基于全通径无级滑套的体积压裂技术优化——以中江气田沙溪庙组气藏为例

为了解决致密砂岩气藏体积压裂作业周期长、施工成本高的问题,以四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏为研究对象,分析了致密砂岩气藏体积压裂增产机理及全通径无级滑套体积压裂工艺技术的优势,优化了裂缝间距、裂缝参数及压裂施工参数,形成了以“水平井精细布缝、净压力控制”为核心,大排量为关键的全通径无级滑套体积压裂工艺技术。研究结果表明:①水平井体积压裂施工排量越大,净压力越大,最优的裂缝间距越大;②最优裂缝间距随着储层品质变差而减小。结论认为:①为了提高裂缝复杂性,可以通过优化施工排量,以增大裂缝净压力且降低压裂成本为目的,实现体积压裂;②中江气田沙溪庙组气藏采用全通径无级滑套体积压裂工艺可以大辐度提高施工排量,针对储层垂直厚度为15~20 m的水平井,优化采用Φ101.6 mm及以上大尺寸管柱,施工排量为12 m^(3)/min,裂缝间距介于50~70 m,现场试验井天然气测试产量是邻井的3.2~4.9倍;③采用自主研发的全通径无级滑套完井管柱进行体积压裂,可以减少完井工序、缩减建井流程、降低作业成本、提高作业效率。

深层页岩气套损井全通径无级滑套水平井分段压裂投产技术--以WY9-2HF井为例

页岩气尤其是深层页岩气水平井套损一直是困扰页岩气分段压裂开发的难题,常规的套管补贴、化学封堵等方法无法同时满足页岩气高压裂压力、大排量施工和小桥塞通过,导致页岩气常规泵送桥塞分段工艺难以实施;而采用常规多封隔器分段工艺,由于投球滑套极差限制,分段数、排量受限,难以满足页岩气压裂排量、规模等要求。针对深层页岩气井WY9-2HF套损问题,通过风险论证、管柱力学分析及结构优化、工具研发与改进、井筒模拟试验等研究,采用悬挂封隔器管柱隔离套管破损井段,通过上部套管注入结合下部油管注入方式以提高排量;采用全通径无级滑套,增加分段级数同时提高施工排量,配套多封隔器下入工艺、套损井井控安全措施、大排量分段压裂工艺,在WY9-2HF页岩气井实现大排量、大规模31级分段压裂,达到预期压裂目标,获投产日产气8.75×10^(4)m^(3)/d,该技术对类似页岩气套损井分段压裂投产具有借鉴意义。

一种活动式可密封的滑套开启工具设计与研制

多级滑套分段压裂技术作为水平井分段压裂的重要支撑,近年来被广泛推广应用,通过滑套开启工具开启滑套并密封上一改造层段是确保该技术成功的关键。设计了一种在滑套开启工具上设置密封胶筒的结构,采用轴向机械压缩胶筒的层间密封理念,研制了活动密封式滑套开启工具,建立了密封性评价试验系统。结果表明:开启工具的密封承载能力达45MPa,结合井筒试验验证了密封设计的可靠性,具备生产应用条件。

无级滑套在常压页岩储层应用技术难点分析

文章介绍无级滑套在常压页岩储层水力压裂泵送施工中的应用情况,总结了无级滑套在压裂泵送施工中的技术难点。分析了前置酸量、夹筒遇阻、管线憋压这三个现场常见技术难点的形成原因,并提出了应对策略及根据泵送压力预判夹筒遇阻位置的简单方法,为无级滑套在页岩气水力压裂的施工提供技术支撑。

多凹槽井下工具冲蚀规律研究及优化设计

井下工具的冲蚀问题一直是石油行业关注的焦点。针对现有技术无法解决多凹槽结构井下工具抗冲蚀问题,通过数值模拟分析,开展了多凹槽井下工具冲蚀规律研究,认识到排量相同情况下,凹槽位置、凹槽宽度、台阶倾角等是冲蚀程度的重要影响因素,第一个凹槽处冲蚀风险最大,凹槽宽度、尾部台阶角度、凹槽间距等增加也会提高其冲蚀风险。据此,提出控制凹槽宽度、凹槽尾部台阶角度及间距值来降低凹槽冲蚀风险的设计原则,创新性提出了内嵌耐冲蚀环＋占位环的新型结构,突破常用抗冲蚀方法在凹槽型工具上使用的局限,实现井下工具特殊凹槽结构的保护。镶嵌耐冲蚀环＋占位环凹槽型结构的井下全通径无级滑套工具成功应用于川西气田82口井分段压裂,压裂工具开启成功率达100%,最高分段数达30级;抗冲蚀性能优异,可以经受住1500m^3陶粒的冲蚀考验。