斯伦贝谢分段压裂技术
固井滑套分段压裂工艺简介
固井滑套分段压裂工艺简介1.固井滑套分段压裂简介该工艺技术是贝壳休斯公司在固井技术的基础上结合了开关式固井滑套而形成的多层分段压裂完井技术。
该技术利用可开关式固井滑套选择性的放置在油层位置，固井完成后，利用钻杆，油管或连续油管代开关工具将滑套打开，然后用同一趟管柱进行压裂作业。
该压裂完井体系可根据油藏产层情况，选择多个CM滑套，实现多层压裂投产或选择性压裂开采。
该完井体系中CM系列滑套内外表面进行了特殊镀层处理，保证了工具开关性能。
该技术可应用到任何利用压裂措施投产的井。
另外，根据以后生产的需要还可以调整油藏层间矛盾。
提高油藏的利用率。
2.作业步骤1）根据油藏产层情况，确定各CM滑套位置；2）按照确定的深度将滑套和套管管柱一趟下入井内，然后进行常规固井；3）下入压裂和滑套开关服务工具，有选择性地打开滑套进行压裂作业。
4）压裂完一层之后，通过上提下放管柱将压裂层位滑套关闭，随后打开下一层滑套进行压裂。
5）所有层位压裂完成之后，通过上提下放管柱将所有需要生产的层位的滑套打开，起出管柱，进行生产。
6）在生产过程中，如果出现产水层或者由于别的原因，需要将某个层位关闭，可下入滑套开关工具将其关闭。
如果还需打开，还可以下入开关工具将其打开。
3.优点：1）随套管一趟下入，无需射孔。
压裂作业一趟连续完成，节省了时间。
2）无需射孔，无需额外的封隔器卡层，节省了成本。
3）压裂完成之后套管内保持通径，方便了以后的修井作业。
4）滑套可以多次开关：根据生产需要，滑套可以随时关闭和打开，大大增强了其实用性。
5）在每一层压裂后，可以关闭滑套，保护地层不受污染。
4. 可用规格尺寸尺寸(in) 压力级别(psi) 温度级别(°F) 抗拉强度(lb) 抗扭力(ft-lb) 2 3/8 96,000 1,7822 7/8 140,000 3,5003 1/2 10,000 375 182,600 4,0004 7,500 291,900 5,700 4 1/2 8,200 325 270,000 6,000 5 7,300 315,000 5,5005 1/2 6,300 351,000 6,2007 7,000 300 628,000 8,7005. 图例CM 滑套示意图 CM 滑套进行特殊涂层处理之后，水泥固井图。
斯伦贝谢连续油管工艺技术简介
C ilC T o A
T b gF rc s u in o e
100 40 100 20
A ra e Wig t ve g d e h P p icku S cko la ff
连续油管悬重 –通过数据对比, 及时发现并诊断 井下的异常状况
100 00 80 00 60 00 40 00 A ra e 0 0ig t - lb ve g 2W h f d 0e 0 -2 0 00 0 20 00 40 00 C rre dD p - ft o cte e th
– 实时读取井下数据 主要应用于生产井测井或水 平井测井.
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连续油管打捞作业
回收机械式桥塞及井下设备 打捞落在井下的:
– 断裂或分离的工具 – 断裂或分离的连续油管 – 断裂的电缆
斯伦贝谢Petro-tech tool部门制造并供应打捞作业所需 的井下打捞工具
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连续油管完井
(c) S lu b rg r D w ll 1 9 -9 ch me e o e 9 4 6
60 00
80 00
Slide 20
连续油管技术研发 -CoilCAT 实时监控
连续油管工作极限
CoilLIMIT
15K Working Limit Theor. Limit
10K
连续油管工作极限 (CoilLIMIT)
Pressure Differential - psi
5K
–保证连续油管始 终处于工作极限之 内, 确保作业安全.
