致密油水平井全可溶桥塞体积压裂技术评价与应用

致密油水平井目前主要使用复合桥塞进行分段体积压裂，压裂后需钻除桥塞，钻塞作业井控风险大、周期长、费用高，在超长水平井中钻塞的难度更大。全可溶桥塞压裂后可自行溶解，不需钻塞，目前国内尚无成熟的技术。为解决该问题，引进了国外全可溶桥塞，对其溶解性和承压性能进行了室内实验评价，自主研制了配套的低成本可溶性堵球，通过大型物模实验形成了全可溶桥塞泵送施工关键参数图版，并在国内致密油水平井开展了规模性现场试验。结果表明：全可溶桥塞泵送投放顺利，承压为70MPa，坐封、封隔性能可靠，完全满足水平井体积压裂需求；压裂后15d内桥塞自行溶解，不需要钻塞，可实现井筒全通径；研制的可溶堵球2d内完全溶解，可实现快速投产；单井试油周期缩短30%，作业成本降低20%，提效降本效果明显。该研究成果为全可溶桥塞实现国产化提供了宝贵的技术借鉴。     

连续油管钻塞技术在GD14H井的实践及认识

电缆复合桥塞封层+射孔分段压裂联作技术是国内外非常规油气藏水平井分段改造开发的主体技术。受井身结构及压裂施工的影响,桥塞中途坐封或放喷过程中砂埋桥塞都会严重影响水平井的正常施工或生产。利用连续油管安全、高效的钻磨掉井筒内桥塞成为恢复全通径井筒的关键。为此,文章通过对连续油管钻磨桥塞工艺技术特点的分析,优选了连续油管钻磨桥塞井下工具串、研发了钻磨液配方、优化了钻磨参数、创新采用反循环打捞篮对钻屑进行了二次处理,并在大港油田GD14H井进行现场应用。应用结果表明,该技术具有施工周期短、钻磨效率高、井筒清理效果好等优点,具有一定的推广应用价值。     

可降解桥塞研制及其承压性能试验

针对水平井分段压裂施工后桥塞存在钻磨卡钻或打捞失败等问题,研制了一种无干预化作业的新型可降解桥塞。介绍了适用于φ118~φ124 mm套管水平井分段压裂用可降解桥塞的粉体材料、结构、工作原理以及主要技术参数,并对可降解桥塞试验样机进行高温环境下室内承压性能试验。试验中,新型可降解桥塞在120和150℃高温环境下均能满足50 MPa承压密封性能要求。试验结果为该桥塞投入现场应用提供了技术依据。     

下期目次预告（部分）

正时琦昊等海洋用液压转盘马达转速同步控制系统研究艾信等多算法融合管道泄漏检测预警系统研究晁圣棋等水平井机械化学复合控水工艺现场试验研究朱洪征等双向高承压可钻式水平井堵水桥塞的研制与试验     

页岩气压裂用可溶性桥塞研制及性能评价

可溶性桥塞是页岩气水平井分段压裂领域的一项前沿技术,根据页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂工艺技术原理,设计了可溶性桥塞结构,并对其关键部件性能进行了测试,获取了卡瓦锚定力、胶筒密封级别及丢手环螺纹剪切值等关键参数。为了验证自主研发的可溶性桥塞整体性能,开展了桥塞坐封丢手性能、高温承压密封性能及溶解性能测试,测试结果表明,桥塞丢手方式设计合理,高温承压密封性能稳定,溶解性能良好,能够满足现场压裂施工及后期测试对井筒条件的要求。     

页岩气水平井可溶性桥塞室内测试及现场试验

可溶性桥塞技术既能有效解决复合桥塞钻磨施工投入大、风险高、连油自锁、套管变形等造成桥塞无法钻除而影响后续生产的难题,又能成功弥补大通径桥塞不能实现井筒全通径,无法开展后期生产测井及重复压裂等作业的不足,可最大程度保证井筒完整性。通过开展可溶性桥塞室内测试,评价了桥塞可溶材料与现场应用工况的适应性,确保了桥塞能够满足现场压裂及后期溶解要求。在CNH13-1井开展了可溶性桥塞现场先导试验,压裂前桥塞泵送、座封丢手正常,压裂时桥塞承压密封性能稳定,压裂后桥塞溶解性能良好,试验结果基本达到了预期效果。     

水平井常规油管井下动力钻塞技术研究

水平井速钻桥塞体积压裂是国内外致密油气藏开发的主体技术,增产提速效果明显。 该工艺压裂后需利用连续油管钻磨桥塞,在长水平段、复杂井况下施工难度大,且长庆油田沟壑纵横的道路条件难以满足设备动迁需要,加之作业费用昂贵,应用受限。 为此,开展优化工艺管柱设计、研发高效磨鞋、优化工艺参数、研制易钻桥塞等研究工作,实现了水平井常规油管井下动力钻磨工艺。 现场应用表明,该技术成功率为 １００％,且具有适应性强、施工效率高、低成本等优点。     

