哈里伯顿固井工艺及固井新工具
哈里伯顿水平井压裂新工艺SurgiFrac介绍
水平井压裂新工艺介绍•SurgiFrac水力喷射压裂工艺哈里伯顿能源服务公司提高低渗低孔水平井的产量通常的水平井完井方式套管固井割缝管/筛管加封隔器割缝尾管或裸眼井垂向渗透性(Kv)core=0.001md(Kv)plug=0.1md(Kh)core=0.2md(Kh)plug=0.2md薄泥岩层~0.05in(Kv)plug/(kh)plug=0.5(Kv)core/(kh)core=0.005泥岩层影响水平井产量水平井压裂改造•制造横切或纵向的裂缝•避免同时产生多裂缝•消除裂缝弯曲横切裂缝纵向裂缝SurgiFrac（水力喷射压裂）:是一种精确有效，可在单井中选择裂缝的位置并产生多个裂缝的增产方式。
Dr. Jim Surjaatmadja(发明者)哈里伯顿能源服务公司喷射泵技术•把一束流体的动能转化成多束流体的压力（势能）的技术•Boost pressure(压力提升）:使低能量的流体的压力的提升。
应用于人工举升，及混浆系统W f W jW a水力压裂•1948 年Stanolind油气公司首次采用•现今的压裂技术的发展:–提高压力，排量，采用大型压裂，提高砂比–采用人工支撑剂–改变携砂液种类：CO2, N2 泡沫, 胶液, 柴油, ...•裸眼井压裂–尝试过一些方法但不可行性：–砂塞，化学塞….–跨式双封隔器–Hail Mary（超高排量压裂）: 80 m3/min用传统压裂工艺产生小裂缝封隔器小裂缝造成液体逃逸出封隔层压裂液出口SurgiFrac 工艺过程压力分布流体的流动高Bernoulli’s公式:v2/2 + p/ρ= CSurgiFrac是如何工作的...•一定要知道裂缝的方向( 30 度以内)•喷嘴位置就是射孔位置，和裂缝产生的位置。
•Bernoulli 效应使裂缝入口处的压力在井筒中处于最低。
•环空的液体补充支持裂缝增长SurgiFrac 概念开始射流环空注入压力分布低高SurgiFrac 概念低沙比携砂液冲击并产生洞穴环空压力比裂缝产生所需要的压力低200 psi(1.38 MPa)压力分布低高SurgiFrac 概念开始的时候,射流被反射回环空压力在洞穴底部提高压力分布低高SurgiFrac 概念液体在洞穴中集聚使压力升高产生裂缝压力在洞穴底部提高压力分布低高SurgiFrac 概念射流使环空液体被吸入洞穴初期裂缝开始生成，液体得以进入地层压力分布低高SurgiFrac 概念环空液体不断被吸入洞穴压力的最高点裂缝继续增长压力分布低高可能应用SurgiFrac的完井方式Chertno acid in curvefor re-entryshow of hydrocarbonacid frac sand fracLimestone Sandfrac with acid经济投入的对比对设备需要的减少体现出经济效益SurgiFrac: 作业时间缩短–一趟管柱油管注入排量：16.5 BPM @ 7200 psi or 2.62 m3/min @ 49.6 Mpa.(2911 HHP)环空注入排量：6 BPM @ 434 psi or 0.95 m3/min @ 3 Mpa. (64 hhp)5-7台压裂车/混砂车。
油井水泥、外加剂_以及固井工艺技术
固井工程处固井技术研究所
马小龙
概
述
随着石油勘探开发事业的发展，钻井技术的进步给固井提出 更高的技术要求。用纯水泥固井已成为过去，一代又一代的油井 水泥外加剂问世，用以改善水泥浆性能，使之能适应深井或超深 井、特殊井复杂地层等的固井施工，达到封隔地层、支撑套管和 地层、保护油气层、延长油井寿命和提高石油采收率的目的，同 时外加剂的应用水平的提高反过来也促进固井技术的发展。如今， 固井工程已成为石油工程、化学工程、硅酸盐科学、高分子科学、 流变学等多学科互相渗透的综合学科。
第二节 油井水泥外加剂
在钻井过程中，水泥的用量是相当大的。油井水泥的外加剂 是用来调整水泥浆性能的化学助剂。50年代，固井被看作是一门 “技艺”，而70至80年代它已成为多种学科互相渗透的综合科学 “固井学”了。外加剂的作用和地位超过了水泥本身，有人认为 “油井水泥总是作为外加剂的载体用于固井工程中”。外加剂是 指掺入量小于或等于水泥重量5%，主要通过物理或化学的作用使 水泥浆达到某种性能。油井水泥外加剂主要可分八大类型：
未能及时监测到油气上窜，井控失效
– 负压力测试解读错误，油气井完整性未满足要 求，就进行下一步的施工 – 井控监督未及时下达指令 – 紧急停车系统失效，造成油气点燃
油气在深水平台上点燃
– 导流至泥浆天然气分离装置时天然气泄漏至钻 机平台 – 消防系统未能组织油气点燃
紧急封井器未能及时密封
– 紧急封井器未能封住井口
环空水泥密封性差
充氮水泥体系复杂，影响因素
多 水泥浆体积少，易受污染（充 氮水泥45桶） 未加降失水剂
未进行全面的室内实验
充氮水泥可能稳定性差，氮气 会上窜
哈里伯顿水平井测井技术
