CN111287708A - 一种用于提高水合物藏采收率的储层改造装置与方法 - Google Patents
一种用于提高水合物藏采收率的储层改造装置与方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111287708A CN111287708A CN202010167256.7A CN202010167256A CN111287708A CN 111287708 A CN111287708 A CN 111287708A CN 202010167256 A CN202010167256 A CN 202010167256A CN 111287708 A CN111287708 A CN 111287708A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- proppant
- well
- plug
- rubber plug
- well wall
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000009466 transformation Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 110
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 98
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 98
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 70
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 14
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 11
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 9
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 7
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 2
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 claims description 2
- 210000003128 head Anatomy 0.000 claims 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 claims 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明涉及一种提高采收率的水合物储层改造装置，包括：钻井液泵、井壁支撑剂泵、流体注入头、钻杆、胶塞组合、承托环、钻头；钻井液泵和井壁支撑剂泵分别连接钻井液储罐与井壁支撑剂储罐，并将钻井液以及井壁支撑剂注入进流体注入头内；流体注入头位于海洋平台上并连接在钻杆的顶端，钻杆底端安装有钻头，钻井液或者井壁支撑剂经由钻杆通过钻头进入到井眼内；钻杆内安装胶塞组合以及承托环，胶塞组合与流体注入头的距离应大于分支井眼的长度，承托环安装于距钻头50m以上的位置处。相对于现有技术，本发明具能够有效提高水合物开采的生产能力、注入能力以及波及效率；有效提高开采效率的同时提高井壁稳定性，降低开发风险。
Description
技术领域
本发明属于天然气水合物开采领域，具体地，涉及一种提高采收率的水合物储层改造装置与方法。
背景技术
天然气水合物作为一种新能源，具有储量大、分布广、能量密度高和清洁无污染等优点。世界范围内约27％的陆地以及90％的海域分布着天然气水合物，其资源储量相当于常规化石资源量的2倍。我国初步探明的海域具有至少7×1010t当量的天然气水合物，相当于陆地上石油、天然气资源量的一半。单位体积的天然气水合物能够释放出160～180体积的天然气。因此，天然气水合物燃烧所释放出的热量远远大于煤等传统化石能源，具有能量密度高的特点。此外，天然气水合物主要成分为甲烷，燃烧后生成水和二氧化碳，是一种清洁能源。因此，作为一种潜力巨大的新能源，天然气水合物被认为是新世纪理想的替代能源。实现天然气水合物的商业开采，对于我国的能源安全以及能源结构的优化具有重大的意义。
