CN104763394A - 一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺 - Google Patents
一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104763394A CN104763394A CN201510128327.1A CN201510128327A CN104763394A CN 104763394 A CN104763394 A CN 104763394A CN 201510128327 A CN201510128327 A CN 201510128327A CN 104763394 A CN104763394 A CN 104763394A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- discharge capacity
- well
- oil pressure
- 95mpa
- pumped
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 title abstract 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 40
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 24
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 claims description 22
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 18
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 15
- 239000012508 resin bead Substances 0.000 claims description 15
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 15
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 9
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 9
- 230000008676 import Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 3
- 230000009191 jumping Effects 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 210000000664 rectum Anatomy 0.000 claims description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000009418 renovation Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明属于油气井增产改造技术领域，特别涉及一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺。该工艺由下述步骤组成：一、管柱设计；二、管柱下入；三、投球、送球入座；四、坐封裸眼封隔器和悬挂封隔器，封隔地层并将工具悬挂在设计位置；五、脱手、校深，确定悬挂封隔器（5）的实际位置；六、根据上述步骤中校深的结果和油管伸缩距离，调整回插管柱长度，回插油管并换装井口；将井口封井器组更换为采油（气）树，连接地面管线，并试压合格；七、正打压剪断投球筛管（2）滑套销钉，挤油管容积清水；八、储层改造，压裂车施工，最终完成酸压的分段改造。本工艺解决水平井储层连通性差、油井产量低的问题，通过完井增产，使油井产量显著提高。
Description
技术领域
本发明属于油气井增产改造技术领域，特别涉及 一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺。
背景技术
目前国内外对于水平井连通性差的碳酸盐岩储层，都是通过酸化或酸压改造，形成一条或多条具有一定长度和较高导流能力的人工裂缝，沟通更多油气渗流通道和储油空间，来提高油井产能。笼统酸压：该类技术不能对水平段进行分段，只能进行一次性酸压，即所谓笼统酸压。非全通径分段酸压：该类技术可以对水平段进行分段，但不能实现所有工具内径全通径，且多数复杂井使用引进的国外工具进行酸压,成本较高。
发明内容
本发明的目的是：提供一种分段酸压工艺解决笼统酸压无法对水平井分段酸压施工的问题及非全通径内部有台阶的问题；同时解决复杂水平井分段酸压靠引进国外工具，存在引进周期长，成本高的问题。
解决上述技术问题采用的技术方案是：一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺，该工艺由下述步骤组成：
一、管柱设计：在6-5/8英寸的水平裸眼井段内下入完井工具，将储层分为6段，完井工具包括158mm裸眼封隔器、142mm投球筛管、142mm压控筛管及150mm全通径完井单流阀；
二、管柱下入：将需要进行酸压的水平井裸眼段通过一扶、二扶、四扶通井，将井通至正常，保证最大狗腿度低于6.8°/30m；四扶模拟通井起钻前，裸眼段垫优质泥浆，性能要达到以下指标：比重不超过1.12，HTHP失水≤10ml，泥饼厚度≤0.5mm，粘度40-60s，高温老化试验48小时无明显沉淀、分层和乳化；优质泥浆中混入2%玻璃微珠和润滑剂，确保裸眼段润滑性能良好；下分段酸压管柱，将酸压配套工具下至设计位置，其中悬挂封隔器以下油管和入井工具内径应不小于60mm，悬挂封隔器以上钻杆和工具内通径不小于45mm；操作下油管时，水眼要求全部灌入坂土浆，其中，灌浆要求为：每下10根油管，灌满一次坂土浆，油管全部入井后，管内灌满坂土浆，顶通浮阀一次；当悬挂封隔器入井时，尾管称重，悬挂封隔器入井后，则锁死转盘，上扣时背钳打牢；下送入钻杆时，完井管柱进裸眼前，每5柱钻杆灌满坂土浆一次；当完井管串进入裸眼段后，接换钻具期间根根灌浆，直至管柱下到设计位置，管柱静止时间10分钟以内；同时，在套管内，油管纯下放速度＞30秒/根，钻杆纯下放速度＞60秒/柱，进入裸眼段后，钻杆纯下放速度＞120秒/柱；
