水平井压裂长庆汇报.ppt

管柱结构： φ116mm导向丝堵+27/8外加厚油管短节1根+ K344-110封隔器+ φ114mm导压喷砂器+27/8外加厚油管及短节+压力计托筒(带压力计)+ K344-110封隔器+ 27/8外加厚油管短节+ φ114mm水力锚+27/8外加厚油管1根+φ116mm导流扶正器+φ95mm安全接头+27/8外加厚油管至井口 压裂液配方 基 液: 0.40%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2+0.06%CJ-3 交联剂: 50%JL-2+3.5%APS 阶段 射孔段 厚度 砂量（m3） 砂比（%） 油管排量（m3/min） 破压 （MPa） 工压 （MPa） 停泵压力 （MPa） 设计 实际 设计 实际 设计 实际 第一段 3015.0-3019.0 4.0 20 20 30 30.7 2.0 2.0 52 23.5 13.3 第二段 2951.0-2955.0 4.0 25 25 35 34.6 2.0 2.0-2.2 38.7 25.7 12.1 第三段 2916.0-2920.0 4.0 28 28 34 34.5 2.0 2.0-2.6 39.5 29 13.2 第四段 2882.0-2885.0 3.0 28 28 34 34.1 2.0 2.2-2.6 40 31.6 14.5 第五段 2837.0-2841.0 4.0 25 25 35 35.2 2.0 2.2-2.6 44.8 29.1 12.1 第六段 2802.0-2806.0 4.0 15 15 28 28.5 2.0 2.6 42.5 30.4 12.6 现场施工参数与设计参数对比表 由于天气及第六段打捞钻具影响，该井施工周期较长，共计23天(2009.7.14-8.5) 第1趟管柱施工：完成第1、2、3段施工 施工3趟管柱，完成6个层段压裂 罗平11井施工情况 第二趟管柱施工：完成第4、5段压裂。压裂第6段时，压力突然下降，同时套管溢流，起出管柱，发现自安全接头处管柱脱落 第3趟管柱施工：完成第6段施工 管柱脱落原因分析 捞矛 安全接头下半部 起出安全接头上半部分 现场情况：起出后，发现安全接头销钉剪断，自安全接头下部以下管柱落入井筒，后下入双滑块捞矛进行打捞，于8月2日下午顺利捞出。 原因分析 从第四层压裂的井底压力看，内外压力差为4MPa，属正常范围。 第五层施工时，井底压力计显示产生内外压差9MPa，时间持续约30min，但因安全接头销钉设计剪断压差为12MPa，此时销钉疲劳破坏，这是造成安全接头脱落的原因。 第六层施工时，井底压力内外相差2MPa，在正常范围内，但由于在第五层施工时，销钉已经疲劳，因此，再作用2min时，销钉被剪断。 五、压裂效果 井号 投产日期 　 油层厚度 m 试排产量 投产第1月 投产第2月 投产第3月 产油t/d 产水m3/d 日产液 日产油 含水 液面 日产液 日产油 含水 液面 日产液 日产油 含水 液面 塞403-25 2008.10.7 18.6 17.4 0 8.12 4.76 31.0 / 5.38 3.68 19.5 1726 4.26 3.15 13.0 1799 平均 /　 靖平6井 2009.9.17 30.3 0 16.74 9.08 36.9 678 13.76 8.47 27.6 1388 / / / / 靖平6井生产情况 罗平11井生产情况 阶段 射孔段 砂量（m3） 砂比（%） 油管排量（m3/min） 破压 （MPa） 工压 （MPa） 停泵压力 （MPa） 试排结果 第一段 3015.0-3019.0 20 30.7 2.0 52 23.5 13.3 日产纯油51.3m3/d 第二段 2951.0-2955.0 25 34.6 2.0-2.2 38.7 25.7 12.1 第三段 2916.0-2920.0 28 34.5 2.0-2.6 39.5 29 13.2 第四段 2882.0-2885.0 28 34.1 2.2-2.6 40 31.6 14.5 第五段 2837.0-2841.0 25 35.2 2.2-2.6 44.8 29.1 12.1 第六段 2802.0-2806.0 15 28.5 2.6 42.5 30.4 12.6 罗平10井施工参数与排液结果 六、结论与建议 （1）采用水平井机械分段压裂工艺完成了两口井12段分段压裂施工，满足了长庆油田温度90℃、压力55MPa的水平井施工要求，压后效果较好，说明机械分段压裂工艺针对性强，达到了合同要求。 （2）施工中出现安全接头脱落的现象，分析认为是由于施工过程中产生9MPa的内外压差，并持续30min造成的。 （3）现场施工中，小排量施