目前对于天然气水合物的开采工艺中，大都是集中在运用垂直井开展不同的水合物开采方法。但垂直井普遍存在生产能力、注入能力以及波及效率低的缺点。相比于垂直井，水平井能够显著提高天然气水合物井产气速率和最终开采率。根据室内实验表明，利用水平井开采水合物的平均产气速率是垂直井的1.48倍。但在水平井开采水合物的过程中，由于水合物的不断分解导致井筒周围土体产生局部变形，加之水平井再水合物层内部延伸较长，会导致井筒周围土体更易失稳，诱发出砂、井壁坍塌等事故。
如图1所示，现有技术中，水平井开采水合物完井系统，包括：海洋平台1、隔水管4、钻杆5、水下井口6、套管头7、送入工具8、套管9、主井眼11、水泥浆12、天然气水合物沉积层13；水平井主要由垂直段、造斜段以及水平段组成，其中水平段位于水合物沉积层13中心位置处来增加水合物开采的波及效率；套管9位于主井眼11内部，套管9与主井眼11之间填充有水泥浆12，起到封固套管9与主井眼11环形空间的作用；水平井井筒海床3位置处设置有水下井口6，水下井口6上端通过隔水管4与海洋平台1联通；钻杆5位于隔水管4内部，钻杆5下端通过送入工具8与套管9连接，钻杆5上端连接到海洋平台1，套管头7焊接在套管顶端，并将套管9悬挂在水下井口6处；海洋平台1包括钻架1a、钻台1b、平台生活区1c、上层甲板1d、下层甲板1e、平台主体1f。
发明内容
为克服现有技术存在的缺陷，本发明提供一种提高采收率的水合物储层改造装置与方法，利用多分支水平井来提高水合物开采的生产能力、注入能力以及波及效率；同时利用下入分支井眼内具有孔隙结构的材料给井壁提供支撑，进而提高井壁的稳定性，保证产出气体能够从其内部孔隙结构内流出，最终达到既提高水合物采收率又同时提高井壁稳定性的目的。
为实现上述目的，本发明采用下述方案：
多分支水平井分支井眼储层改造装置，包括：钻井液泵、井壁支撑剂泵、流体注入头、钻杆、胶塞组合、承托环、钻头；其中：钻井液泵和井壁支撑剂泵位于海洋平台上并通过管线分别与流体注入头上的钻井液注入口和井壁支撑剂注入口连接，钻井液泵和井壁支撑剂泵分别连接钻井液储罐与井壁支撑剂储罐，并将钻井液以及井壁支撑剂注入进流体注入头内；流体注入头位于海洋平台上并连接在钻杆的顶端，流体注入头可将钻井液以及井壁支撑剂注入进钻杆内；钻杆底端安装有钻头，钻井液或者井壁支撑剂经由钻杆通过钻头进入到井眼内；钻杆内安装胶塞组合以及承托环，胶塞组合与流体注入头的距离应大于分支井眼的长度，承托环安装于距钻头50m以上的位置处。
用于提高水合物藏采收率的储层改造方法，采用上述多分支水平井分支井眼储层改造装置，步骤如下：
S1、侧钻水平井分支井眼
S2、连接多分支水平井分支井眼储层改造装置
S3、根据分支井眼实际尺寸确定井壁支撑剂注入量
S4、释放橡胶球推动下胶塞与短管下行
S5、确定合适钻柱上提速度使井壁支撑剂安全进入分支井眼
S6、释放撞击塞推动上胶塞下行
S7、依次完成各分支井眼改造。
相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：
1、能够有效提高水合物开采的生产能力、注入能力以及波及效率；
2、有效提高开采效率的同时提高井壁稳定性，降低开发风险；
3、该技术方案相对较易实施，成本较低。
附图说明
图1为现有技术中水平井开采水合物完井结构示意图系统；
图2为多分支水平井分支井眼储层改造系统结构示意图；
图3为流体注入头结构示意图；
图4A为胶塞组合与承托环初始状态示意图
图4B为下胶塞下行示意图
图4C为下胶塞与承托碰压示意图
图4D为短管水眼外露示意图
图4E为上胶塞下行示意图
图4F为上下胶塞碰压示意图
图5为起钻速度计算流程图；
图6A为下胶塞下行过程示意图；
图6B为下胶塞碰承托环过程示意图；
图6C为上胶塞下行过程示意图；
图6D为上下胶塞相碰过程示意图；
图7为多分支水平井完井示意图。
图中：1、海洋平台；1a、钻架；1b、钻台；1c、平台生活区；1d、上层甲板；1e、下层甲板；1f、平台主体；2、海平面；3、海床；4、隔水管；5、钻杆；6、水下井口；7、套管头；8、送入工具；9、套管；10、钻井液；11、主井眼；12、水泥浆；13、天然气水合物沉积层；14、钻井液泵；15、井壁支撑剂泵；16、流体注入头；161、注入头本体；162、撞击塞；163、撞击塞限位弹簧；164、橡胶球限位弹簧；165、橡胶球；166、钻井液注入口；167、井壁支撑剂注入口；168、撞击塞限位孔；169、橡胶球限位孔；17、胶塞组合；171、上胶塞；172、上胶塞销钉；173、下胶塞；174、第一下胶塞销钉；175、第二下胶塞销钉；176、短管；177、水眼；18、分支井眼；19、承托环；20、钻头；21、井壁支撑剂。
具体实施方式