三、投球、送球入座：为后续坐封憋压，为保护储层，从井底至悬挂封隔器位置以上200m井段环空和水眼全部替为坂土浆；投球完后等待坐封球自由下落30min，将正替坂土浆和原井浆送球到位，替液过程中，注意控制水眼内外压差不大于10MPa；替液过程中循环压力控制在10MPa以内，先以100-200L/min的排量送球，根据压力变化情况，提高排量至200-300L/min，在球进入水平段后，提高排量至300~400L/分钟，送球入座；并观察，当压力出现突升，表明球到位，此时，控制压力进行悬挂封隔器坐挂操作；
四、坐封裸眼封隔器和悬挂封隔器，封隔地层并将工具悬挂在设计位置：打压坐封操作程序具体操作为：打压至15MPa，稳压5min；打压至20MPa，稳压5min；继续打压至25MPa，稳压10min；继续打压至28MPa，稳压30min，坐封套管封隔器；继续打压至30MPa，稳压30min，坐封裸眼封隔器；重复上述打压坐封操作程序，确保套管封隔器和裸眼封隔器坐封完全；最后，关闭环型防喷器，环空打压20MPa，稳压30min，压降≤0.5MPa为验封合格；
五、脱手、校深，确定悬挂封隔器的实际位置：起管柱前，充分循环泥浆至进出口液性一致后，电测校深；自套管悬挂器以上垫高粘井浆，起钻至套管悬挂封隔器以上200m，替1.45g/cm3的压井液，要求替至套管悬挂封隔器位置以上600m；然后，起送入管柱，下回插管柱：当回插管柱下到距离设计位置20-30m进行管柱校深，根据校深结果和油管伸缩距，调整回插管柱长度，下放管柱至套管悬挂封隔器以上1~2m，连接井口管线，用高粘井浆环空保护液将井内泥浆全部替出，循环至进出口液性一致；之后，再连接油管挂，下放管柱将锚定密封插入封隔器回接筒并加压150KN，使密封插头与悬挂封隔器锚定，确认密封插头和悬挂封隔器锚定，继续下放，坐油管挂，最后，关环形防喷器，环空打压15～20MPa，稳压30min验证锚定密封与封隔器的密封性能；
六、根据上述步骤中校深的结果和油管伸缩距离，调整回插管柱长度，回插油管并换装井口；将井口封井器组更换为采油（气）树，连接地面管线，并试压合格；
七、正打压剪断投球筛管滑套销钉，挤油管容积清水：用泵车打压至30MPa，稳压30min，完全坐封裸眼封隔器；继续用泵车正打压打开投球式筛管，并将水眼内全部正挤为清水；
八、储层改造，压裂车施工，最终完成酸压的分段改造：酸压泵柱程序，在6700.0-7460.0m井段进行施工，共分六段：
第一段7320-7460m：（一）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（二）泵入60m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（三）泵入140m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入33m3清水，油压控制在40-60MPa，排量2.0-3.0m3/min；（五）停泵测试压降10min；
第二段7135-7310m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开1号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入140m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第三段7020-7125m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开2号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第四段6845-7010m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开3号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第五段6710-6835m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开4号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第六段6518-6700m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开5号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入80m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入160m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（六）泵入60m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（七）泵入160m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（八）停泵测压降15min；即完成完井酸压的分段改造。
本发明中全通径单流阀（ZL201110236605.7）是一种自行平衡的、全通径的单流阀，其作用是在工具下入过程中，流体只能从管柱内流入井筒，不能从井筒流入管柱，实现防止井喷的作用。为确保对储层段进行多次有效分段，设计了专用裸眼封隔器（ZL200920004676.2），该封隔器除了一般该类封隔器的特点外，最大的特点是靠复合金属与裸眼段井壁密封，可实现永久性密封。为确保对不同层段进行分段酸压施工，设计了专用的投球式筛管（ZL20092 0220759.5 和ZL201420134455.8）与压力控制式筛管（ZL200920220762.7），压控筛管作用是对指定段位酸压。在整套工具设计时，考虑了工具间的相互影响，确保分工协作，互不干扰。
本发明的有益效果：解决水平井储层连通性差、油井产量低的问题，通过完井增产，使油井产量显著提高；本发明分级由剪销数量控制，级数多、可靠性高；本发明专门应用于水平井的分段酸压技术，施工通道为全通径，该工艺可以在井下不同深度的位置使用，不受井深影响；本工艺配套工具所使用的材料具有很强的耐腐蚀、抗硫化氢能力，工具可以承受压力70MPa，工作温度-26℃~204℃。
附图说明
下面结合附图对本发明作进一步的说明。
图1为本发明技术方案示意图，其中：1、全通径单流阀、2、投球筛管、3、裸眼封隔器 、4、压控筛管、5、悬挂封隔器、6、水平裸眼井段 、7、垂直井段。
