页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策

泵送桥塞+射孔联作分段压裂近年来在国内外页岩气藏及致密气藏开发中广泛应用。在页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂实践中遇到了泵送桥塞因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2簇射孔只射1簇、连续油管射孔意外丢手等各种问题。针对所出现的问题进行原因分析,制定了防范措施和解决方案,现场实施后各页岩气井水平井段的压裂改造施工得以完成,所取得的经验和教训可供今后同类井施工借鉴和参考。     

页岩气井无限级固井滑套压裂技术

传统的页岩气井多级桥塞射孔联作压裂无法保证压裂液和支撑剂的去向,压裂效果差。无限级固井滑套压裂技术井下工具由趾端滑套、固井滑套及滑套开关工具组成,根据国内页岩气地质情况优化开关滑套及压裂施工程序,针对施工井况制定应急处置措施,在涪陵页岩气田进行了实际应用。实际应用中出现因固井质量差滑套的开启难以满足预期、连续油管外压裂时对管材易冲蚀、封隔器附近易发生砂堵、施工排量限制较多、封隔器不容易通过滑套、连续油管水平段延伸困难等多种问题。该工艺对埋藏深、水平段长、井眼轨迹复杂、压裂改造规模较大的页岩气井还未完全适用,还需继续探索。     

复杂页岩气井无限级砂塞分段压裂先导性试验

滇黔北昭通页岩气示范区YSA井钻遇断层且存在3个水平井眼,考虑到压裂过程中可能产生套管变形等复杂问题,不宜采用常规的桥塞分段工艺,因此开展了连续油管无限级砂塞分段工艺进行分段压裂。该工艺分段数不受井筒条件限制,分段方式以砂塞封隔分段代替了常规的桥塞分段,配套的新型工具只需起下1次连续油管就能完成单段的冲砂、填砂和多簇喷砂射孔作业,整个施工过程中井筒全通径,能有效应对页岩气井套管变形对压裂施工的影响。YSA井在发生套管变形的情况下完成了13级分段压裂,解决了由于套管变形而无法使用桥塞分段的难题,压后测试产量达11.3×104 m3/d,增产效果显著。该工艺的成功应用为我国页岩气井提供了一种新的分段改造手段。     

涪陵页岩气田焦石坝区块压裂试气工艺技术综述

研发并应用了具有自主知识产权的"泵送桥塞+射孔联作"工艺技术,完善了长水平段连续油管钻塞工艺技术,形成具有涪陵特色的"进站测试"工艺技术、页岩储层精细分簇差异化压裂设计技术,掌握了适应于不同小层的页岩气水平井分段压裂工艺参数优化技术,建立了页岩气水平井压后评估技术。     

可溶桥塞与分簇射孔联作技术在页岩气水平井的应用

桥塞是页岩气水平井分段压裂开发中一项重要的暂封工具。文章介绍了分簇射孔与桥塞联作基本原理及国外三种先进的可溶桥塞,重点阐述了可溶桥塞具有的自动可溶解、无需连续油管钻磨桥塞且保持井筒全通径、经济时效性高等技术特点和优势。基于X井的基本井况,进行了可溶桥塞与坐封工具优选,管串设计与泵送排量模拟等设计工作,在该井进行了25个可溶桥塞的应用,均一次坐封成功并顺利完成坐封段的压裂改造。通过现场作业情况表明了可溶桥塞坐封可靠,暂堵效果良好,满足深井长水平段分段压裂的要求,在页岩气水平井开发中具有重要的推广应用价值。     

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。     

水平井延时启动趾端滑套关键技术研究

国内外的非常规油气储层开发大都采用泵送桥塞分段压裂技术,但在首段压裂时,需采用连续油管进行射孔作业,以建立井筒和地层的流通通道,增加了作业周期和成本。针对这一问题,开发了一种延时启动趾端滑套,文章概述了工具的结构原理和施工流程,总结出延时启动控制技术和启动压力精准控制技术两项关键技术,并通过对工具结构和工艺上的优化,提出了提高工具入井安全可靠性的方法。延时启动趾端滑套在国内页岩气井进行了应用,有效替代了第一段的射孔作业,实现了页岩气等非常规油气藏开发的降本增效。     