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按钻遇的目的层划分 水平井大致可分为开采一个均匀水平砂岩储集层的水平井 （图2a），开采一组倾斜砂岩储集层的水平井（图2b），开采 个倾斜砂岩储集层的“巷道”水平井（图2c）和开采一组高角 度裂缝性碳酸盐岩储集层的水平井（图2d）四大类。
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按钻井目的划分
水平井可分为勘探水平井、开发水平井和老井 挖潜开窗侧钻水平井。 目前，世界上所完钻的水平井大都是开发水平 井，其主要目的就是提高原油产量和最终采收率， 只有少数井是勘探水平井。随着水平井技术的进一 步发展与完善，水平井在勘探领域的作用将会变得 越来越大。
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水平井测井技术的使用条件
随着井斜角的逐渐增大， 井下仪器与井壁的摩擦力Ff也 不断增大，井下仪器向井底方 向运动的分力FB逐渐减小（图 3）。当井斜角增大到约65° 时，井下仪向井底方向运动的 分力FB减小到一个临界值，即 该分力约等于井下仪器与井壁 的磨擦力，这时，井下仪器再 也无法借助于自身重力向井底方向运动，测井电缆下放井 下仪器的作用消失。因此在井斜角大于 65°的大斜度井和 水平井中，必须借助外力将井下仪器推至井底，以便进行 测井。
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水平井概况-国内
到目前为止，胜利油田所钻水平井最多，总井 数已达二百余口，特别是最近几年，胜利油田成功 地钻成全国首创的旧定向井内套管开窗水平井草2012侧平13井、阶梯式水平井临2平1井、海油陆采大 斜度定向井郭斜11井、单井蒸汽驱重力辅助泄油式 水平井草南SWSD-平1井、水平位移最长的水平井埕 北21-平1井（斜深4837.4m、水平位移3167.9m）、 第一口分支水平井桩1-支平1、支平2井等，可以说， 胜利油田的水平井钻井技术始终走在了全国的前列。
哈利伯顿固井工艺及新工具介绍
下部井段使用合成基ChannelSeal™
• Use Water-Based ChannelSeal™ as a Lead Slurry Use 使用水基ChannelSeal作为领浆 • Extended Gel-Time Cement Slurry 凝结时间延长的水泥浆
CBL with Synthetic Based ChannelSealTM 合成基ChannelSeal CBL测井结果
• Placed In Well Prior To Running Casing • Casing Installed and Cemented • Easily Displaced But Will Set If By-passed • Performance Range
• 55°F (10°C) to 300°F (175°C) • BHP of 12,500 psi (highest tested)
Mud Conditioning 泥浆处理
LOW MOBILITY MUD MOBILE MUD
FILTRATE
FILTRATE
CEMENT
FILTER CAKE CASING
FORMATION
Comparison of Annular Clearance to Primary Cementing Success 环空间隙对固井质量的影响
• 下套管前注入 • 下套管和固井 • 容易顶替，即便窜槽 也能封固 • 性能
– 55°F (10°C) to 300°F (175°C) – BHP of 12,500 psi (highest tested)
• No Spacer Is Needed For Separating the ChannelSeal™ Fluid From the Cement Slurry Or Improving Mud Displacement
俄罗斯固井质量测井仪器与哈里伯顿INSITE系列测井系统的挂接
俄罗斯固井质量测井仪器与哈里伯顿INSITE系列测井系统的挂接【摘要】本文介绍了俄罗斯固井质量测井仪器的基本特性及功能，重点是解决了实际生产中不同测井系统挂接的需求。
针对俄罗斯固井质量测井仪器与insite系列测井系统挂接之间存在的问题，包括gector地面采集系统的挂接；gector地面采集系统深度信号的获取；地面系统的供电组成；井下仪器3芯接头与insite系列19芯接头的转换问题等，提出了合理有效的解决方案，实现了两套不同系统之间的挂接，充分利用测井资源，提高了测井生产时效。
【关键词】声波变密度水泥胶结质量仪器挂接地面采集俄罗斯固井质量测井仪器即俄罗斯mak2—sgdt测井系统，采用声波变密度（mak2）和伽玛密度（sgdt）测井仪器相结合的组合形式定量的评价水泥胶结质量。
这套系统主要包括声波变密度测井仪、伽玛密度测井仪、gector地面采集箱、mak电源箱。
insite系列测井系统是美国哈里伯顿公司在excell2000系列测井系统基础上研制的新一代测井系统。