本发明利用多分支水平井来提高水合物开采率，同时利用下入分支井眼内具有孔隙结构的材料提高井壁的稳定性，达到既提高水合物采收率又同时提高井壁稳定性的目的。要实现此目的，需要在完钻水平井主井眼基础上，连接钻杆5与钻头20，钻杆5下入隔水管4内部并延伸进入井筒内，在水平井主井眼11的水平段侧钻分支井眼18，分支井眼18也同样位于水合物沉积层13中心位置处。借助多分支水平井分支井眼储层改造装置，依次对各分支井眼进行改造，来进一步增加水合物开采的波及效率。
如图2所示，多分支水平井分支井眼储层改造装置，包括：钻井液泵14、井壁支撑剂泵15、流体注入头16、钻杆5、胶塞组合17、承托环19、钻头20；钻井液泵14和井壁支撑剂泵15位于海洋平台1上并通过管线分别与流体注入头16上的钻井液注入口166和井壁支撑剂注入口167连接，钻井液泵14和井壁支撑剂泵15分别连接钻井液储罐与井壁支撑剂储罐，并将钻井液10以及井壁支撑剂21注入进流体注入头16内；流体注入头16位于海洋平台1上并连接在钻杆5的顶端，流体注入头16可将钻井液10以及井壁支撑剂21注入进钻杆5内；钻杆5底端安装有钻头20，钻井液10或者井壁支撑剂21经由钻杆5通过钻头20进入到井眼内；钻杆5内安装胶塞组合17以及承托环19，胶塞组合17与流体注入头16的距离应大于分支井眼18的长度，承托环19安装于距钻头50m以上的位置处。
如图3所示，流体注入头16，包括：注入头本体161、撞击塞162、撞击塞限位弹簧163、橡胶球限位弹簧164、橡胶球165、钻井液注入口166、井壁支撑剂注入口167、撞击塞限位装置168、橡胶球限位装置169，其中：注入头本体161为圆柱壳体，其底端与钻杆5配套连通、顶端封闭，顶端中心设置钻井液注入口166；圆柱壳体的侧面设置井壁支撑剂注入口167、撞击塞限位机构168和橡胶球限位机构169，撞击塞限位机构168和橡胶球限位机构169为顶端封闭的圆柱壳体，内部分别放置撞击塞限位弹簧163和橡胶球限位弹簧164。
橡胶球限位弹簧164为液压弹簧，初始状态下其处于收缩状态，橡胶球165位于橡胶球限位弹簧164靠近圆柱壳体中心的一端；当橡胶球限位弹簧164在液压作用下弹出后，便将橡胶球165推入到注入头本体161内部，橡胶球165伴随流体的流动进入到钻杆5。
撞击塞限位弹簧163也为液压弹簧，初始状态下其处于弹出状态；撞击塞162位于注入头本体161顶端，初始状态下撞击塞162由撞击塞限位弹簧163靠近圆柱壳体中心的一端支撑，使撞击塞162保持于注入头本体顶端。当撞击塞限位弹簧163在液压作用下收缩后，由钻井液注入口166注入钻井液，钻井液带动撞击塞162向下运动。
如图4A所示，钻杆5的两节管柱内分别预先装配有胶塞组合17和承托环19，胶塞组合17与钻杆5顶端的距离大于分支井眼18的长度；其中：胶塞组合17，包括：上胶塞171、下胶塞173、短管176，上胶塞171为橡胶圆环，上胶塞171外径与钻杆5内径一致，上胶塞171顶部为向中心凹陷形成斜台，起到导流的作用，上胶塞171底部具有尖状凸起，上胶塞171通过上胶塞销钉172固定在钻杆内壁上；下胶塞173也为橡胶圆环，下胶塞173上部形成尖状凹陷，上胶塞171的尖状凸起与下胶塞173的尖状凹陷配合，使上胶塞171坐落在下胶塞173顶端，上胶塞171、下胶塞173在接触面处通过第一下胶塞销钉174将两者固定。
短管176外径与下胶塞173内径一致，并位于下胶塞173中心位置，短管176、下胶塞173在接触面处通过第二下胶塞销钉175固定，短管176上部管壁开有四个水眼177，初始状态下水眼177被下胶塞173遮挡，流体只能通过短管176中心孔眼流通，当剪断第二下胶塞销钉175后，短管176与下胶塞173发生相对滑移，水眼177便可外露，流体便通过水眼流通，短管下端为一个两倍短管厚度的同心圆环底座，以增加短管下落稳定性。
承托环19固定于钻头以上50m位置处，承托环19为钢制单向阀，只允许流体向下流动并阻止流体回流，同时承托环19阻止下胶塞的进一步向下运动，使下胶塞在承托环位置处停止运动。
如图4所示为胶塞组合与承托环配合使用流程示意图。首先流体注入头16释放出橡胶球165进入钻杆，橡胶球165的尺寸恰好能堵塞短管176中心孔眼，在压差作用下下胶塞173与上胶塞171之间的销钉174被剪切破坏，在流体推动下下胶塞173与短管176一同向下运动(如图4B所示)，在运动过程中下胶塞173能够起到隔离两侧流体的效果，直到短管176下端运动到承托环19位置处停止运动(如图4C所示)。碰到承托环19后，在液压作用下下胶塞173与短管176之间的第二下胶塞销钉175被剪切破坏，下胶塞173略微往下运动直到下胶塞173下端碰触到承托环19，此时短管176上部的水眼177露出，井壁支撑剂便可以通过水眼177流通并通过承托环19最终进入到分支井眼内(如图4D所示)。
