藏。这就要求设备能够在所需抗内压、抗外挤安全系数条件下,尽可能地满足高压需求,同时可维持住所需压裂排量、支撑剂体积增加、产量提高以及注入速度。另外,8.5in内径套管需要设备设计者能够平衡设计,在满足下第三系需求的同时,牺牲最少。

下第三系的难题

一些限制条件驱动了对工作压力达到15000psi多层完井井下组合的需求。第一个是在压裂增产过程中。如果脱砂压力超过了砾石充填组合(底部)的最大限压,外挤压力将会作用于从砾石充填带孔套到筛管顶部的完井工具。这可能导致外部部件被挤毁,从而破坏压力的完整性或损坏内部管柱的周边部件,引发施工工具组合的粘卡。

第二个限制条件是由油藏压力衰竭引发的。在目前的完井方案(图1)中,所有区域的流体都以一个混合流态流入到内管柱中,不能保证在关闭一个层段的同时,维持其他层段的正常生产。在这种情况下,不同生产层段的压差不是问题(不存在压差)。智能完井工具可以控制两层或更多层段的流体,同时也突出了层段间压力衰竭的问题。在串联ICV配置中,阀门被部置在顶部防砂坐封器之上,控制两个层段。压差作用于内部管柱与锚定密封,隔离封隔器组件以及两个层位系统的ICV。当ICV靠近每个生产层段安装时,压差将作用于锚定密封、ICV以及内部封隔管柱。

【本周专题:完井】多层完井系统成功用于GoM,下一代或再等两年

图1.多层完井系统

第三个限定条件与裂缝形状有关。如果压裂措施没能产生垂直高度的增长,靠近层位间没有射孔套管的油藏段有可能会保持原始在地层压力。未来当此区域再钻其他井时,就会导致一些钻井问题。而裸眼多层完井被视为可能会消除原始地层压力问题的完井方法。

在上述两种情况下,只要在压裂过程中保持打开压裂循环套来监测环空压力,筛管就不会承受压差。但如果采用挤注压裂法,或是在井生产阶段一个层段的生产套筒与压裂套筒关闭,并且相邻的生产层段已经衰竭,那么筛管将会有压差。

当前完井设计师面临的难题包括以下几个问题:

1.在满足更高压力需求的同时,还要使多层完井系统内径最大化,以实现最大压裂排量,最大产量和注入速率;
2.系统安装在同样内径套管的同时,要平衡额定压力50%的提升、流量的增加以及井底监测不同需求间的冲突;
3.优化标准筛管系统,以提供所需额定压力、可接受的生产区域以及能够成功进行砾石充填的套管筛管间环空区域。

结论

不管从钻井角度还是从完井角度,对新一代多层完井系统(第五代)的设计都是一个挑战。事实上,我们往往很难将所有功能都包含在一个系统中,所以无论是单个作业者还是多个作业者集体,都应该向服务商明确界定对新一代完井系统的要求。

第五代多层完井系统的开发需要一定的时间。如果工具额定压力大于15000psi,系统中将增加新的高压高温组件,而这就需要额外的测试、验证以及交货时间。设计阶段开始时确立的需求在几年内必须是可以接受的,以适应严格的开发活动。随着下第三系需求变得越来越有挑战性,业界应重新审视井从开钻到下入油管挂的各个方面。基于上述问题,若要实现去年制定的一系列参数,预计将在2019年末或2020年初才能交付设备。

您也有让人挠头的难题需要解决,或是优质技术想要找应用市场吗?如果有的话,欢迎联系小编微信或邮箱,也许能找到一剂良药。

二丫:131-3255-0596;zhanglingyu@raiborn.com
大安:131-3203-1392;lishian@raiborn.com

For English, Please click here (展开/收缩)

未经允许,不得转载本站任何文章:

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)

评论 抢沙发