俄罗斯固井质量测井仪器和insite系列测井系统在测井中具有很大差异，测井系统整体结构大相径庭。
而俄罗斯固井质量测井仪器可以与insite测井系列在测井过程中的功能互补，通过两套系统的挂接，使两套系统在实际测井操作中协调工作，共同发挥它们的作用。
1 俄罗斯固井质量测井仪原理俄罗斯固井质量测井仪器采用声波变密度（mak2）和伽玛密度（sgdt）仪器相结合的形式评价水泥胶结情况。
mak2不提取首波绝对幅度的大小，而是研究首波的幅度衰减和时间特性；它测量首波到达接收器的时间、接收器记录的首波衰减、首波时差及首波衰减系数。
因此，mak2声波变密度仪器是通过测量首波衰减情况来评价第一、第二界面胶结质量。
sgdt伽玛密度仪器是通过放射源来反映水泥环的密度情况。
经过计算机处理，能够得到套管壁厚曲线、偏心率曲线、水泥平均密度曲线等。
通过这两种仪器测量的成果曲线信息，结合常规资料和地层密度等资料进行综合解释，综合评价水泥胶结质量、确定水泥返高和自由套管井段、检查套管损坏位置、检查套管程序以及确定套管相对与井壁的偏心率等。
国外页岩气水力压裂技术及工具一览
国外页岩气水力压裂技术及工具一览页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。
国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。
这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。
从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。
从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。
在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。
1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。
根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。
水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。
水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。
目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。
哈里伯顿垂直钻井系统
节约水资源
垂直钻井系统采用高效的水循环 利用技术，能够减少对地下水的
开采和利用，节约水资源。
促进可持续发展
垂直钻井系统符合可持续发展的 理念，有利于保护环境和生态平 衡，推动经济社会的可持续发展。
对社会经济的推动作用
1 2
创造就业机会
垂直钻井系统的建设和运营过程中，需要大量的 人力资源和技术支持，为社会创造了就业机会。
随着技术的不断进步和应用需求的增加，哈里伯顿垂直钻井 系统将进一步发展智能化、自动化技术，提高钻井精度和安 全性，为矿产资源开发提供更高效、安全、环保的解决方案 。
05
哈里伯顿垂直钻井系统的价值与影响
对石油工业的价值与贡献
提高钻井效率
垂直钻井系统采用先进的钻井技术和设备，能够显著提高钻井效 率和成功率，缩短钻井周期，降低生产成本。
03
哈里伯顿垂直钻井系统的市场分析
市场需求分析
石油和天然气开采
随着全球能源需求的增长，石油和天然气开采行业对钻井技术的需求持续增加， 哈里伯顿垂直钻井系统在开采深层油气资源方面具有显著优势，因此市场需求较 大。
基础设施建设项目
垂直钻井系统在基础设施建设项目中也有广泛应用，如桥梁桩基、高层建筑桩基 等，这些项目的不断增加对垂直钻井系统的需求也相应增长。
竞争格局分析
市场竞争激烈
垂直钻井系统市场上存在众多竞争对手，包括技术实力雄厚 的国际企业和专业化的国内企业，市场竞争十分激烈。
差异化竞争
哈里伯顿垂直钻井系统凭借其技术优势和品牌影响力，在市 场上占据一定份额，但其他企业也在不断进行技术研发和创 新，形成差异化竞争的格局。
市场趋势与前景预测
技术创新推动市场发展
哈里伯顿垂直钻井系统
固井工艺技术介绍
DRI
固井可能带来的危害
涩北气田气层埋藏浅，分布井段长（408.0-1738.2m），层数多（54-79），气水界面复杂, 浅层气、浅层盐水活跃。台H6-1井、台6-7井，一开钻至800m下入表层套管固井后，候凝过
程中套管外地表窜出盐水和水溶气，被迫报废
台 H6-1 井 339.7mm 表 层 套 管 固 完井候凝时，北东方向约 250 米冒气水后目前情况 台 6-7 井 273mm 表层套管固 完井候凝时，地表窜出盐 水和水溶气
前 言
DRI
固井可能带来的危害
井喷——灾难性后果（墨西哥湾事故）
灌香肠、插旗杆——整井报废，单井段报废，经济损失巨大
挤毁套管——整井报废，单井段报废，经济损失巨大 油气水窜——单井段报废，降低开发效益
环空带压——开发隐患，增加作业成本、环境危害
