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2-海上疏松砂岩压裂防砂工艺的改进

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海上 疏松 砂岩 压裂防砂 工艺 改进
资源描述:
胜利石油管理局井下作业公司海上疏松砂岩压裂防砂工艺的改进一、引 言 埕岛油田位于渤海海湾南部的极浅海海域,主力含油层系馆陶组油藏构造简单,具有埋藏浅、压实作用差、物性好的特点,属于常规稠油、高渗透、高饱和度的构造 —— 岩性层状油藏。 目前通过采用压裂防砂,提高海上油井的防砂成功率,延长防砂有效期。 由于受海上条件限制,海上开发井以丛式井组的定向斜井为完井模式;海上油田馆陶组油藏天然能量不足,导致油藏压力下降快。由于以上条件的限制,给常规防砂施工带来很大难度,导致施工与设计符合率低,易出现砂堵,因此需对常规压裂防砂进行了改进。二 . 压裂防砂工艺改进1、采用海水预处理 根据达西定律,储层中流体向井内渗流属于平面径向流,它的产量公式为:当( >0时, ( <0时, 防砂施工时可以认为漏失量。对老井压力系数明显降低, | 值增大,造成漏失量增大。为了降低漏失,正式施工前注入一定量的海水,使井筒附近形成暂时的高压区,以降低 | 值,从而降低漏失量,保证施工成功。)/)(2 2、进行多裂缝的判断和控制由于油井斜度大,油层多,施工中产生多裂缝的机率增大。多裂缝使压裂液 (和支撑剂 )必须由相当多个数量的压裂裂缝所共同拥有,压裂裂缝将更短和更窄;净压力和泵压增大;液体滤失增加;极大地增加了脱砂的可能性。通过阶梯降测试可以判断多裂缝的存在。在阶梯降测试时,监测环空压力变化,可以了解入口摩阻大小,入口摩阻由射孔孔眼的摩阻和邻近井筒区域摩阻组成。 大斜度井、多层压裂井,多裂缝具有普遍性,主要采取以下措施加以控制。1)减少射孔段的长度。2)使用高的排量和高的压裂液粘度。3)使用支撑剂段塞来堵塞多裂缝。3、支撑剂的选择18)(2 支撑剂在输送过程中的沉降是影响缝中铺砂浓度的重要因素,进而影响到填砂裂缝的导流能力 。 单颗粒在液体中的自由沉降方程为斯托克斯沉降等式从斯托克斯沉降等式可以看出,颗粒的沉降速度除与颗粒的粒径和液体粘度有关外,还与颗粒与液体的密度差成正比 ,为了降低沉降速度,在保证满足油层支撑剂强度的条件下,选用了 颗粒的沉降速度明显降低。根据 150口压裂井的资料统计,目前所用压裂液配方的摩阻情况如右表从表中可以看出在相同排量下 739以选用 89裂液近似为幂率流体,剪切速率逾大,视粘度逾小。油管流动中的牛顿剪切速率为:从上式可以看出,液体的剪切速率与油管直径成反比,油管直径越大,剪切速率越小,有利于压裂液粘度的保持。排量 /(m3/管柱型号 /阻 /(00m)3 3 3 3 3 3 3 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 3、管柱结构选择管柱型号 排量 100柱结构选择根据以上公式,施工排量为 3m3/91m/s,剪切速率为 1160.8/s;施工排量为 3m3/ 73s,剪切速率为 2138/s。  1 n<1阻 121)2)填工具及防砂工艺改进 由于海上油井的斜度增大,出现球与球座密封不严、施工时携砂液将球座冲坏,循环充填时携砂液返至套管工具以上,如果发现不及时可导致砂埋工具等严重事故。 针对大斜度井这种情况,对防砂充填工具进行了改进。将投球打压座封改为带球下井,保证在斜井段球与座封之间的密封。 另外在大斜度井上应用逆向充填工具。该工具采用大皮碗过盈配合,保证密封效果,不需座封,所以不存在球与球座间的密封问题。采用砂浆反向循环可防止产生空洞 ,不存在砂浆前沿砾石沉降并在层段底部堆集的情况,保证充填效果。 现场应用效果2006月,在埕岛油田进行压裂防砂 30口井,35井次,施工一次成功率 有效率  施工的 30口井中,全部井均采用了 89 28口井进行了海水预处理和阶梯降测试,通过测试了解了地层漏失情况,对漏失量大的井及时调整了前置液量、排量等施工参数,对多油层、斜井全部采用了支撑剂段塞,有效地抑制多裂缝的产生,保证了施工成功;对井斜超过 50º的井,充填工具采用了带球下井或采用了逆向充填防砂工具,采用逆向充填防砂的 5口井中,有两口井井斜超过了 60º,施工正常,避免了事故发生。四、结 水预处理可以降低滤失量,了解地层亏空情况。撑剂段塞可段塞多裂缝,降低砂堵风险。裂防砂实践证明,压裂防砂具有增产和防砂的双重作用。过管柱优化和充填工具选择,解决了大斜度井的施工问题,降低了施工风险。谢谢大家
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