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多级压裂滑套系统创造作业记录!

多级压裂滑套系统创造作业记录!

随着压裂作业普及,效率提高成为了永恒的话题,多级滑套完井方式显示出了极大的潜力,极大的提高了作业效率。

来自 | Drilling Contractor
编译 | 白小明  惊蛰

在英国北海,21世纪前10年,采用滑套的多级完井作业,帮助用户使用可变或相同尺寸的喷嘴实现了一级多簇的酸化作业。随着实际应用的发展,北美页岩项目变得越来越复杂。在进一步开发储层的过程中,尽管大位移水平井的钻、完井仍比新井钻探更具经济性,但大位移段的射孔存在挑战。裸眼完井虽然是一种解决方案,但不适用于页岩。注入的流体一般按最小阻力路径进入储层,很少准确或有效地进入整个产油层。

然而,技术进步和完井技术的发展产生了对整个水平段进行改造的更好的方法,促进了多级压裂技术的兴起,使其成为了北美页岩项目的完井方法。而且,在其他地区,许多公司也越来越多地采用这种帮助北美页岩获得高业绩的完井系统和方法。

国民油井华高(NOV)的i-Frac投球激活滑套系统便是其一,沙特的一家作业公司在认识到它的巨大潜力后,最近在一个使用常规电缆和连续油管作业效率低下的大项目中采用了该系统。

滑套系统

投球激活多级压裂滑套设计用于套管井水平完井。系统作为整个下部完井管柱的一部分下入井内,从水平段末端到始端,球座和激活球的尺寸依次增大。

该系统有弹性和固定两种阀,它们与压裂球相互作用的机理不同。压裂球激活弹性阀后可以通过阀,但在激活固定阀后则不能通过。一个球开关并通过所有弹性球座阀,然后开关并停在该压裂级下面的固定球座阀上,与前一压裂级隔离。压裂流体通过该级的每个阀门通孔进入地层。球座是可钻的,球可溶。一旦球溶解后,可以重新建立所有产层与井筒间的流动通路。

通常,桥塞-射孔完井和滑套完井之间的摩擦和流体动压不会有明显的变化。因此,每级安装的阀的数量取决于实现目标处理排量的最大允许压差和最大可用地面水马力。

通常,球和阀座的最大压差大于储层改造的最大允许压差,并且激活球的尺寸根据承受的压力有不同级别的增量。典型的增量尺寸为1/6-in、1/8-in、1/10-in、1/12-in和1/16-in,球座直径从2 – 4 ½-in不等,具体取决于套管的尺寸。此外,根据套管尺寸,系统可以选择不同数量的压裂级,每级可以有多个压裂阀。

目前,该系统已广泛应用于北美、俄罗斯、新西兰和中东,早在2010年就应用于Bakken页岩。到目前为止,系统已完成10000多级压裂改造。例如,以前在北海酸化作业平均需要45天,使用该系统后仅需1.5天,而在德克萨斯州南部,使用该系统代替传统的桥塞-射孔技术,完井时间减少了50%。

案例研究

近日,一家作业公司首次选择i-Frac和BPS技术用于沙特有史以来最长的水平井,这口大位移井被成功固井、完井并进行了水力压裂,而之前使用电缆或连续油管无法作业。该井完钻垂深约为3300 m,井底地层温度约为138℃,井底压力为7500 psi。

在安装i-Frac系统之前,工作人员向相关方简要介绍了系统的工作、要求和设计考虑因素,由于项目的特殊性,特别关注了固井作业。套管井投球系统的组件具有水泥保护功能,可以将常规水泥浆泵入套管而不会污染运动组件。另外,一个特殊胶塞使套管易于清理,固井模拟证实带有滑套和附件的套管在固井期间不会增加压力,不会造成等效循环密度的相关问题。

在审查设计之后,工作人员举行了风险审查会,以查漏补缺并制定了确保作业顺利完成所需的步骤。工作人员还制定了备用方案以应对可能的故障,并在设计期间考虑了从北美页岩项目中汲取的经验教训。

主要讨论要点包括:如何以最佳的方式(将作业管串)下到井底(TD);最佳的固井程序;关泵前,固井作业期间允许的最大过替量;替浆过量或胶塞无法承压的应急预案;水力压裂前的洗井程序;和详细的压裂程序。工作人员还完成了完井管串的模拟以评估下入过程和预期的扭矩。

工作开始后,操作人员首先连接了套管鞋和固井投球操作滑套设备,然后下入其余的长套管串。之后用管柱轻轻探底,确认到达井底,然后配长,坐套管悬挂器。循环并处理井筒一段时间后,开始准备固井作业。以高达1.272 方/分钟的排量泵送和顶替隔离液和水泥浆,同时监测循环压力以确保不超过末端短节的破裂压力。

一旦泵送完所需的水泥量,关泵,并手动释放套管顶部固井水泥头内的胶塞。连通管线并开始顶替水泥,胶塞会在接近计算量时略提前碰压;在手动操作时经常会出现这种情况。然后加压将胶塞锁定在碰压座上,然后泄压以检验是否有流体流入,确认套管鞋成功承压。一段时间后,对套管试压至预定的测试压力。最终,带有固井滑套的长完井管串下入并安装成功。

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