英文论文翻译 2.doc

使用膨胀式封隔器跨式系统 刺激多砂压裂处理的裸眼完井C. Campbell, Pinnacle Wellsite Consultants; R. T. Brooks, SPE; T. Davis, SPE, TAM International著，张自然译版权归2011年石油工程师学会：本文是为在美国科罗拉多州丹佛举行的SPE年度技术会展上演示准备的。2011年10月2日11月30日。 摘要：一个来创建多裂缝裸眼完井与多砂压裂处理的新的方法成功部署在加拿大。较之传统方法，这个新方法,利用膨胀式封隔器系统,允许跨所有潜在的补偿时间间隔是有效刺激。这种新方法刺激开孔,没有永久封隔器和压裂套筒或硬质衬，获得降低完井成本和提高生产的结果。为了有效、更经济的方式刺激这些井，经过验证的技术，修改执行多砂压裂处理时没有使用硬质衬。该系统可以部署在连接管或软管处。肯萨斯喀彻温省东南部和马尼托巴西南是一个主要候选试验测试点，由于其低处理压力和砂卷。封隔器与球激活压裂套筒,或硬质衬和孔眼将压裂处理线圈油管。其中的一个主要担忧是保证的常规衬方法知道破裂被放置的部位。没有办法确定有足够的环形隔离,确保在任何计划的压裂处理被放置。使用跨系统5米(16.4英尺)间隔允许操作员知道压裂被放置在石油储集层。知道压裂的位置可以清晰提供的时候,分析生产结果。生产作为裸眼完井可能添加增量生产从天然裂缝性间隔,否则会被封锁和水泥。此外,由于没有衬，一个裸眼完井提供了灵活性,干预或添加额外的侧面部分,产生了一个限制。主要考虑的工具的开发目的是抵制侵蚀和工具操作将会讨论。案例记录将呈现突出工作过程以及经济的优势使用膨胀式封隔器跨系统。取得了减少不到完成衬管完井40%的刺激成本。介绍整个行业一直在寻找方法来有效地完成多级压裂处理以及开发来减少完井成本的方法。在低渗透率页岩储层普遍接受的完成方法是钻水平井和试图创建多个横向压裂将碳氢化合物压到井筒。这个石油储集层是只有同样大刺激量,这是导致许多运营商创造尽可能多的压裂,技术和经济允许。在巴肯萨斯喀彻温省东南部主要位于加拿大和加拿大马尼托巴省西南部。硬质衬板通过插头和完善方法或水喷射穿孔追踪与线圈管完成。受益于这个系统是有阶段的，数量没有限制。对压裂的处理可以改变位置。也可以创建深埋隧道喷射的形成有助于确保横向断裂传播喷出的隧道。有些挑战是在泵的速率限制以及后处理大体积的支撑剂流。同时固井中的衬垫可覆盖的自然裂缝，否则可能影响生产区（Themig，2010）。另一方法是用开孔完成包装和球压套活性。这种方法的一个主要的好处是不需要时间来完成压裂的处理。没有水泥，实现了从自然发生压裂或产生裂纹。有一些限制，可以进行这样的阶段数的限制，降低泵的速度由于在井底需要较小的限制，并有相比，在操作上的问题例小于其他方法的灵活性。通过压裂集群的穿孔可以提出一些固有的问题。有可以在穿孔，由于质量和支撑剂造成的困难面前改变方向的动量集群支撑剂分布不均衡（Daneshy，2011）。一个使用充气式跨隔系统进行多段压裂的处理新方法。这种成熟的技术，已被修改，以允许多砂压裂提供了一种方法，提供了利用上面描述的最好的两个方法的能力。新方法的探讨利用上面介绍了效益的一种方式，消除固有的局限性打方法是设计一个裸眼完井，可以用可回收井下设备的启发，使充分利用开孔.为了实现这一方式可以传达一个跨系统的连接管或管，被设计为允许多个的压裂处理在一次运行中进行。显然，这个系统会对速度和压力做出比较，通过一套处理约束方法，但也有许多地区如马尼托巴西南和萨斯喀彻温省东南地区，在较低的刺激的压力和抽水率已成功地显示出改善的一个很好的价值。有许多的优点，一个跨系统将提供用于进行多砂压裂的处理. 一个更明显的是消除安装一套系统的成本。通过消除生产裸眼衬垫失效或腐蚀问题. 下面的实例将突出这种优势。开孔跨系统将带来操作上有许多优势。一个跨系统将允许操作者知道压裂已实施。一些作者，通过仿真和实例，表明压裂可以在封隔器启动（Daneshy席位，2011；Roundtree，2009）。对于一个线性系统采用开放式封孔器和球活性压裂套，两封隔器增加之间的环形空间的压力，轴向力由活塞效应作用于外层。