缝内填砂暂堵分段体积压裂技术在页岩气水平井中的应用

针对四川盆地页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺的情况,采用了缝内填砂暂堵分段体积压裂新工艺。采用理论分析的方法并结合技术实践经验,建立了连续油管多簇喷砂射孔参数和缝内填砂暂堵参数优化设计方法,解决了页岩气套管变形水平井ZJ-1井大规模分段压裂的技术难题。现场施工论证和应用效果表明:①页岩气水平井连续油管多簇喷砂射孔缝内填砂暂堵分段压裂技术,可以对储层水平井段进行选择性分段压裂;②可在不使用机械封隔的条件下实现大规模分段压裂且分段效果稳定可靠,压裂作业效率与常规桥塞分段相当;③压裂后井筒实现全通径,可直接放喷测试,节约了占井时间。采用该缝内填砂暂堵体积压裂工艺技术在ZJ-1井实现了14段成功作业,获得同常规桥塞分段相当的SRV有效扩展体积和比同平台邻井更高的产气量,为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。     

分簇射孔—复合桥塞联作分段压裂技术

正随着国内页岩气、致密油气的开发,在水平井施工中,分簇射孔—复合桥塞联作的分段压裂开发模式得到广泛应用。与其他开发模式相比,它具有可实现大排量注入、分簇射孔、分段体积压裂和作业效率高等优点。分簇射孔—复合桥塞的分段压裂的核心技术为水力泵送工艺技术、多级点火分簇射孔技术、快钻复合桥塞技术、滑溜水多段体积压裂技术。前三项技术由射孔施工队伍承担完成。分簇射孔—复合桥塞分段压裂示意图将水平井段分成若干段(一段的控制距离为     

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。     

海上油田精细分段压裂工艺及关键工具

投球滑套分段压裂工艺需多次投球,施工层位一般不超过7层,且滑套无法关闭; 泵送桥塞压裂工艺需多次下入桥塞,并进行钻铣。为进行精细分段压裂,研究了不动管柱水力喷射分段压裂工艺和可开关固井滑套无限级分段压裂工艺。前者通过水力封隔实现12段的精细分段压裂,后者压裂段数不受限制,且可关闭相应层位的固井滑套,控制产液的采出,实现油藏的精细分段和井筒的全通径。两种工艺分别适用于外径为114.3 mm和139.7 mm的套管,压力等级可达70 MPa,均可进行二次压裂,具有较好应用前景。     

四川页岩气井压裂用桥塞技术及泵送作业分析

泵送分簇射孔和分段压裂技术目前已广泛应用于页岩气、致密油气等非常规油气水平井开发中,其中桥塞暂时封堵技术是实现水平井分段压裂的关键技术之一。 文章基于分簇射孔与桥塞联作技术原理,重点阐述了在四川地区页岩气井分段压裂中所采用的桥塞技术,包括易钻复合桥塞、大通径免钻桥塞和可溶桥塞,总结分析
了三类桥塞的技术特点与优势。以目前四川盆地页岩气井采用的Φ139.7mm套管（内径114.3）为例,模拟计算并分析了桥塞外径分别为100mm,105mm和110mm时,与泵送排量、液体对管串冲击力的关系,最后提出了选择合适桥塞以实现泵送作业安全的相关建议。     

水力泵送桥塞压裂技术在长庆油田的应用

长庆油田水平井体积压裂工艺技术迅速发展,但常规的分段压裂技术已不能完全满足体积压裂工艺的需要。水力泵送桥塞分段压裂技术采用射孔和座桥塞带压联作,通过压裂泵车送入水平段预定位置进行座桥塞射孔,提高了体积压裂的效率。在长庆陇东区域开展了5口井的试验,试验表明,水力泵送桥塞压裂技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、压裂周期短的特点。水力泵送桥塞压裂技术的成功实施,初步探索出针对该区块的一套有效储层改造技术手段,为下一步陇东区域大规模、高效体积压裂开发积累了宝贵的现场经验。     

连续油管喷砂射孔技术在页岩气井的应用

为了避免复合桥塞分级技术在页岩气井等复杂工矿开采中出现的桥塞下放不到位、常规磨鞋不能通过变形点、电缆断裂、卡钻等风险,采用连续油管喷砂射孔技术与缝内暂堵相结合代替传统桥塞—射孔技术。介绍了水力喷射原理、喷嘴水力学参数的设计以及连续油管喷砂射孔施工配套技术的优化措施。采用连续油管喷砂射孔技术对昭通地区一口页岩气井进行了分段改造,结果表明,该技术在页岩气储层改造中的应用可行且高效,具有能够实现灵活分层、不受井筒变形限制、施工后井筒清洁和便于后期修井作业等特点。     