超缓凝——延长作业时间、增加作业成本 返高不够——降低封固质量，增加补救作业成本 过早套损——单井报废，增加作业成本，降低开发效益
～100kN于悬挂处→憋压剪断球座销钉→开泵进行循环钻井液→
注前置液→注水泥浆→释放钻杆胶塞→替钻井液→钻杆塞与空 心耦合（耦合前降低替入排量） →碰压→放回压，检查浮箍是 否倒流→上提中心管，循环出多余的水泥浆→起钻候凝。
－24 －
钻井研究院
第一单元
固井工艺技术
DRI
尾管固井
－25 －
尾管悬挂器
专门研究如何用化学方法解决固井过程中遇到的问题。
具体地说，水泥浆化学就是通过研究水泥浆的组成和性 能，且予以科学地控制和调整，最终达到封隔地层、保 护储层和支撑套管的目的。
－32 －
钻井研究院
－23 －
钻井研究院
第一单元
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• • Lafarge G Cement + 40% SSA-2 + 80% MicroMax Lafarge G Cement + 40% SSA-2 + 80% MicroMax + 0.5% SA 541 + 1.2% Halad®-413 + + 0.5% SA 541 + 1.2% Halad®-413 +
Element Length
• • • •
1,000 PSI rated 压差1000 PSI Standard API casing sizes 标准套管尺寸 Custom sizes available 尺寸可定制 Installed at wellsite or pipe yard 在现场或车间安装
4.5inx8.15inx9m Sw ellpacker 5.5inx8.15inx9m Sw ellpacker 6.625inx8.15inx9m Sw ellpacker 7inx8.15inx9m Sw ellpacker
10875 10150 9425 8700 7975 7250 6525 5800 5075 4350 3625 2900 2175 1450 725 0 10,8
Swellpacker™ 系统组成
• • • 基管 胶筒 端环
基管
端环
高分子胶筒Βιβλιοθήκη 胶筒设计原则4.5
• 可在任何尺寸的基管上加工 • 越小基管，越厚胶筒 • 胶筒越厚，越大膨胀，越高压差 • 越长胶筒，越高承压能力 • 可以膨胀到不规则井眼或套管
″
5.5
″
6.625
″
7″
8.15″
胶筒设计原则
750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 8,4 8,6 8,8 9 9,2 9,4 9,6 9,8
+ 2.0% SCR-500 + 0.5% HR-25 + + 2.0% SCR-500 + 0.5% HR-25 + + 1.5 gal/sk Latex 2000 + 0.15 gal/sk Stabilizer 434C + 1.5 gal/sk Latex 2000 + 0.15 gal/sk Stabilizer 434C + 0.01 gal/sk D-Air 3000L + 0.01 gal/sk D-Air 3000L
Cementing Discussion Topic 汇报内容
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How to achieve zonal isolation? 提高固井质量的几个要素 Channel Seal Channel Seal体系
CO2STOP Slurry CO2STOP体系
• •
HPHT Slurry 高温高压水泥浆 Cement Assurance Tool & Swell Packer 固井保障工具和油气膨胀封隔器
Complete Seal
Micro annulus – The Problem 解决微环空问题
Cement Casing
Micro annulus
The Cement Assurance™ Tool 固井保障工具
Good mud removal on high side
Mud remains in place on low side
• 1 meter (3.3 ft)
End Rings
• aids deployment • elastomer support
SwellpackerTM Lite System
• Slip on design
Cement Assurance™ Tool Components 固井保障工具组成
• • Polymer合成橡胶 End Rings端环
• • • • • • • •
Slurry Weight: 20.0 ppg (2.4 SG) Slurry Weight: 20.0 ppg (2.4 SG) Pumping Time @70bc: 4:39 at 190° C BHCT Pumping Time @70bc: 4:39 at 190° C BHCT Fluid Loss: ~50 ml at 190°C BHCT Fluid Loss: ~50 ml at 190°C BHCT Free Water: 0% at 45° Free Water: 0% at 45°