这种轴向力可以帮助在封隔器座发起的横向断裂。这是一个基于井眼，钻在最小主应力方向。这反过来又可以创造出一种让压裂太近（在一封隔器两侧潜在的横向断裂），或太远，离开的横向受激实质性的部分，如图1所示。充气式封隔器跨系统提供实时的灵活性。基于压力反应的开始阶段，该阶段可以取消或修改。其他阶段可以添加实时衬砌结构处理上的开孔。如果你发现在高压侧裂压力，可能表明一个贫穷的岩石区，你可以停止阶段，只要4.5米的移动（15英尺）并再次尝试没有失去超过100米的隔间的风险。在任何给定的区域，使用实时压力和注射速率反馈使操作员能够最大限度地裂缝的有效性。处理尖井很难用球压套衬垫系统激活。具有阶段性压裂的处理需要大量的小口径球坐在井的底部。通常最小的三球座尺寸为0.908“，1.033”，1.158“。这些限制产生摩擦和压力下降导致缺陷率和支撑剂体积。结果是潜在的处理效果不佳的井尖. 在大多数情况下，摩擦压力损失在井尖处理是最小的。图2显示了典型的横向长度为1200米（ 4000英尺），和治疗与60mm（3 / 8“）管（最坏的情况下），需要处理的井底和井口的附加压力为7兆帕（1000 psi）在主题区域为典型的处理率。井底间隔可以被视为在预定的速率和支撑剂体积。水泥衬里，压裂处理中窜胶结差间隔无法检测。创建一个紧密间隔的横向裂缝网络是可能与膨胀式封隔器跨系统的无差水泥工作通过的问题。紧密间隔的压裂与球激活断裂套筒是成本高昂的。充气式封隔器跨系统还允许直接回流，这已被证明是非常有益的（Crafton，2007）。 图3是一个裂缝破裂压力随水平井的测量深度显示系统采用无限制探测井尖。工作是运行在73毫米（2-78“）管和压裂放置每50米（164英尺）从井头到井底在一人（2400英尺）的时间间隔。趋势线显示，有一个减少的只有约3兆帕（435 psi）的摩擦压力。除了由泵通过一个工作指令或摩擦压力损失进行了测试，以确定哪些压降，和可能的风沙侵蚀，通过设置机制。聚合物流体充满沙子通过泵系统在不同的泵速率。图4显示了通过系统的压降。可以看出，只有0.69兆帕（100 psi）是失落时抽1.6米/分钟（103桶/分钟）通过设置的头部和上封隔器心轴。充气式跨隔测试系统充气式跨隔系统已超过30年，已经非常成功的确定酸刺激和流量测试井入水点。开孔充气包装机可以多次设置在一个单一的服务，和封隔器之间的间隔距离根据不同的应用而异。配套设计的密封在皱纹或椭圆形钻孔。到现在为止，系统并没有被用于泵的侵蚀，将不可避免地发生由于支撑剂的压裂增产。 在多砂压裂环境使用证明跨系统，对充气包装部件必须被修正，土壤侵蚀潜在的治疗过程中不影响操作的工具。一些碳钢样品表面处理通过各种各样的方法。然后将这些样品进行磨损试验来确定哪些过程是最适合于预期的环境。最终决定使用哪种方法不是基于最难完成而是加强表面但也留下了一些可靠的操作灵活性。大部分的暴露与含沙流体流分量侵蚀相对便宜，可称为消耗品，所以一些侵蚀可以容忍的。一个流回路进行试验，确定多少，如果任何侵蚀发生在预期的破坏计划。测试设置泵200吨20 / 40支撑剂在500公斤/立方米砂浓度线性瓜尔胶高分子（4.2分）1立方米/分钟（6.29桶/分钟）。测试的目的是要在每50吨沙子来检查侵蚀停止。共200吨沙子后，没有视觉符号的侵蚀进行检测。泵的速率被提高到1.3立方米/分钟（8.2桶/分钟）的一个额外的15吨沙子。停止试验和所有的碎片被证实没有迹象表明侵蚀。进行验证，进行流量测试组件没有有害的侵蚀/损伤，可以妥协的多空充气操作是成功的通货膨胀和通货紧缩的测试。工具结构在不同的跨配置多个田间试验，确定了最佳的方法是有一个500万（16.4ft）的上封隔器的底部和下封隔器顶部之间的间隔。工具总长度约9米（30英尺），将纳入工作线圈管注油器。5米（16.4英尺）的间隔允许的断裂位置准确的记录。这很重要，因为研究表明随机裂缝分布会导致差的流动模式和穷人水库排水（daneshy，2009）。夹头扼流系统是用来转移液体膨胀封隔器。一个32mm（1-1 / 4“）球是流传于夹头扼流圈球座。一旦球在夹头扼流圈座封隔器膨胀到所需的压力。