元坝气田HF-1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

陆相深层页岩储层的改造难度比普通浅层页岩储层更大,其主要的改造措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元页HF-1井便是四川盆地元坝气田的1口陆相超深页岩气水平探井,完钻斜深4 982m,垂深3 661.80m。为此,在分析陆相超深页岩储层改造技术难点和试验研究的基础上,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案:采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术,进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂外,后续各段均采用地面泵送"电缆+射孔枪+可钻桥塞"工具串,入井至预定位置,电缆点火座封、桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔,随后进行分段压裂,施工结束后快速钻掉桥塞进行测试。现场实践结果表明:超深页岩气储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。该井的储层改造成功为以后国内深层页岩气水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

页岩气水平井套管变形影响段分段压裂工艺研究及现场试验

页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺:(1)缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;(2)暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明:上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。     

免钻型大通径桥塞研制与应用现状

桥塞-射孔联作分段压裂是目前国内外进行页岩气开发所使用的主要技术。在该工艺的施工后期,为了保障油气畅通,需要利用连续油管磨铣工具钻除桥塞,存在耗时较长、成本较高、容易卡钻等问题。研制出免钻型大通径桥塞代替复合桥塞,可以解决这些问题。调研了国内外大通径桥塞的研制与应用现状,介绍了结构、工作原理、技术特点、规格性能参数及现场应用情况。分析了存在的主要问题及发展趋势。给出了大通径桥塞研制的建议。     

涪陵页岩气田压裂施工成功率创全国最高纪录

<正>近来,涪陵页岩气公司深入开展科研技术攻关,消化吸收应用新设备、新工艺、新技术,以提高压裂施工成功率为目标,不断优化方案设计,创新理论体系、工艺体系和技术体系,初步建立起一套与国家级页岩气示范区发展建设相配套的技术系列,成效显著。9月份,引进创新泵送桥塞射孔联作等8种新工艺,完成21口井、240段的压裂施工,泵送射孔施工一次成功率达到96.5%,创全国同类页岩气井施工成功最高纪录。     

水平井趾端压裂关键工具设计与试验

大牛地气田和东胜气田水平井采用连续油管底封拖动或桥塞泵送压裂工艺,趾端首段压裂施工时存在封隔器解封困难、电缆射孔施工工期长和费用高等问题。为解决这些问题,结合现场压裂工艺,研究了水平井趾端滑套分段压裂技术,研制了趾端延时滑套、密封锁紧座等关键工具,以满足水平井套管柱试压需求,实现水平井趾端免射孔全通径压裂。地面性能试验结果表明,设计的水平井趾端压裂关键工具能够实现压裂滑套定压延时开启、固井碰压锁紧密封等功能,趾端延时滑套爆破阀在压力达到82.0 MPa时启动,延时29 min后滑套完全打开,且滑套承压达到105.0 MPa;密封锁紧座与配套胶塞可实现碰压锁紧,反向承压能力达到52.5 MPa,具备现场应用可行性。水平井趾端压裂工具的成功研制,为今后替代水平井射孔作业、降低国内致密油气藏开发成本提供了技术支持。      

MaHW6004井泵送桥塞射孔联作复杂情况处理

MaHW6004井是中石油在玛18井区部署的一口重点评价井,采用泵送桥塞多簇射孔联作分段压裂完井工艺,其压裂后的产量决定着该区块后续施工井的部署及开发。利用井下微地震检测仪、压裂施工数据及曲线图,分析判断井内出现的桥塞未丢手、桥塞坐封失效及下桥塞遇阻、压裂砂堵等复杂情况,制定了大修穿心打捞、连续油管冲砂、压裂后大排量清洗井筒的解决方案,并提出了一系列有针对性的防范措施。研究表明,下入的桥塞应与套管钢级相适应,采用井下微地震监测可以有效监测到桥塞点火坐封、裂缝起裂位置及走向等信息,为压裂施工提供了基础数据资料,为同类井施工提供了参考借鉴。