然后流体注入头16释放出撞击塞162进入钻杆，撞击塞162的形状正好与上胶塞171配套，当撞击塞162运动到上胶塞171时，堵塞上胶塞171中心孔眼，在流体压差作用下上胶塞171与钻杆5之间的上胶塞销钉172被剪切破坏，可以推动上胶塞171往下运动(如图4E所示)，并隔离上胶塞两侧的流体，直到运动到承托环19位置处停止运动(如图4F所示)，此时井壁支撑剂全部注入进分支井眼内完成该分支井眼的储层改造工作。
上提钻杆在钻杆内重新装配胶塞组合17和承托环19，在水平井的水平段侧钻新的分支井眼。如图5所示，对于每一个分支井眼需要依次按照图2所示，利用多分支水平井分支井眼储层改造装置来完井，最终达到提高水合物开采率的目的。
用于提高水合物藏采收率的储层改造装置与方法，步骤如下：
S1、侧钻水平井分支井眼
如图2所示，在主井眼11水平段上穿过天然气水合物沉积层13核心部位侧钻分支井眼18，循环钻井液10清洗井眼11去除井筒内多余岩屑；
S2、连接多分支水平井分支井眼储层改造装置
如图2所示，上提钻杆并在钻杆内装配胶塞组合17和承托环19，胶塞组合17与钻杆5顶端的距离大于分支井眼18的长度，承托环19固定于钻头以上50m位置处；重新下放钻杆5进入井筒，并在其顶端连接流体注入头16，钻井液泵14和井壁支撑剂泵15通过管线分别与流体注入头16上的钻井液注入口166和井壁支撑剂注入口167连接，钻井液泵14和井壁支撑剂泵15分别连接钻井液储罐与井壁支撑剂储罐；
S3、根据分支井眼实际尺寸确定井壁支撑剂注入量
井壁支撑剂体积应等于分支井眼容积，井壁支撑剂注入量由下式来确定：
式中：
V为井壁支撑剂注入量，m3；
L为分支井眼长度，m；
dw为分支井眼直径，m。
根据设计的井壁支撑剂注入量，配制井壁支撑剂并置于井壁支撑剂储罐内备用。井壁支撑剂由油井水泥浆与发泡剂混合均匀而成，发泡剂能够在水泥浆内部形成连续的孔道，为水合物开采过程中气体运移提供通道；
S4、释放橡胶球推动下胶塞与短管下行
释放流体注入头16内的橡胶球限位弹簧164，推送橡胶球165至注入头本体161内；打开井壁支撑剂泵15，通过井壁支撑剂注入口167向流体注入头16内注入井壁支撑剂，并推动橡胶球165向下运动至钻杆内，最终坐在下胶塞173和短管176中心位置处。如图6A所示，由于橡胶球165堵塞短管176中心水眼，在压差作用下连接上胶塞171与下胶塞173的销钉被剪断，并推动下胶塞173下行，下胶塞173下行过程中可起到分割井壁支撑剂与钻井液的作用。
如图6B所示，持续不断地注入井壁支撑剂，下胶塞173与短管176持续向下运动，最终与承托环19相碰撞。在压差作用下连接下胶塞173与短管176的销钉被剪断，下胶塞173往下行与承托环19贴合。此时短管176露出循环水眼177，井壁支撑剂便可通过该水眼177往下流动，进入分支井眼18内；
S5、确定合适钻柱上提速度使井壁支撑剂安全进入分支井眼
井壁支撑剂进入分支井眼18后，开始不断地上提钻柱，井壁支撑剂便可以充满钻头20前部的分支井眼内。钻柱上提速度需要与井壁支撑剂注入排量相匹配，同时还要兼顾上提钻柱导致的抽吸压力对井筒压力的影响。如图5所示，钻柱上提速度可由如下步骤计算获取：
1)初选一个钻柱上提速度v。
2)根据选定的钻柱上提速度，确定井壁支撑剂的注入排量，确保井壁支撑剂能够恰好填充钻头前部井眼。相应的井壁支撑剂的注入排量由下式确定：
式中：
Q为井壁支撑剂注入排量，m3/s；
v为钻杆上提速度，m/s。
3)计算钻柱上提过程中的井底压力。考虑上提钻柱导致的抽吸压力对井筒压力的影响，计算起钻作用下的当量流速，并由此计算井底压力。考虑起钻的当量流速可由下式计算：
式中：
d0为钻杆直径，m；
Kc为钻井液的粘附系数，无量纲。
4)判断起钻过程中井底压力与水合物层压力的关系，若此时井底压力低于水合物层压力，则需要降低钻杆上提速度，返回步骤1，直到井底压力大于等于水合物层压力。
S6、释放撞击塞推动上胶塞下行
设计体积的井壁支撑剂注入完成以后，收缩撞击塞限位弹簧163释放出撞击塞162。打开钻井液泵14，通过钻井液注入口166向流体注入头16内注入钻井液，并推动撞击塞162向下运动至钻杆内，最终坐在上胶塞171中心位置处。如图6C所示，撞击塞162堵塞上胶塞171中心水眼，在压差作用下上胶塞销钉172被剪断，并推动上胶塞171下行，上胶塞171下行过程中可起到分割井壁支撑剂与钻井液的作用。
如图6D所示，撞击塞162与上胶塞171不断往下运动，直到与下胶塞173相碰撞，此时钻头20恰好上提到分支井眼18与主井眼11交叉位置处，分支井眼18内被填充满井壁支撑剂。静置24小时等待井壁支撑剂完全固化，起到提高井壁稳定性的作用，同时在发泡剂的作用下，井壁支撑剂内部逐渐形成了联通的孔隙结构，为气体提供运移通道。
S7、依次完成各分支井眼改造
如图7所示，在水平井的水平段侧钻若干分支井眼，重复步骤1-6依次向各分支井眼注入井壁支撑剂，进一步提高与水合物沉积层的接触面积，达到提高最终开采率的目的。