0
-5K
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-15K -20K
-10K
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20K
30K
40K
【钻采技术】斯伦贝谢UltraMARINE 海水基压裂液
金正纵横信息咨询有限公司
1【钻采技术】斯伦贝谢UltraMARINE 海水基压裂液UltraMARINE 海水基压裂液针对海上压裂作业，优化在井筒工况的性能表现，该体系热力学稳定性佳，适用温度范围80-163℃。
通过控制工作液PH 值，该技术可以有效抑制液体结垢趋势，降低杂质沉降风险。
根据测试结果，该体系对高矿化度水源适应性很好，即使矿化度超过100000ppm，依然表现良好。
UltraMARINE 海水基压裂液降低了对淡水资源的依赖，有利于在淡水资源缺乏的条件下施工。
图17UltraMARINE 海水基压裂液在
140-250℉下的性能表现
图18145-300℉下，UltraMARINE
海水基压裂液与常规体系性能对比
（来源：金正纵横翻译事业部编译）。
水平井分段压裂完井技术调研报告.doc
水平井分段压裂完井技术调研报告现代完井工程水平井分段压裂完井技术调研报告目录1 研究目的及意义1 2 水平井分段压裂技术2 2.1 国外水平井分段压裂技术研究现状 2 2.1.1 斯伦贝谢公司Stage FRACTM系统3 2.1.2 哈里伯顿公司固井滑套分段压裂系统3 2.1.3 贝克·休斯公司Frac Piont System分段压裂系统4 2.2 国内水平井分段压裂技术研究现状5 2.2.1 水力喷射分段压裂技术5 2.2.2 双卡上提压裂多段技术5 2.2.3 分段环空压裂技术5 2.2.4 液体胶塞隔离分段压裂技术5 2.2.5 机械桥塞隔离分段压裂技术6 2.2.6 限流压裂技术6 2.3 本章小结6 3 水平井分段压裂数值模拟方法7 3.1 笛卡尔网格的加密法7 3.2 PEBI网格加密法9 3.3 表皮因子法9 3.4 直角网格加密法9 3.5 本章小结9 4 水平井完井技术10 4.1 筛管分段完井技术10 4.2 水平井砾石充填防砂技术10 4.3 鱼骨状水平分支井完井技术10 4.4 膨胀管完井技术11 4.5 套管射孔分段压裂完井技术11 4.6 裸眼分段压裂完井技术11 4.7 本章小结11 参考文献13 1 研究目的及意义所谓分段压裂技术，就是在井筒内沿着水平井眼的方向，根据油藏物性和储层特征，在储层物性较好的几个或更多水平段上，采用一定的技术措施严格控制射孔孔眼的数量、孔径和射孔相位，通过一次压裂施工同时压开几个或更多水平段油层的技术。
这是一套有效改造低渗透油气藏的水平井技术。
2008年全球非常规石油资源规模达449.5Gt[1]。
目前我国低渗透油气藏已探明储量近60亿吨，已经动用储量近30亿吨。
近50已探明的低渗透油气藏由于单井自然产能低、开采效益差难以动用。
水平井可以增加井筒与油层的接触面积，提高油气的产量和最终的采收率，但随着石油勘探开发时间的延长，中高渗等常规油田逐步减少，低渗透等非常规油气藏储量不断增加，低渗透油气藏的重要性便日益凸显。
页岩气水平井分段压裂增产技术
膨胀率大，长 度2m以上,耐 压52MPa,适 用于井眼扩张 大的非标裸眼 井、套管井
适用于层间段 长井况，长度 50-500m,适 用于裸眼、套 管、筛管井
遇油、遇水封 隔器，长度 5.2-5.3m,耐 压70MPa,适 用于裸眼、套 管井
液压传统封隔器 高压扩张式封隔器
超长隔离段
遇烃（水）膨胀封隔器
一、水力喷射分段压裂技术案例分析
割缝管完井水平井喷射分段压裂－NDP2井
➢NDP2井是吐哈三塘湖盆地一口割缝管 水平井，割缝管长度596m。施工前产液 不足 2.0 m3/d。难以实施常规压裂。 ➢水力喷射分段加砂压裂，分别在21032105m、1989.6-1991.6m两层段加入陶 粒18.1m3和17.8m3，日产油13-19m3，是 压裂施工前的6.5倍以上。
压裂液 喷射压裂
工具
喷砂射孔 参数效率
一、水力喷射分段压裂技术
1.水力喷射分段压裂机理
• 射孔过程：Pv+Ph<FIP，不压裂
环空加压：Pv+Ph+Pa≥FIP，起裂 • 射流在孔底产生推进压力约2～3MPa，
调整Pa，与推进压力叠加>FEP，
裂缝持续延伸，适应不同地层压裂 • 射流孔口抽吸作用，强化封隔效果。
一、水力喷射分段压裂技术
5.低伤害压裂液配方优化
水力喷射压裂要求：高速剪切后仍有携砂能力； 配伍性好；易破胶；摩阻较低。
表面活性剂浓度优化
稳定剂(EDTA)用量的优化—最佳用量0.3% 氯化钾用量优化—最佳用量6% 氢氧化钾用量优化—最佳用量0.6%
7%氯化钾VES浓度影响
140
120
4%
1.水力喷射分段压裂机理
贝克休斯公司压裂液和分段压裂技术在中国的应用
该井为气井，井深4432.9-4494.2 m，温度：168C； 地面压力低于60MPa，管柱摩阻20-26MPa。
贝克休斯的压裂液体系-优良的携砂能力
Medallion
Medallion HT@120oC
0.05l/m^3Magnacide575+4kg/m^3GW-38+1l/m^3NE-118+1l/m^3claymaster 5C+0.75l/m^3claytreat 3C+1.5l/m^3 BF-7L+1 l/m^3XLW-60
贝克休斯的压裂液体系-压后及时彻底返排
• 贝克休斯压裂液体系全部可与高能气体一起使用，