具体实施方式
实施例1、一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺，如图1所示，该工艺由下述步骤组成：
一、管柱设计：在6-5/8英寸的水平裸眼井段6内下入完井工具，将储层分为6段，完井工具包括5个158mm裸眼封隔器3、1个142mm投球筛管2、5个142mm压控筛管4及1个150mm全通径完井单流阀1；
二、管柱下入：将需要进行酸压的水平井裸眼段6通过一扶、二扶、四扶通井，将井通至正常，保证最大狗腿度低于6.8°/30m；四扶模拟通井起钻前，裸眼段垫优质泥浆，性能要达到以下指标：比重不超过1.12，HTHP失水≤10ml，泥饼厚度≤0.5mm，粘度40-60s，高温老化试验48小时无明显沉淀、分层和乳化；优质泥浆中混入2%玻璃微珠和润滑剂，确保裸眼段润滑性能良好；下分段酸压管柱，将酸压配套工具下至设计位置，其中悬挂封隔器5以下油管和入井工具内径应不小于60mm，悬挂封隔器5以上钻杆和工具内通径不小于45mm；操作下油管时，水眼要求全部灌入坂土浆，其中，灌浆要求为：每下10根油管，灌满一次坂土浆，油管全部入井后，管内灌满坂土浆，顶通浮阀一次；当悬挂封隔器5入井时，尾管称重，悬挂封隔器5入井后，则锁死转盘，上扣时背钳打牢；下送入钻杆时，完井管柱进裸眼前，每5柱钻杆灌满坂土浆一次；当完井管串进入裸眼段后，接换钻具期间根根灌浆，直至管柱下到设计位置，管柱静止时间10分钟以内；同时，在套管内，油管纯下放速度＞30秒/根，钻杆纯下放速度＞60秒/柱，进入裸眼段后，钻杆纯下放速度＞120秒/柱；
三、投球、送球入座：为后续坐封憋压，为保护储层，从井底至悬挂封隔器5位置以上200m井段环空和水眼全部替为坂土浆；投球完后等待坐封球自由下落30min，将正替坂土浆和原井浆送球到位，替液过程中，注意控制水眼内外压差不大于10MPa；替液过程中循环压力控制在10MPa以内，先以100-200L/min的排量送球，根据压力变化情况，提高排量至200-300L/min，在球进入水平段后，提高排量至300~400L/分钟，送球入座；并观察，当压力出现突升，表明球到位，此时，控制压力进行悬挂封隔器坐挂操作；
四、坐封裸眼封隔器3和悬挂封隔器5，封隔地层并将工具悬挂在设计位置：打压坐封操作程序具体操作为：打压至15MPa，稳压5min；打压至20MPa，稳压5min；继续打压至25MPa，稳压10min；继续打压至28MPa，稳压30min，坐封套管封隔器；继续打压至30MPa，稳压30min，坐封裸眼封隔器3；重复上述打压坐封操作程序，确保套管封隔器和裸眼封隔器3坐封完全；最后，关闭环型防喷器，环空打压20MPa，稳压30min，压降≤0.5MPa为验封合格；
五、脱手、校深，确定悬挂封隔器5的实际位置：起管柱前，充分循环泥浆至进出口液性一致后，电测校深；自套管悬挂器以上垫高粘井浆，起钻至套管悬挂封隔器以上200m，替1.45g/cm3的压井液，要求替至套管悬挂封隔器5位置以上600m；然后，起送入管柱，下回插管柱：当回插管柱下到距离设计位置20-30m进行管柱校深，根据校深结果和油管伸缩距，调整回插管柱长度，下放管柱至套管悬挂封隔器5以上1~2m，连接井口管线，用高粘井浆环空保护液将井内泥浆全部替出，循环至进出口液性一致；之后，再连接油管挂，下放管柱将锚定密封插入封隔器回接筒并加压150KN，使密封插头与悬挂封隔器5锚定，确认密封插头和悬挂封隔器5锚定，继续下放，坐油管挂，最后，关环形防喷器，环空打压15～20MPa，稳压30min验证锚定密封与封隔器的密封性能；
六、根据上述步骤中校深的结果和油管伸缩距离，调整回插管柱长度，回插油管并换装井口；将井口封井器组更换为采油（气）树，连接地面管线，并试压合格；
七、正打压剪断投球筛管2滑套销钉，挤油管容积清水：用泵车打压至30MPa，稳压30min，完全坐封裸眼封隔器3；继续用泵车正打压打开投球式筛管2，并将水眼内全部正挤为清水；
八、储层改造，压裂车施工，最终完成酸压的分段改造：酸压泵柱程序，在6700.0-7460.0m井段进行施工，共分六段：
第一段7320-7460m：（一）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（二）泵入60m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（三）泵入140m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入33m3清水，油压控制在40-60MPa，排量2.0-3.0m3/min；（五）停泵测试压降10min；
第二段7135-7310m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开1号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入140m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第三段7020-7125m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开2号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第四段6845-7010m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开3号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第五段6710-6835m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开4号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第六段6518-6700m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开5号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入80m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入160m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（六）泵入60m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（七）泵入160m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（八）停泵测压降15min；即完成完井酸压的分段改造。