Differential pressure [bar]
10
10,2
10,4
10,6
Hole ID [in]
Differential pressure [psi]
使用Swell封隔器与常规固井方法的对比
Traditional Cementing Approach: 传统固井方法 -Lead & Tail -Gas Tight Slurry
1247 1266 3 6 3 .3 3 6 3 .3 CSG. SHOE TVD MD O rig in a l D e s ig n RKB W e llL IF E o n P ip e
Alternative Cementing Approach: 优化固井方案 -Tail Slurry -SwellpackerTM system
Return
Cement Assurance Tool by Easywell Technologies 基于Easywell技术的固井保障工具
The Cement Assurance™ Tool 固井保障工具
Swelling Element
• 12mm thickness < 7 5/8” • 16 mm thickness 7 5/8” OD >
Short term: Sealed 短期 : 密封
3307
4972
Short term: Sealed 短期 ： 密封
Long term: ++??? 长期 ： ？？？
4036
6675
Long term: Sealed 长期 ： 密封
4431
7380
Loss of Zonal Isolation 解决封固井段有漏失的问题
Customer Base Pipe
End Ring
Polymer
End Ring
Cement Assurnce Tool 固井保障工具
Does Swell Technology Enhance Safety? 提高安全性 Well, NO additional personnel are required! 不需额外的人员 And there are NO hazardous materials 不含有害物质 NO pressure required 不需坐封压力 Pumping, NO! 不需泵注 Over pull or rotation, NO! 不需过拉或旋转 Simple handling, YES! 处理简单
BEFORE
之前
Gas Flow
AFTER
之后
SwellpackerTM
Complete Seal
System
Cracks
WellLife® Service Additives
Complete Seal
Debonding
The Cement Assurance™ Tool
Complete Seal
Thank you! 谢谢大家！
Planning is essential in HPHT cementing 高温高压固井方案至关重要
• Lab testing 实验室试验 – Simulate job conditions as accurately as possible – Do not assume standard API conditions – Strict quality control of all blends (SSA-1 content) – Cementing rep. offshore/onshore in charge of bulk management – Quality control all materials and perform confirmation testing using field samples – Material traceability back to producer – Aim for a single chemical batch number, especially for retarders. – Communication is important to remain proactive – Allowance in design for change in plans • Contingency planning应急方案 – HPHT testing is time consuming, plans may change
Loss of Zonal Isolation 解决封固井段有漏失的问题
BEFORE
之前
Gas Flow
AFTER
之后
SwellpackerTM
Complete Seal
System
Cracks
WellLife® Service Additives
Complete Seal
Debonding
The Cement Assurance™ Tool
Element swells to fill mud channel and voids