简介:龙凤山气田是以特低孔、特低渗储层为主的构造—岩性气藏,水平井分段压裂改造中采用的可钻桥塞通径小,压裂结束后需将桥塞钻掉,既延长投产周期,又增加施工风险。大通径免钻桥塞配套可溶球的分段压裂技术中,大通径桥塞拥有足够大的流通通道,可溶球在压裂阶段具有可靠的密封性,压裂完较短时间内可形成流道,允许桥塞留在井筒内,不干扰后期放喷或生产。室内开展了可溶性球在不同温度清水、原胶液和返排液中的溶蚀实验,发现可溶球在清水中几乎不溶解,在原胶液或返排液中均可溶解,在95℃返排液中完全溶解需要约90h,完全满足分段压裂时间的需要。在龙凤山气田3口井进行了大通径免钻桥塞射孔联作分段压裂先导试验,压裂注入总液量15078m3,最高泵注压力66.9MPa,停泵压力15~34MPa,平均注入排量7.8m3/min,压后日产气14.16×104m3,日产油22t,与易钻桥塞工艺相比节约施工时间6d,节省费用43万元。该技术施工后可直接进行放喷投产,充分发挥了压裂投产一体化优势,在致密低渗气藏开采中具有一定的推广价值。
简介:摘要:随着长庆油田水平井开发数量的增加,常规分段压裂技术已不能满足水平井施工的需要,而水力泵送桥塞分段压裂技术具有施工排量大、分段压裂级数不受限制、压裂周期短的优点,在水平井体积压裂方面得到了广泛的应用。该技术采用射孔和桥塞带压联作,通过压裂泵车送入预定位置进行坐封桥塞射孔,提高了体积压裂的效率。本文将对水力泵送桥塞压裂设备与工艺流程、工艺特点、工艺优化及在现场的实际应用情况作详细的阐述。
简介:摘要:自50年代初期我国自美国引入压裂技术以后,截止到2018年末,我国油田共完成了超过40万次压裂井作业,其中水力压裂技术占比超过85%,可见我国压裂技术以水力压裂为主。但我国使用的水力压裂技术源自美国堪萨斯州大县气田研发的压裂技术,经过数年我国油田企业的不断优化和完善,已经逐步形成了一套成熟完善的压裂工艺体系,其工艺流程简单、施工液量少、排量要求低等特点,基本满足我国石油开发以及增产需求。但在进入油田末期开采阶段后,低孔径、低渗透、低压力油田比例的不断增加,现有压裂技术的施工效果逐步下滑,为了确保石油产量,满足我国经济发展的能源需求,需要对压裂技术进行进一步的攻关研究。
简介:摘要:为了解决龙凤山油气田北213区块火山岩储层水平井压裂改造过程中常规压裂施工规模小、储层改造效果不理想等问题,通过与国内外同行业压裂改造工艺对比分析,总结提出了泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂工艺。该技术通过压裂车泵送的方式将大通径桥塞及射孔工具串泵送到设计位置,通过地面点火装置进行桥塞坐封和逐簇射孔,起出工具串后进行压裂施工,该工艺压裂位置准确,光套管压裂施工排量大,改造效果理想,而且压裂段数不受限制。北213-12HF井压裂裂缝监测结果表明,火山岩储层天然裂缝比较发育,泵送桥塞一段多簇体积压裂工艺比常规压裂工艺更利于利用应力干扰,形成复杂缝网,与相同储层条件下的邻井相比,单井产量提高了30%~50%,达到了“体积压裂”的效果。