Claims (1)
1.一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺，其特征在于：该工艺由下述步骤组成：
一、管柱设计：在6-5/8英寸的水平裸眼井段（6）内下入完井工具，将储层分为6段，完井工具包括158mm裸眼封隔器（3）、142mm投球筛管（2）、142mm压控筛管（4）及150mm全通径完井单流阀（1）；
二、管柱下入：将需要进行酸压的水平井裸眼段（6）通过一扶、二扶、四扶通井，将井通至正常，保证最大狗腿度低于6.8°/30m；四扶模拟通井起钻前，裸眼段垫优质泥浆，性能要达到以下指标：比重不超过1.12，HTHP失水≤10ml，泥饼厚度≤0.5mm，粘度40-60s，高温老化试验48小时无明显沉淀、分层和乳化；优质泥浆中混入2%玻璃微珠和润滑剂，确保裸眼段润滑性能良好；下分段酸压管柱，将酸压配套工具下至设计位置，其中悬挂封隔器（5）以下油管和入井工具内径应不小于60mm，悬挂封隔器（5）以上钻杆和工具内通径不小于45mm；操作下油管时，水眼要求全部灌入坂土浆，其中，灌浆要求为：每下10根油管，灌满一次坂土浆，油管全部入井后，管内灌满坂土浆，顶通浮阀一次；当悬挂封隔器（5）入井时，尾管称重，悬挂封隔器（5）入井后，则锁死转盘，上扣时背钳打牢；下送入钻杆时，完井管柱进裸眼前，每5柱钻杆灌满坂土浆一次；当完井管串进入裸眼段后，接换钻具期间根根灌浆，直至管柱下到设计位置，管柱静止时间10分钟以内；同时，在套管内，油管纯下放速度＞30秒/根，钻杆纯下放速度＞60秒/柱，进入裸眼段后，钻杆纯下放速度＞120秒/柱；
三、投球、送球入座：为后续坐封憋压，为保护储层，从井底至悬挂封隔器（5）位置以上200m井段环空和水眼全部替为坂土浆；投球完后等待坐封球自由下落30min，将正替坂土浆和原井浆送球到位，替液过程中，注意控制水眼内外压差不大于10MPa；替液过程中循环压力控制在10MPa以内，先以100-200L/min的排量送球，根据压力变化情况，提高排量至200-300L/min，在球进入水平段后，提高排量至300~400L/分钟，送球入座；并观察，当压力出现突升，表明球到位，此时，控制压力进行悬挂封隔器坐挂操作；
四、坐封裸眼封隔器（3）和悬挂封隔器（5），封隔地层并将工具悬挂在设计位置：打压坐封操作程序具体操作为：打压至15MPa，稳压5min；打压至20MPa，稳压5min；继续打压至25MPa，稳压10min；继续打压至28MPa，稳压30min，坐封套管封隔器；继续打压至30MPa，稳压30min，坐封裸眼封隔器（3）；重复上述打压坐封操作程序，确保套管封隔器和裸眼封隔器（3）坐封完全；最后，关闭环型防喷器，环空打压20MPa，稳压30min，压降≤0.5MPa为验封合格；
五、脱手、校深，确定悬挂封隔器（5）的实际位置：起管柱前，充分循环泥浆至进出口液性一致后，电测校深；自套管悬挂器以上垫高粘井浆，起钻至套管悬挂封隔器以上200m，替1.45g/cm3的压井液，要求替至套管悬挂封隔器（5）位置以上600m；然后，起送入管柱，下回插管柱：当回插管柱下到距离设计位置20-30m进行管柱校深，根据校深结果和油管伸缩距，调整回插管柱长度，下放管柱至套管悬挂封隔器（5）以上1~2m，连接井口管线，用高粘井浆环空保护液将井内泥浆全部替出，循环至进出口液性一致；之后，再连接油管挂，下放管柱将锚定密封插入封隔器回接筒并加压150KN，使密封插头与悬挂封隔器（5）锚定，确认密封插头和悬挂封隔器（5）锚定，继续下放，坐油管挂，最后，关环形防喷器，环空打压15～20MPa，稳压30min验证锚定密封与封隔器的密封性能；
六、根据上述步骤中校深的结果和油管伸缩距离，调整回插管柱长度，回插油管并换装井口；将井口封井器组更换为采油（气）树，连接地面管线，并试压合格；
七、正打压剪断投球筛管（2）滑套销钉，挤油管容积清水：用泵车打压至30MPa，稳压30min，完全坐封裸眼封隔器（3）；继续用泵车正打压打开投球式筛管（2），并将水眼内全部正挤为清水；
八、储层改造，压裂车施工，最终完成酸压的分段改造：酸压泵柱程序，在6700.0-7460.0m井段进行施工，共分六段：
第一段7320-7460m：（一）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（二）泵入60m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（三）泵入140m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入33m3清水，油压控制在40-60MPa，排量2.0-3.0m3/min；（五）停泵测试压降10min；
第二段7135-7310m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开1号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入140m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第三段7020-7125m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开2号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第四段6845-7010m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开3号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第五段6710-6835m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开4号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入100m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入220m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；