通货膨胀的压力通常为50至60%的预期的起裂压力。懈怠管重量到包装套锁在充气元素的通胀压力，可以使球被开除。球会在底部封隔器之间的土地和封隔器陷阱子放在的地方是9.5毫米（3 / 8）不锈钢控制线运行外部从顶部封隔器下封隔器和用于充气、放气两封隔器同时。控制线是由一个专门设计的多孔短节受侵蚀，图5。由一个单一的控制线连接的包装，包装的设定条件是已知的。是没有出路的，上封隔器可以设置和下封隔器不使用这种方法。这确保膨胀封隔器之间的刺激治疗积极安置。 在下封隔器是一个坚实的公牛，停止任何插头交叉流过下工具和部队的所有泵浦流体出口之间的封隔器。下面的固体交叉是穿孔子里面存储式压力计。在压裂间隔/区上部环可以监视在表面以确定是否骨折传播到上封隔器。与运行的最初关注的是如何确定是否骨折在下封隔器生长。的压力数据从下面的封隔器评估将决定，岗位工作，如果有任何的早期阶段交叉下封隔器。迄今为止，还没有数据表明工作压力后检查。一旦一个阶段完成，张拉对封隔器，以清除他们，和放气过程启动。通常在一分钟内包装是免费的，但是一个较长的等待时间通常是用来验证两封隔器解封。封隔器然后立即移动到下一个间隔的同时，井泵下油管和套管，使砂不会倒流的工具。一个球再次循环到夹头扼流圈球座和重复该过程。在屏幕的事件，简单的拉张力对释放封隔器和反出多余的砂和移动到下一个间隔。感兴趣的领域 该地区本案的历史感兴趣的是在马尼托巴西南部。威尔斯在巴肯/三叉形成完成。储层厚度约为2000万（65.6ft）。孔隙度的范围从10%到14%。最高的渗透性可以左右。05。5马里兰州地层压力是正常的低11.7个千帕/米相对较低的压裂梯度（0.52磅/英尺）。地层真垂直深度约900米（2952英尺）。与大多数非常规油气藏的形成横向和纵向非均质。个案史 三威尔斯钻在一英里的另一个。三威尔斯在巴肯/三套1200米的横向长度完成（3936英尺）。这是用线圈管喷射压裂系统治疗。十六个阶段的顺利进行。最初的产量为9立方米（57桶）的油9.0m3（57桶）的水。下井完成后采用开放式封孔器、球压套活性。这也有一个1200米（3936英尺）的侧。十六个阶段是成功治疗。这是14立方米的初始生产（88桶）的油和13立方米（82桶）的水。第三完成，赤着脚，与充气后跨隔系统。横向长度为600米（1968英尺），在最初的两个威尔斯的一半。八个阶段是成功治疗。最初的产量为12立方米（75桶）的油和14.5立方米（91桶）的水。下面的表总结了三个案例的历史和比较成本。自膨胀式封隔器跨系统是一种服务，增加更多的间隔是影响成本。完成类型横向长度初始生产完成成本烧结衬1200米(3936英尺) 9.0立方米(57 bbls)石油9.0立方米(57 bbls)水380000美元cdn包装工和压裂 1200米(3936英尺)14.0立方米(88 bbls)石油13.0立方米(82 bbls)水320000美元cdn充气跨 600米(1968英尺)12.0立方米(75 bbls)石油14.5立方米(91 bbls)水130000美元cdn允许处理压力14MPa（2030 psi）与最大35MPa（5075 psi）。泵的流量为800升/分钟（5桶/分钟）、支撑剂浓度上升到600公斤/立方米（5 PA）。该井压裂与充气跨隔系统有显着更好的生产速率时考虑横向长度是威尔斯前两个半。同样重要的是在190000美元的CDN完成成本降低。自充气式跨隔系统是一个服务型经营，增加更多的阶段不显著增加的完井和增产的价格相比，增加井下硬件。其他应用程序作为一个自然发展的过程,水平井,需要重新刺激需要实现低得程序。有许多案例记录如何在非常规储层低得项目都取得了提高生产速度等于或大于初始生产速度(文森特,2010)。设计一个低得治疗衬垫系统可以有操作复杂性和局限性。没有低得治疗已被尝试用手中的那个充气跨式双封隔器系统在写这篇文章。我们可以很容易地看到,进入一个裸眼完井和一艘充气跨式双封隔器极大地简化了设计一个低得治疗。在这样一个低得处理将使用相同的井下工具设置为初始裂缝处理。这个充气跨式双封隔器系统已经用于拭子评价开放球激活压裂袖子来确定水入口点。结论有很多用于水平威尔斯进行多级骨折