免钻磨大通径桥塞技术在页岩气水平井分段改造中的应用

目前国内页岩气水平井分段压裂主要采用单流阀式复合桥塞,在压裂后桥塞钻磨阶段面临着套管变
形、钻磨周期长、工程费用高等问题。通过引进免钻磨大通径桥塞技术,从可溶性压裂球溶解试验、桥塞常温承压
试验、桥塞１２０℃高温承压试验、桥塞室内钻磨试验几个内容进行室内评价,证明桥塞能够满足现场施工要求。在
ＷＹＨ３－１井投入现场使用,结果证明,免钻磨大通径桥塞可满足不同排量泵送要求,坐封可靠。可溶性压裂球在
压裂作业时抗压,在生产流体环境下自然分解,并能确保入井后２４ｈ内的完全密封。使用该桥塞,压后无需连续油
管钻磨,比传统复合桥塞更高效。由于无需连续油管钻磨,所以采用该桥塞可以有效提高压裂段长度,增加泄流面
积,并满足深井水平井压裂作业的要求。     

桥塞技术的发展历程及现状分析

桥塞与射孔联作为水力压裂的核心技术之一,已成为油气井分段压裂改造的重要工艺技术。桥塞是用于层间封隔的主要工具,其随着完井工艺的进步而不断发展,从最初的可回收式发展到一次性的铸铁桥塞,省去了反复下工具解封和坐封的过程,只需全井筒压裂完后统一下一趟钻去除。当油气井压裂段数增多,特别是水平井的普遍应用,小体积、易磨铣的复合桥塞逐渐替代了铸铁桥塞,提高了磨铣效率。当可溶材料兴起之后,采用可溶材料制造的桥塞由于无需钻磨,提高了生产效率,降低了生产成本,其在井筒中自主溶解解决了深井和超深水平井的磨铣难题。结合水力压裂完井需求,论述了桥塞随其工艺技术的进步更新而不断发展的过程,并对哈里伯顿、斯伦贝谢和威德福公司的桥塞结构加以分析。可溶桥塞与传统的复合桥塞都在向着大通径、小型化的方向发展,在水平井分段压裂中发挥着重要作用。     

水平井油管钻磨复合桥塞技术及应用

针对连续油管钻磨复合桥塞存在成本高、易卡钻等问题,结合长庆致密油藏地层压力低的特点,提出了水平井中采用油管输送工具钻磨复合桥塞。改进了一种平底磨鞋;兼顾转速和扭矩优选了性能稳定、使用寿命长的螺杆;按实现功能和尽量简化的原则组配形成了国产化的钻磨工具组合;依据环空止动返速模型设计了最小施工排量;以偏心环空压耗计算为重点得到最大施工泵压;针对水平井难以精确计算钻压的问题,提出了按螺杆最大许用钻压控制悬重同时限制泵压压降的钻压施加方法。该技术在长庆油田进行了8 口井的现场试验,一趟钻最多钻除复合桥塞13 个,单个桥塞平均钻磨时间小于120 min,单个桥塞最快钻磨时间40 min,性价比不低于连续油管作业。     

低产液量水平井找堵水管柱的设计与应用

针对长庆油田致密油藏低产液量水平井利用现有测试方法无法准确找到出水层的情况,设计了适用于不同地层压力的低产液量水平井找水测试管柱,同时针对不同出水位置设计了桥塞卡堵水管柱和封隔器卡堵水管柱。低产液量水平井找水测试管柱在长庆油田应用21井次,找水有效率96.7%;两种卡堵水管柱堵水在长庆油田应用22井次,堵水成功率达到81.8%。这表明,利用所设计的低产液量水平井找水测试管柱,能准确找出低产液量水平井的出水层段,所设计的卡堵水管柱能对不同位置的出水层段进行机械封堵。      

水平井出水段高强度封堵配套工艺技术

针对目前水平井出水段堵水作业的需求,研制出了适合水平井堵水的触变膨胀型高强度堵剂及分段注入封堵工艺。堵剂性能评价结果表明,该触变膨胀型高强度堵剂具有较强的触变性,流动切力为10～15 kPa,适用温度为30～120℃,抗压强度大于13 MPa,稠化时间大于6 h,固化后体积膨胀1.0%～1.5%,解决了常用凝胶类堵剂强度低,堵水有效率低、有效期短等问题,克服了常用水泥类堵剂在水平段易与压井液混相及安全性差的问题,实现了对水平井出水段安全可靠及长效封堵。研究了用于堵剂注入过程中保护堵剂段塞的自降解溶胶,有效防止堵剂注入过程中与压井液混相,优选了堵剂分段注入的配套工具,实现对出水段分段封堵。截至目前,该水平井分段堵水技术在大港、青海等油田完成水平井堵水现场应用5井次,施工成功率为100%,累计增产原油量为5 849 t,天然气量为1.4×104 m3,证明了该水平井分段堵水工艺具有较高的可靠性和长效安全性。      