第六段6518-6700m：（一）投19mm树脂小球48个，低挤交联压裂液10m3，携球入井，油压控制在30-60MPa，排量1.0-3.0m3/min；（二）低挤20m3黄原胶打开5号压控筛管，油压控制在50-70MPa，排量1.0-2.0m3/min；（三）泵入20m3胶凝酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（四）泵入80m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（五）泵入160m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（六）泵入60m3交联酸，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（七）泵入160m3黄原胶非交联压裂液，油压控制在95MPa以下，排量5m3/min；（八）停泵测压降15min；即完成完井酸压的分段改造。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510128327.1A CN104763394A (zh) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | 一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510128327.1A CN104763394A (zh) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | 一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104763394A true CN104763394A (zh) | 2015-07-08 |
Family
ID=53645450
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510128327.1A Withdrawn CN104763394A (zh) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | 一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104763394A (zh) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105781504A (zh) * | 2016-03-07 | 2016-07-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分段油藏压力测试方法和分段试挤油管柱 |
| CN105840167A (zh) * | 2016-04-19 | 2016-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 分段完井管柱 |
| CN106812478A (zh) * | 2015-12-01 | 2017-06-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 管柱及完井方法 |
| CN107304661A (zh) * | 2016-04-19 | 2017-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 单流阀组件、气举阀、气举工具以及一体化管柱 |
| CN108222884A (zh) * | 2016-12-15 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 投球模拟装置及方法 |
| CN111963121A (zh) * | 2019-05-20 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井注采方法及系统 |
| CN112253085A (zh) * | 2020-09-30 | 2021-01-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 完井管柱的长度确定方法 |
| CN113803022A (zh) * | 2020-06-12 | 2021-12-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 滑套装置和包含其的压裂管柱 |
| CN114278249A (zh) * | 2021-04-16 | 2022-04-05 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种海上低压水平气井不动管柱复合增效排液管柱及其排液方法 |
| CN114441322A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种封隔器试验装置和方法 |
-
2015
- 2015-03-23 CN CN201510128327.1A patent/CN104763394A/zh not_active Withdrawn
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106812478B (zh) * | 2015-12-01 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 管柱及完井方法 |
| CN106812478A (zh) * | 2015-12-01 | 2017-06-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 管柱及完井方法 |
| CN105781504B (zh) * | 2016-03-07 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分段油藏压力测试方法 |
| CN105781504A (zh) * | 2016-03-07 | 2016-07-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分段油藏压力测试方法和分段试挤油管柱 |