此外本专利同样适用于页岩气、煤层气等致密油气层的开发，能够达到提高采收率的目的。
Claims (10)
1.一种多分支水平井分支井眼储层改造装置，包括：钻井液泵、井壁支撑剂泵、流体注入头、钻杆、胶塞组合、承托环、钻头；其特征在于：钻井液泵和井壁支撑剂泵位于海洋平台上并通过管线分别与流体注入头上的钻井液注入口和井壁支撑剂注入口连接，钻井液泵和井壁支撑剂泵分别连接钻井液储罐与井壁支撑剂储罐，并将钻井液以及井壁支撑剂注入进流体注入头内；流体注入头位于海洋平台上并连接在钻杆的顶端，流体注入头可将钻井液以及井壁支撑剂注入进钻杆内；钻杆底端安装有钻头，钻井液或者井壁支撑剂经由钻杆通过钻头进入到井眼内；钻杆内安装胶塞组合以及承托环，胶塞组合与流体注入头的距离应大于分支井眼的长度，承托环安装于距钻头50m以上的位置处。
2.根据权利要求1所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于：流体注入头，包括：注入头本体、撞击塞、撞击塞限位弹簧、橡胶球限位弹簧、橡胶球、钻井液注入口、井壁支撑剂注入口、撞击塞限位装置、橡胶球限位装置，其中：注入头本体为圆柱壳体，其底端与钻杆配套连通、顶端封闭，顶端中心设置钻井液注入口；圆柱壳体的侧面设置井壁支撑剂注入口、撞击塞限位机构和橡胶球限位机构，撞击塞限位机构和橡胶球限位机构为顶端封闭的圆柱壳体，内部分别放置撞击塞限位弹簧和橡胶球限位弹簧。
3.根据权利要求1-2所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于：橡胶球限位弹簧为液压弹簧，初始状态下其处于收缩状态，橡胶球位于橡胶球限位弹簧靠近圆柱壳体中心的一端；当橡胶球限位弹簧在液压作用下弹出后，便将橡胶球推入到注入头本体内部，橡胶球伴随流体的流动进入到钻杆。
4.根据权利要求1-3所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于：撞击塞限位弹簧也为液压弹簧，初始状态下其处于弹出状态；撞击塞位于注入头本体顶端，初始状态下撞击塞由撞击塞限位弹簧靠近圆柱壳体中心的一端支撑，使撞击塞保持于注入头本体顶端；当撞击塞限位弹簧在液压作用下收缩后，由钻井液注入口注入钻井液，钻井液带动撞击塞向下运动。
5.根据权利要求1-4所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于：钻杆的两节管柱内分别预先装配有胶塞组合和承托环，胶塞组合与钻杆顶端的距离大于分支井眼的长度；其中：胶塞组合，包括：上胶塞、下胶塞、短管，上胶塞为橡胶圆环，上胶塞外径与钻杆内径一致，上胶塞顶部为向中心凹陷形成斜台，上胶塞底部具有尖状凸起，上胶塞通过上胶塞销钉固定在钻杆内壁上；下胶塞也为橡胶圆环，下胶塞上部形成尖状凹陷，上胶塞的尖状凸起与下胶塞的尖状凹陷配合，使上胶塞坐落在下胶塞顶端，上胶塞、下胶塞在接触面处通过第一下胶塞销钉将两者固定。
6.根据权利要求1-5所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于：短管外径与下胶塞内径一致，并位于下胶塞中心位置，短管、下胶塞在接触面处通过第二下胶塞销钉固定，短管上部管壁开有四个水眼，初始状态下水眼被下胶塞遮挡，流体只能通过短管中心孔眼流通，当剪断第二下胶塞销钉后，短管与下胶塞发生相对滑移，水眼便可外露，流体便通过水眼流通，短管下端为一个两倍短管厚度的同心圆环底座。
7.根据权利要求1-6所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于：承托环固定于钻头以上50m位置处，承托环为钢制单向阀。
8.一种用于提高水合物藏采收率的储层改造方法，采用权利要求1-7所述的多分支水平井分支井眼储层改造装置，其特征在于，步骤如下：
S1、侧钻水平井分支井眼
S2、连接多分支水平井分支井眼储层改造装置
S3、根据分支井眼实际尺寸确定井壁支撑剂注入量
S4、释放橡胶球推动下胶塞与短管下行
S5、确定合适钻柱上提速度使井壁支撑剂安全进入分支井眼
S6、释放撞击塞推动上胶塞下行
S7、依次完成各分支井眼改造。
9.根据权利要求8所述的用于提高水合物藏采收率的储层改造方法，其特征在于：
S1步骤具体如下：在主井眼水平段上穿过天然气水合物沉积层核心部位侧钻分支井眼，循环钻井液清洗井眼去除井筒内多余岩屑；
S2步骤具体如下：上提钻杆并在钻杆内装配胶塞组合和承托环，胶塞组合与钻杆顶端的距离大于分支井眼的长度，承托环固定于钻头以上50m位置处；重新下放钻杆进入井筒，并在其顶端连接流体注入头，钻井液泵和井壁支撑剂泵通过管线分别与流体注入头上的钻井液注入口和井壁支撑剂注入口连接，钻井液泵和井壁支撑剂泵分别连接钻井液储罐与井壁支撑剂储罐；
