长庆油田水平井施工总结

长庆油田水平井施工总结目录

1、分段压裂—PSI系统PSI系统是贝克休斯公司90年代初期研究完成的水平井完井系统。该系统可实现射孔压裂一次完成，在施工时，一次下入多级封隔器，依次分段射孔分段压裂，到达多段压裂的目的，同时，在压后假设其中某一段出水，可使用封隔器对出水段进行封堵，在出现砂堵时封隔器胶筒可与压裂管柱脱离，防止卡死管柱的事故发生。3、StageFRACTM增产系统StageFRACTM增产系统是由PPES〔PackersPlusEnergyServices〕公司专门为裸眼完井和套管完井的砂岩和碳酸岩油藏水平井设计完成的。这套系统可以准确地在指定位置坐封，并分隔各个层段，以满足压裂增产作业要求。其工作原理与Frac-Point™封隔器系统类似。该系统耐温到达200℃〔390℉〕、耐压差到达70MPa〔10000psi〕。通过控制各层/段的孔眼数量和直径，并尽可能提高注入排量，利用最先压开层/段孔眼产生的摩阻，提高井底压力，使其他层/段相继被压开，从而到达一次分压几个层/段的目的。原理：采用井下工具〔封隔器、桥塞〕来实现井筒隔离。

6、环空压裂工艺实现了水平井段的有效分隔，提高了压裂的针对性和有效性。

◆适合分射分压◆适合大排量施工◆适合厚层压裂7、三段分压工艺双封隔器实现一趟管柱压裂三层段一趟管柱起下，提高作业效率设计四层投球器，投四次球棒无需翻开井口特点：不用封隔器及桥塞等隔离工具，施工风险小可进行多段压裂，缩短施工周期，有利于降低储层伤害。二、合同执行情况

服务内容及要求

技术服务质量要求

执行情况进行两口水平井分段压裂技术服务工作，提供2口井的工具、技术服务方案、施工设计方案、水平井封隔器及井下工具配套组合，组织现场施工，达到双方签订的《靖平6、罗平11水平井机械分段压裂技术服务》增产目的。技术服务质量要求：施工过程中不能卡管柱，施工成功率100%；压裂设计符合率80%以上。按要求提供两口井所需工具，参与方案设计和现场施工，完成合同要求靖平6和罗平11两口井，共计12层的压裂任务施工过程中无卡管柱现象，施工成功率100%；压裂设计符合率98.5%三、水平井机械分段压裂工艺简介工作原理：利用封隔器及配套工具可对目的层位强制分段，通过导压喷砂器的节流压差坐封压裂封隔器，压裂目的层，完成后上提压裂管柱重新坐封另一目的层，实现一趟管柱完成多层段的压裂。1、锚定和扶正工艺设计

水力锚有效锚定管柱，防止管柱在施工过程中发生蠕动，破环封隔器胶筒，提高管柱密封性在平安接头和封隔器下方连接有导流扶正器，提高管柱稳定性导流扶正器小直径水平井压裂封隔器胶筒指标由70℃、40MPa提高到90℃、50MPa，剩余变形由20%降低至5.0％，封隔器整体结构优化，外径仅为φ110mm，工具串最大长度不到2.5m，起下管柱顺畅，同时为反冲洗留有足够的空间2、防砂卡工艺设计导流扶正器采用刚性扶正结构，并开有导流槽，外径φ116mm，大于封隔器外径，可保护封隔器的起下，同时防止支撑剂堆积，提高封隔器密封及回收性能喷砂器位置优化设计导压喷砂器和下封隔器直接相连，以减少封隔器上端沉砂，一旦砂卡，通过边冲砂边上提管柱，到达平安起下管柱的目的3、解卡工艺设计在解卡工具设计上，设计了投球液压丢手平安接头，为后续的解卡、打捞留有通道，如果管柱无法解卡，可在井口投球，地面打压脱开平安接头，将平安接头以上管柱起出。4、大砂量设计

整体管柱结构优化，使管柱内径保持一致，防止因变径产生的流态变化，导致的管柱磨损

喷砂器结构优化，形成耐磨导压喷砂器针对性强：双封单卡目的层，可控制各层段处理规模喷砂器磨损比照南230-平257井磨损严重朝85-葡平33井无明显磨损加陶粒45m3加覆膜砂115m3加砂量大：应用耐磨导压喷砂器，应用了低摩阻支撑剂，单趟管柱最大115m3〔常规管柱过砂量小于45m3〕特点：可反循环冲砂防卡、解卡；遇卡后可实现丢手；75口井工艺成功率到达97%平安性高：小直径封隔器，有可靠地防卡、解卡机构效率高：一趟管柱可完成3-5层压裂，节省施工时间，降低作业工人劳动强度平安接头压裂设计原那么1、射孔段不宜过长，一般3-5m2、一般0°不射孔3、布缝要有一定间隔，隔层厚度大于30m，尽量均布4、施工排量3m3/min左右5、施工压力不大于50MPa6、设备要求要满足连续加砂要求，加砂后不能停泵7、假设套管出液要立即反洗8、砂堵时要立即反洗〔一〕靖平6靖平6井位图靖平6井位于第三采油厂塞392井区〔陕西省吴旗县五谷城乡白草沟村营家沟组〕。层位：长6井网：米字形完井：51/2″J55套管固井完井井筒与最大主应力夹角：61.7°井深(m)：2707.0水平段长(m)：518.4钻遇油层(m)：307.7四、现场施工情况分析