低PH值体系(如Medallion LPH , QuadrFrac, Vistar LPH 等)可与N2和CO2同时使用。更有助于完全彻 底返排.
• 贝克休斯公司多种压裂体系中可加入甲醇， 增加
返排效果。
贝克休斯的压裂液体系
• 延缓交联体系，交联时间可控(0.5-10 min) • 高PH体系(9.5-11) • 可N2 伴注 • 适用温度：60-148℃; • 低摩阻. • 低成本 • 主要用于深井或管柱尺寸受到限制的井，目前主要
应用于胜利、河南和四川。
贝克休斯的压裂液体系
压裂层4481.0-4497.0 m ；温度：150C；3.5英寸油管施工，管 柱摩阻18MPa左右。
减小压裂液对地层伤害途径:
进行压裂措施，只有在减少压裂液对地层和支撑剂伤害
的基础上，才能获得较好的压裂效果。
•清洁的压裂液体系 •充分彻底破胶 •压后及时彻底返排
贝克休斯的压裂液体系
<1%
羧甲基羟乙基纤维素
1-2%
斯伦贝谢新技术-2009年秋季刊-水力压裂是实时监测-hydraulic
质。第一个是高频信号比低频信号衰 减更快。因此，对于已知震源-检波器 距离，更多原始低频成份能够传播到 检波器处。第二种性质是震源的频谱 密度。大震级地震波产生的低频成份 比小震级地震波产生的低频成份多。 两种性质共同作用，结果就限制了探 测深度。对高频信号敏感的检波器对 附近地震波有效，但这种优势随着地 震波的距离渐远而衰退。实施压裂措 施前，可用NetMod软件预测检波器网 对地震信号频率的限制（上图）。
有关早期测试结果的实例，请参见： Power DV，Schuster CL，Hay R和Twombly J： “Detection of Hydraulic Fracture Orientation and Dimensions in Cased Wells”，Journal of Petroleum Technology ，28卷，第9期（1976年9月）： 1116-1124；也可参加SPE 5626。
“水力压裂监测新方法”，《油田新技术》，17
卷，第 4 期（2005 年冬季刊）：42-57。
2. 地震矩规模是衡量地震强度的一种标准，类 似于大家较为熟悉的里氏震级。
3. 美国能源部：“Microseismic Monitoring： Revealing What Is Going on Deep Underground”， /discovery/microseismic_ monitoring.html（2009年8月3日浏览）。
中国石化非常规油气水平井钻完井及分段压裂技术进展
一、水平井钻完井技术进展-中石化
1. 完善常规导向钻井技术、引进应用旋转导向系统，具备了水平位移2000m 水平井钻井施工能力
➢常规导向技术不断完善：建南HF-1、涪页 HF-1、渤页-平1等井 泌页2HF ，采用Φ139.7mm钻杆、Φ210mm 中空螺杆，定向段缩短64d，钻速提高21%
➢引进旋转导向钻井技术见到效果： 泌页HF-1井，一趟钻完成水平井段，进尺 1121m，机械钻速14.84m/h； 彭页HF-1井，旋转导向系统入井9次，进 尺1422m，机械钻速 5.59m/h。
钻井液体系 建井费用
万美元
15.5
水基（80%） 油基（20%）
300-400
45-50
油基（95%） 水基（5%）
650-850
20
油基（90%） 水基（10%）
350-450
16-18
水基为主 油基（部分复杂地层）
300-400
石油工程技术研究院 SINOPEC RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM ENGINEERING
非常规油气地质各向异性突出、油气储藏模式特殊、提高单井产 能技术复杂，开发过程中对石油工程技术进步需求迫切，需要针对不同 的地质特点应用合适的技术体系。
中国石化在研究借鉴国外技术的基础上，通过技术引进、技术 配套和自主研发相结合，在非常规储层评价、高效钻完井技术、水 平井分段改造技术、重大装备工具研发以及现场应用试验等方面取 得了较大进展。
为最大限度提高水平井段储层钻遇率，设计轨道“缩短靶前距、提高造斜率”。
（1）“井工厂”丛式井平台地 面布井方式 （2）“井工厂”三维井眼轨道 优化设计 （3）丛式井组防碰、钻柱摩阻 扭矩和套管下入能力分析 （4）特殊井眼轨迹控制工艺
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StageFRAC
SIMPLE, EFFICIENT, AND EFFECTIVE
StageFRAC services enable multistage hydraulic fractures of an uncemented completion in one pumping treatment.
Openhole packers are run on conventional casing to segment the reservoir with ball-activated sleeves placed between each set of openhole packers.During pumping, balls are dropped from the surface to shift each sliding sleeve open and isolate previously frac-tured stages.
This mechanical diversion combined with