S3具体步骤如下：
井壁支撑剂体积应等于分支井眼容积，井壁支撑剂注入量由下式来确定：
式中：
V为井壁支撑剂注入量，m3；
L为分支井眼长度，m；
dw为分支井眼直径，m；
根据设计的井壁支撑剂注入量，配制井壁支撑剂并置于井壁支撑剂储罐内备用；井壁支撑剂由油井水泥浆与发泡剂混合均匀而成，发泡剂能够在水泥浆内部形成连续的孔道，为水合物开采过程中气体运移提供通道；
S4具体步骤如下：
释放流体注入头内的橡胶球限位弹簧，推送橡胶球至注入头本体内；打开井壁支撑剂泵，通过井壁支撑剂注入口向流体注入头内注入井壁支撑剂，并推动橡胶球向下运动至钻杆内，最终坐在下胶塞和短管中心位置处；由于橡胶球堵塞短管中心水眼，在压差作用下连接上胶塞与下胶塞的销钉被剪断，并推动下胶塞下行，下胶塞下行过程中可起到分割井壁支撑剂与钻井液的作用；
持续不断地注入井壁支撑剂，下胶塞与短管持续向下运动，最终与承托环相碰撞；在压差作用下连接下胶塞与短管的销钉被剪断，下胶塞往下行与承托环贴合；此时短管露出循环水眼，井壁支撑剂便可通过该水眼往下流动，进入分支井眼内；
S5具体步骤如下：
井壁支撑剂进入分支井眼后，开始不断地上提钻柱，井壁支撑剂便可以充满钻头前部的分支井眼内；钻柱上提速度需要与井壁支撑剂注入排量相匹配，同时还要兼顾上提钻柱导致的抽吸压力对井筒压力的影响，钻柱上提速度可由如下步骤计算获取：
1)初选一个钻柱上提速度v
2)根据选定的钻柱上提速度，确定井壁支撑剂的注入排量，确保井壁支撑剂能够恰好填充钻头前部井眼；相应的井壁支撑剂的注入排量由下式确定：
式中：
Q为井壁支撑剂注入排量，m3/s；
v为钻杆上提速度，m/s；
3)计算钻柱上提过程中的井底压力
考虑上提钻柱导致的抽吸压力对井筒压力的影响，计算起钻作用下的当量流速，并由此计算井底压力；考虑起钻的当量流速可由下式计算：
式中：
d0为钻杆直径，m；
Kc为钻井液的粘附系数，无量纲；
4)判断起钻过程中井底压力与水合物层压力的关系，若此时井底压力低于水合物层压力，则需要降低钻杆上提速度，返回步骤1，直到井底压力大于等于水合物层压力；
S6具体步骤如下：
设计体积的井壁支撑剂注入完成以后，收缩撞击塞限位弹簧释放出撞击塞；打开钻井液泵，通过钻井液注入口向流体注入头内注入钻井液，并推动撞击塞向下运动至钻杆内，最终坐在上胶塞中心位置处；撞击塞堵塞上胶塞中心水眼，在压差作用下上胶塞销钉被剪断，并推动上胶塞下行，上胶塞下行过程中可起到分割井壁支撑剂与钻井液的作用；
撞击塞与上胶塞不断往下运动，直到与下胶塞相碰撞，此时钻头恰好上提到分支井眼与主井眼交叉位置处，分支井眼内被填充满井壁支撑剂；静置24小时等待井壁支撑剂完全固化，起到提高井壁稳定性的作用，同时在发泡剂的作用下，井壁支撑剂内部逐渐形成了联通的孔隙结构，为气体提供运移通道；
S7、具体步骤如下：
在水平井的水平段侧钻若干分支井眼，重复步骤1-6依次向各分支井眼注入井壁支撑剂，进一步提高与水合物沉积层的接触面积，达到提高最终开采率的目的。
10.用于提高水合物藏采收率的储层改造方法，适用于页岩气、煤层气等致密油气层的开发。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911190801 | 2019-11-28 | ||
| CN2019111908018 | 2019-11-28 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111287708A true CN111287708A (zh) | 2020-06-16 |
| CN111287708B CN111287708B (zh) | 2021-06-11 |
Family
ID=71022500
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010167256.7A Active CN111287708B (zh) | 2019-11-28 | 2020-03-11 | 一种用于提高水合物藏采收率的储层改造装置与方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111287708B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114414428A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-29 | 东北石油大学 | 一种评价侵入液对页岩油可动量影响的实验方法 |