射孔段

设计压裂六段，依次为：2592-2596m，2500-2504m，2390-2393m，2289-2292m，2178-2181m，2079-2083m。压裂管柱结构φ116mm导向丝堵+27/8"外加厚油管短节1根+K344-110封隔器+φ114mm导压喷砂器+27/8"外加厚油管及短节+压力计托筒(带压力计)+K344-110封隔器+27/8"外加厚油管短节+φ114mm水力锚+27/8"外加厚油管1根+φ116mm导流扶正器+φ95mm平安接头+27/8"外加厚油管至井口压裂液配方基液:0.40%CJ2-6+0.5%CF-5C+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2交联剂:0.4%硼砂+0.4%APS

阶段射孔段厚度砂量（m3）砂比（%）油管排量（m3/min）设计实际设计实际设计实际第一段2592.56-2596.564.03532.63533.72.01.8-2.0第二段2500.52-2504.524.030283530.71.81.8-2.0第三段2390.35-2393.353.0202036.437.51.81.8第四段2289.16-2292.163.025253535.82.02.0第五段2178.11-2181.113.0202036.436.61.81.8-2.0第六段2079.19-2083.194.030303535.12.02.0现场施工参数与设计参数比照表

由于天气、地层起裂困难等因素影响，该井施工周期较长，共计18天)靖平6井施工情况共施工3趟管柱，完成6个层段施工：第1趟管柱施工：套管一直溢流，起出；第一段下封：2602.43m上封：2585.85m上提至第二段下封：2511.37m上封：2494.79m上提至第六段下封：2090.0m上封：2073.42m第一段(上提1m)下封：2601.43m上封：2584.85m第2趟管柱施工：完成第一、二段施工，在第三段施工时，因累计憋放22次，导致封隔器损坏，起出第3趟压裂施工：完成第3、4、5、6层段的施工套管溢流原因分析现场第1趟管柱施工时，套管一直溢流0.7m3/min,溢流井底压力计显示节流压差不到1MPa0.7m3/min溢流2.0m3/min溢流消失在第2趟管柱施工，压裂第一层时，初期套管溢流，当排量提高后，溢流消失节流压差缺乏1MPa节流压差超过2MPa排量小，节流压差小，导致封隔器坐封不严，致使套管溢流；排量提高后，产生较大的节流压差，封隔器胶筒坐封充分，溢流消失〔二〕罗平11井罗平11井位图罗平11井位于第五采油厂罗1井区〔陕西省定边县马家山乡〕。层位：长811井网：交错排状完井：51/2″J55套管固井完井井筒与最大主应力夹角：44.5°井深(m)：3107.2水平段长(m)：347.8钻遇油层(m)：254.7

设计压裂六段，依次为：，，，，，。管柱结构：φ116mm导向丝堵+27/8"外加厚油管短节1根+K344-110封隔器+φ114mm导压喷砂器+27/8"外加厚油管及短节+压力计托筒(带压力计)+K344-110封隔器+27/8"外加厚油管短节+φ114mm水力锚+27/8"外加厚油管1根+φ116mm导流扶正器+φ95mm平安接头+27/8"外加厚油管至井口

压裂液配方基液:0.40%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2+0.06%CJ-3交联剂:50%JL-2+3.5%APS阶段射孔段厚度砂量（m3）砂比（%）油管排量（m3/min）破压（MPa）工压（MPa）停泵压力（MPa）设计实际设计实际设计实际第一段3015.0-3019.04.020203030.72.02.05223.513.3第二段2951.0-2955.04.025253534.62.02.0-2.238.725.712.1第三段2916.0-2920.04.028283434.52.02.0-2.639.52913.2第四段2882.0-2885.03.028283434.12.02.2-2.64031.614.5第五段2837.0-2841.04.025253535.22.02.2-2.644.829.112.1第六段2802.0-2806.04.015152828.52.02.642.530.412.6现场施工参数与设计参数比照表由于天气及第六段打捞钻具影响，该井施工周期较长，共计23天(2021.7.14-8.5)第1趟管柱施工：完成第1、2、3段施工施工3趟管柱，完成6个层段压裂罗平11井施工情况第二趟管柱施工：完成第4、5段压裂。压裂第6段时，压力突然下降，同时套管溢流，起出管柱，发现自平安接头处管柱脱落第3趟管柱施工：完成第6段施工管柱脱落原因分析捞矛平安接头下半部起出平安接头上半局部现场情况：起出后，发现平安接头销钉剪断，自平安接头下部以下管柱落入井筒，后下入双滑块捞矛进行打捞，于8月2日下午顺利捞出。原因分析从第四层压裂的井底压力看，内外压力差为4MPa，属正常范围。第五层施工时，井底压力计显示产生内外压差9MPa，时间持续约30min，但因平安接头销钉设计剪断压差为12MPa，此时销钉疲劳破坏，这是造成平安接头脱落的原因。第六层施工时，井底压力内外相差2MPa，在正常范围内，但由于在第五层施工时，销钉已经疲劳，因此，再作用2min时，销钉被剪断。五、压裂效果井号投产

日期

油层厚度m试排产量投产第1月投产第2月投产第3月产油

t/d产水

m3/d日产液日产油含水液面日产液日产油含水液面日产液日产油含水液面塞403-252008.10.718.617.408.124.7631.0/5.383.6819.517264.263.1513.01799平均/

靖平6井2009.9.1730.3016.749.0836.967813.768.4727.61388////靖平6井生产情况罗平11井生产情况阶段射孔段砂量（m3）砂比（%）油管排量（m3/min）破压（MPa）工压（MPa）停泵压力（MPa）试排结果第一段3015.0-3019.02030.72.05223.513.3日产纯油51.3m3/d第二段2951.0-2955.02534.62.0-2.238.725.712.1第三段2916.0-2920.02834.52.0-2.639.52913.2第四段2882.0-2885.02834.12.2-2.64031.614.5第五段2837.0-2841.02535.22.2-2.644.829.112.1第六段2802.0-2806.01528.52.6