Schlumberger advanced fracturing fluid systems allows for precise fluid placement, complete zonal coverage, and greater effective fracture conductivity.The StageFRAC service also offers a relatively simple completion: The production casing is not cemented,
there are no perforating operations, no bridge plugs are required for isolation, no overflushing of the stimulation treatment is needed, and no intervention is required once stimulation is completed. Finally,the entire wellbore is fracture stimulated in one pumping operation, reducing cycle times from days to hours.
The service permits selective opening and closing of the ports to shut off unwanted fluids, thus maxi-mazing well production life.
FIELD-PROVEN TECHNOLOGY
Since the first StageFRAC well was completed in June of 2002, the technology has been used to complete more than 2,750 stages in more than 1.25 million ft of open hole, and more than
APPLICATIONS
I
Hydraulically fractured horizontal,deviated, and vertical wells I
Openhole and some cased hole completions
I
High-temperature, high-pressure,H 2S, and CO 2environments I
Sandstone, carbonate, shale, and coal formations
BENEFITS
I
Maximize reservoir productivity with up to 17 stimulation stages in one wellbore
I
Cut completion times
from days to hours and shorten time to market
I
Maximize well longevity by shutting out unwanted fluids I
Reduce fracture fluid damage through immediate flowback
FEATURES
I
Improved access to natural fractures
I
Ability to space sleeves at optimal distances as dictated by reservoir conditions
I
Post-stimulation intervention not required
I Single, continuous operation I
Maximized stimulation coverage in horizontal wells I Reliable isolation in open hole I
Rigless operations during fracturing
I
Sleeves that can be shifted to assist with reservoir management
Maximize reservoir drainage
The StageFRAC*†multistage fracturing service provides effective reservoir drainage through multistage fracturing of open-
hole wellbores and reduces completion times from days to hours.
The mechanical openhole packer with tandem elements is rated to 68.9 MPa [10,000 psi] and 218 degC [425 degF].
/reservoircontact
†Incorporating Packers Plus ®
technology
*Mark of Schlumberger
Copyright © 2007 Schlumberger. All rights reserved. 07-ST-028
StageFRAC
The Galaxie stimulation vessel mobilizing to treat the first StageFRAC job performed offshore West Africa.。