| CN115370340A (zh) * | 2021-12-14 | 2022-11-22 | 中国石油大学(华东) | 以油页岩灰-水泥为支撑剂的二氧化碳封存与置换开发天然气水合物一体化方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007010402A1 (en) * | 2005-07-19 | 2007-01-25 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and apparatus for completing a well |
| CN102337895A (zh) * | 2010-07-22 | 2012-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种开采海洋天然气水合物的方法与装置 |
| CN203130037U (zh) * | 2013-03-20 | 2013-08-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种球座式胶塞系统 |
| CN104533287A (zh) * | 2014-11-20 | 2015-04-22 | 西南石油大学 | 一种钻鱼刺状多级分支水平井页岩气储层钻完井和增产系统 |
| CN106285554A (zh) * | 2016-09-07 | 2017-01-04 | 中国石油大学(华东) | 用于固井阶段的井筒压力控制系统及方法 |
| CN108180001A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-19 | 吉林大学 | 泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法 |
| CN109882134A (zh) * | 2019-04-12 | 2019-06-14 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种海域非成岩天然气水合物钻采方法 |
-
2020
- 2020-03-11 CN CN202010167256.7A patent/CN111287708B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007010402A1 (en) * | 2005-07-19 | 2007-01-25 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and apparatus for completing a well |
| CN102337895A (zh) * | 2010-07-22 | 2012-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种开采海洋天然气水合物的方法与装置 |
| CN203130037U (zh) * | 2013-03-20 | 2013-08-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种球座式胶塞系统 |
| CN104533287A (zh) * | 2014-11-20 | 2015-04-22 | 西南石油大学 | 一种钻鱼刺状多级分支水平井页岩气储层钻完井和增产系统 |
| CN106285554A (zh) * | 2016-09-07 | 2017-01-04 | 中国石油大学(华东) | 用于固井阶段的井筒压力控制系统及方法 |
| CN108180001A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-19 | 吉林大学 | 泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法 |
| CN109882134A (zh) * | 2019-04-12 | 2019-06-14 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种海域非成岩天然气水合物钻采方法 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115370340A (zh) * | 2021-12-14 | 2022-11-22 | 中国石油大学(华东) | 以油页岩灰-水泥为支撑剂的二氧化碳封存与置换开发天然气水合物一体化方法 |