| CN107304661A (zh) * | 2016-04-19 | 2017-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 单流阀组件、气举阀、气举工具以及一体化管柱 |
| CN105840167A (zh) * | 2016-04-19 | 2016-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 分段完井管柱 |
| CN108222884A (zh) * | 2016-12-15 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 投球模拟装置及方法 |
| CN111963121A (zh) * | 2019-05-20 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井注采方法及系统 |
| CN113803022A (zh) * | 2020-06-12 | 2021-12-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 滑套装置和包含其的压裂管柱 |
| CN113803022B (zh) * | 2020-06-12 | 2023-07-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 滑套装置和包含其的压裂管柱 |
| CN112253085A (zh) * | 2020-09-30 | 2021-01-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 完井管柱的长度确定方法 |
| CN112253085B (zh) * | 2020-09-30 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 完井管柱的长度确定方法 |
| CN114441322A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种封隔器试验装置和方法 |
| CN114278249A (zh) * | 2021-04-16 | 2022-04-05 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种海上低压水平气井不动管柱复合增效排液管柱及其排液方法 |
| CN114278249B (zh) * | 2021-04-16 | 2023-09-01 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种海上低压水平气井不动管柱复合增效排液管柱及其排液方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104763394A (zh) | 一种用于油气井裸眼水平井完井酸压的分段改造工艺 | |
| CN104632123B (zh) | 一种超低压井堵漏方法 | |
| CN109763806A (zh) | 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法 | |
| CN105507865A (zh) | 用于油气水井的重复压裂的方法 | |
| CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| CN109931045A (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN103015955A (zh) | 裸眼水平井多簇滑套分段压裂管柱及其压裂方法 | |
| CN105298463A (zh) | 天然气水合物大井眼多分支径向水平井完井方法 | |
| CN203808945U (zh) | 裸眼筛管完井水平井根部堵水控水工艺管柱 | |
| CN103061684A (zh) | 裸眼水平井分段多簇均匀酸化管柱及其酸化方法 | |
| CN106593389A (zh) | 一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法 | |
| CN110593838A (zh) | 一种两相温度响应相变压裂工艺 | |
| CN110439524A (zh) | 油气井的重复压裂改造方法 | |
| CN109723403A (zh) | 一种尾管控压固井工艺 | |
| CN101122220A (zh) | 膨胀式筛管悬挂方法及膨胀式筛管悬挂器 | |
| CN110886594B (zh) | 开采煤层气的方法 | |
| CN205858311U (zh) | 一种裸眼分段压裂完井管柱 | |
| CN101338660B (zh) | 一种具有控流功能的水平注采井完井结构 | |
| CN105525902B (zh) | 一种悬挂筛管完井水平井上返压裂方法 | |
| CN201236685Y (zh) | 一种具有控流功能的水平注采井完井结构 | |
| CN203035102U (zh) | 裸眼水平井分段多簇均匀酸化管柱 | |
| CN103470233B (zh) | 一种稠油油藏天然气吞吐采油工艺系统及采油方法 | |
| CN207686693U (zh) | 一种采油管柱和稠油开采装置 | |
| CN201778772U (zh) | 一种小井眼侧钻井卡封压裂管柱 | |
| CN207111019U (zh) | 用于不同井径的组合式磨鞋 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| EXSB | Decision made by sipo to initiate substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C04 | Withdrawal of patent application after publication (patent law 2001) | ||
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication |
Application publication date: 20150708 |