高升油田水平井化学分段堵水技术研究与应用

高升油田的水平井均为筛管完井方式,割缝筛管与岩石壁面之间无隔挡,机械堵水方法仅能实现割缝筛管内部空间的封隔,而无法实现外部空间的封隔,给分段堵水增加了难度。对此,研究了液体桥塞分段堵水工艺,利用暂堵段塞、保护段塞对采油层保护,利用封堵段塞对堵水层进行封堵,然后注入蒸汽对采油层解堵求产;研制了水平井液体桥塞、强凝胶堵剂、双激发无机堵水剂专用的药剂配方,现场应用取得了较为理想的效果。     

冀东油田水平井机械卡水技术

随着开发的深入,冀东油田部分水平井出现了高含水问题,由于水平井井身结构复杂、井斜大,侧钻井油层段井眼尺寸小,常规的机械卡水工艺无法实现卡水,而化学堵水费用高、施工周期长、风险大,为此,根据冀东油田常规水平井、侧钻水平井的不同井型和井身结构特点,研究了常规射孔和筛管完井水平井的单双卡技术,同时开发了小井眼尺寸的悬挂φ73 mm、φ88.9 mm、φ101.6 mm尾管完井的侧钻水平井单双卡技术,研制了外径70 mm、54 mm两个系列的小直径卡水工具系列,形成了水平井卡水施工的配套施工工艺,对水平井大斜度井段采用桥塞加水泥封层的复合卡水工艺进行了试验.该研究成果对国内类似复杂结构水平井进行卡水作业具有借鉴意义.     

低渗透油藏中高含水油井提高单井产量技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。本文通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井提高单井产量技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。     

KCY453防中途坐封可钻桥塞在水平井的应用

常规可钻桥塞不适用于大斜度井和水平井的堵、隔水作业,施工时很难避免中途坐封事故。为此,研制了KCY453防中途坐封可钻桥塞。该桥塞中心轴与上锥体之间设计有限位台阶,可防止上锥体向上部胶筒移动,提高了桥塞在下入过程中的防中途坐封能力;可降低直井段对施工人员的要求及施工难度,最大限度地避免可钻桥塞下入过程中的坐封事故,在水平井中的应用更能体现其明显优势。KCY453防中途坐封可钻桥塞在塔里木油田共应用18井次,成功率100%,收到了良好的效果。     

300%扩张比抗H2S腐蚀堵水桥塞研制及应用

由于普光气田气井的硫化氢含量高,采用了永久式完井管柱,难以实施动管柱堵水、化学堵水等工艺。因此,选用不动管柱过油管下入桥塞堵水工艺。常规桥塞的扩张比小于150%,而且直径大而无法过油管下井。研制了直径为ø62 mm的大扩张比抗硫桥塞。本体材料选用718镍基合金; 胶筒材料选用氢化丁晴橡胶,并进行特殊工艺处理。试验结果表明,该桥塞可过油管下井,在177.8 mm(7英寸)套管内卡封,130 ℃下其密封压差达16 MPa,径向扩张比达300%,耐体积分数为20%硫化氢腐蚀。     

排601块热采水平井堵水体系研制与应用

针对春风油田排601区块边底水入侵、油井含水上升日益严重及现有堵剂适用性差等问题,合成和研制了一种耐温120℃,抗矿化度22×10~4mg/L的新型硅盐树脂体系。室内实验评价了硅盐树脂体系的黏度、耐冲刷性、热稳定性,实验结果表明:堵剂具有良好的注入性能,对油水两相具有很好的选择性,偏向堵水不堵油,具有良好的耐水冲刷性能。采用多孔介质模型进行了堵剂驱替模拟实验,实验结果表明:堵剂封堵性能较好,质量分数为5%即可以满足2μm~2油藏封堵要求;耐冲刷,注水冲刷50 PV后仍然维持相当压力;堵剂具有优异的油水选择性,堵水率80%,堵油率20%。在春风油田排601块开展了7口热采水平井的堵水施工,矿场试验表明:7口井均在不同程度上见到了效果,综合含水率下降,累计增油8 443.9 t,施工效果明显。硅盐树脂体系为热采水平井堵水提供了一种新选择,为同类型油藏堵水矿场实践提供了依据。     

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。