| CN114414428A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-29 | 东北石油大学 | 一种评价侵入液对页岩油可动量影响的实验方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111287708B (zh) | 2021-06-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2003220664B2 (en) | A one trip drilling and casing cementing method | |
| US7934563B2 (en) | Inverted drainholes and the method for producing from inverted drainholes | |
| CN102926730B (zh) | 支撑管跟进气液喷射钻进径向井煤层气开采方法 | |
| CN108798608B (zh) | 一种天然气水合物开采系统和方法 | |
| CN104533288B (zh) | 一种钻鱼刺状多级分支水平井页岩气储层钻完井和增产的方法 | |
| CN111287708B (zh) | 一种用于提高水合物藏采收率的储层改造装置与方法 | |
| CN106014346A (zh) | 一种速度管柱配套柱塞气举排水采气方法及装置 | |
| CN106285554A (zh) | 用于固井阶段的井筒压力控制系统及方法 | |
| CN109339855A (zh) | 煤矿井下瓦斯抽采长钻孔套管内连续管射孔分段压裂方法 | |
| CN101942962A (zh) | 气举欠平衡连续管过油管钻井方法 | |
| CN111794723B (zh) | 侧钻井小套管固井方法 | |
| CN112253070B (zh) | 厚煤层顶底部联动水平井分段造缝洗煤消突方法 | |
| CN202108424U (zh) | 油井射孔压裂及排液一体化管柱 | |
| CA2538548A1 (en) | Methods and apparatus for placement of well equipment | |
| CN111535743B (zh) | 一种海洋天然气水合物储层改造器具及使用方法 | |
| CN106223898B (zh) | 一种二开水平井固完井一体化管柱装置 | |
| US3610346A (en) | Method for oriented emplacement of well casing to achieve directional drilling | |
| CN106499334A (zh) | 井下滑动密封工具、无限延伸钻井装置及其钻井方法 | |
| CN100419203C (zh) | 回收式斜向器装置 | |
| CN108979583A (zh) | 一种侧钻井分层分段固井装置及使用方法 | |
| CN115822530A (zh) | 一种长水平段带压钻杆传输通洗井射孔一体化工具及方法 | |
| CN112031704B (zh) | 溶洞漏失井段的爆炸筑巢堵漏方法 | |
| CN205297334U (zh) | 用于煤层气井连续油管输送水力喷射钻孔装置 | |
| CN205297495U (zh) | 喷砂射孔器 | |
| CN109458158B (zh) | 一种用于煤层气水平井的开采装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20210308 Address after: 257045 north two road, Dongying, Shandong 271 Applicant after: China University of Petroleum (East China) Applicant after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Applicant after: CNPC OFFSHORE ENGINEERING Co.,Ltd. Address before: 266580 No. 66 Changjiang West Road, Huangdao economic and Technological Development Zone, Qingdao, Shandong Applicant before: China University of Petroleum (East China) Applicant before: CNPC OFFSHORE ENGINEERING Co.,Ltd. |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |