控制压裂范文

控制压裂范文（精选10篇）

控制压裂 第1篇

关键词：压裂车组,控制系统,HQ-2000型,2500型,改进

1 概述

近年来, 油田水力压裂技术得到迅速发展, 水力压裂在油田得到了高度重视和广泛的应用。应用水力压裂技术解决了油层非均质的多套层系的同井开采的矛盾, 不仅油井增产, 更重要的是油田开发得到了改善, 同时还提高了储量动用程度, 特别将难动用的低渗透油层储量动用起来了, 为油田勘探开发作出了重大贡献。水平井压裂作为提高水平井开发放果的一项新技术, 是高效开采低渗透油藏的有效措施之一, 在开发低渗透油气田过程中有着很好的效果和广闻的前景。由于水平井井眼轨迹和直井不同, 水平井钻遇地层与立井相比较为复杂, 其井筒应力分布、裂缝起裂和裂缝延伸的规律、温度场分布、产能预测方法、裂缝参数优化设计与直井压裂有很大不同。

压裂车组控制系统在油田中大量应用, 以笔者所在单位为例, 主压车有两种, 一种是四机厂的2000型, 属于串联控制系统;一种美国SS的2000型, 采用的是并联控制系统。本文以90年代初引进的HQ-2000型为例, 就油田压裂车组控制系统的改进进行探讨。

2 水力压裂在油气田开发中的作用

2.1 压裂是中、低渗透油田勘探、开发工程序列中的重要环节

由于中、低渗透油田储层物性条件的限制以及在钻井过程中的钻井液污染等原因, 油井射孔后自然产能低, 开采效益差, 必须经过压裂才能投入正常生产。压裂改造是科学评价中低渗透油、气田的重要手段。

2.2 限流法压裂是中低渗透油田完井工程的一个重要方法

它通过控制油层孔密、大排量供液, 形成足够的炮眼摩阻, 使井筒内保持较高的压力, 从而达到连续压开一些破裂压力相近层的目的。它适用于厚度小、夹层薄、多油层的新井完井压裂。其特点是射孔方案必须满足压裂施工的要求, 射孔方案是压裂方案的一部分。各小层射孔数量、总的射孔数量以及孔眼直径都必须根据地面所能提供的最大施工排量、施工管柱结构、最大破裂压力差异值以及各目的层的物性参数来确定。

2.3 压裂是非均质、多油层油田调整层间矛盾、平面矛盾, 实现分层开采的重要措施

非均质、多油层油田实施注水开发, 虽给油田带来了旺盛的生产能力, 但也会造成层间或平面上的突进, 为调整这些矛盾, 在油水井内对应地进行分层改造, 提高中、低渗透层的吸水能力和产能, 对调整层间矛盾、平面矛盾, 改善油田开发效果将起着重要的作用。

2.4 压裂是低渗透油水井实现增产、增注技术的重要措施

水力压裂能够在储层中形成一条具有较高导流能力的人工裂缝, 从而降低油、气流入井筒内的渗流阻力, 提高油气井的产量;从试井分析的角度评价, 水力压裂的增产机理则相当于扩大了井筒的有效半径。这对低渗透油田单井增产增注具有重要的意义。

3 90年代初引进的HQ-2000型压裂车组控制系统存在的问题

90年代初引进的HQ-2000型压裂车组目前在很多油田中还在大量应用, 但是其控制系统越来越不能适应目前的油田生产要求。其控制系统自动化水平较低, 除了超压保护部分是自动控制之外, 混砂车转速、压力、压裂车转速、排量等这些参数自动化程度低, 多为人工调节和控制, 这无疑增加了控制系统的误差性、使压裂现场施工难度变得更加困难。

4 控制系统改进的措施

4.1 功能设计

控制系统改进是通过参考中石化江汉油田四机厂2500型压裂机组技术, 同时结合自身工作实践来提出的一个思路。

控制系统经过改进之后, 应该实现控制系统自动化, 能够具有实时数据管理、实时数据监测、实时数据调节等功能, 其数据的采集来源主要是对井下压裂设计参数进行采集, 同时还提供报警输出、模拟数字信号相互转换, 控制输出等功能, 将发动机、变速箱、柱塞泵、液压系统控制信号纳入1939通讯协议当中进行网络控制。通过数据卡进行数据采集、监控数据变化情况等方法来实现系统的控制。主要包括光电隔离数据采集模块、输入模块、输出模块、计算机软件程序、网络管理模块等。控制系统软件是用Delphi 5开发完成, 以Windows XP操作系统为核心, 主要可以完成档位控制、油门控制、转速控制等操作。

4.2 系统结构及原理

考虑到油田压裂车组控制系统的使用独立性和实际操作的复杂性, 我们在设计时应该注意参考国内外先进的布线方式、安装方式和设计思路, 整个控制系统可以按照需要来分成多个子系统。主要包括:井下混砂车的远程控制系统、超压保护部分、实时监测井下压裂施工部分、电源部分、井下压裂设计参数调整部分、井下压裂车的远程实时控制系统等。

4.3 控制执行机构的改进

油田压裂车组控制系统的执行控制机构主要有:油门调节装置、档位控制装置和另外的一些控制参数调节机构等。

1) 档位的控制可以通过编码程序和频率开关等来控制井下压裂车档位, 可以分为两套操作部分, 即自动和手动;

2) 为了让油门调节实现对油田压裂车组的各个发动机进行最有效的控制, 应该让计算机通过预先设置好了的控制模式来进行自动调节, 同时能够实现手动和自动这两种控制方式;

3) 调节控制参数可以让计算机通过预先设置好了的控制模式来对各个执行机构进行控制, 完成自动调节。当由自动方式切换到手动方式的时候, 就可以通过控制输出模块、调节面板电位器等方法来实现控制现场机构。所有的控制参数都能够在计算机操作屏和操作面板上观察。

5 最新国产油田压裂车组控制系统的应用

2500型压裂机组是江汉油田四机厂历时8个月研制成功的, 在国际上首创二类汽车底盘作为大型压裂设备的载运车, 对底盘选型发动机动力匹配集成优化, 提高设备的移运能力, 采用该厂具有自主知识产权的输出功率达2500马力的五缸柱塞泵, 该泵可抗高疲劳强度, 冲击、韧性好, 优化设计了压裂泵腔及吸排出口, 使吸入排出效率从90%提升到95%, 相当于将压裂车的排量提高5%。该车采用耐硫化氢高压管汇, 整车全部采用三维设计, 提高了设计可靠性, 第一次美国底特律公司和双环公司对2500压裂车的动力系统匹配进行了严格测试, 测试结果表明该车的动力匹配完全达到发动机和变速箱的匹配要求。测试专家认为, 该款车型控制系统的控制信号采集方式处在国际先列。中原油田井下特种作业处作为该设备的国内首批订货方, 多次在东北、普光、中原等油气田进行应用, 控制系统效果获得好评。

6 结论

总之, 油田压裂车组控制系统的改进是极为必要的, 具有较高的经济价值和社会效益, 值得大力探讨。

参考文献

[1]彭建业.2237kW动力系统在油田压裂设备上的应用[J].石油机械, 2008 (10) .

更安全的压裂 第2篇

无论污染的原因是什么，人们都不应该被迫用他们孩子的健康或生活质量来交换便宜的能源。一些关于天然气钻探对环境和公共健康影响的严重问题需要被认真对待。

不管论证页岩气开发不会污染水和大气，也不会破坏气候是业界还是监管者的责任，他们在这个问题上需要有清醒的头脑。天然气开发和任何工业活动一样存在风险。有很多种方法可以降低风险，但是仅凭业界少数人的一点好的意愿难以战胜数千家天然气生产商和支持他们的服务公司。没有任何东西可以替代有力的规章和警觉的执法。

环境保护协会正带头组织一场全国性的运动，保证天然气产业不会损害公共健康和环境。我们的目标很简单：必须改革钻井建设，废水管理和气体排放的法规；必须彻底公开钻井中使用的压裂液的成分，因为社会有权知道这些液体中含有什么化学物质。如果不定期收集并公布气体排放和水质数据，认为生产活动是安全的断言就毫无意义。最后，天然气的主要成分甲烷也是一种重要的温室气体。甲烷的排放量应该被限制在所有井中提取出的气体的百分之一以下。即使是很小的漏洞也能使天然气取代煤和石油带来的很多环保效益消失不见，从而限制天然气在低碳未来中起到的正面作用。完成这些目标并不容易，但却势在必行。关于天然气生产能否安全、是否会安全进行的问题现在还未有定论。如果公众没有获得这项知情权，他们将会苛刻地评价业界和管理者。

即时的答案

把这个完美的移动式医疗诊断设备拆卸开来，iPhone都显得像是初级技术。就像智能手机一样，它将电子设备和软件整合成了可随意设置的无缝接口，但它也能以实验室级的精密度处理加入了不断变化的生物和化学试剂混合物的人体体液。不过让人感到有点奇怪的是这样一个设备居然还没有完全征服市场。

不管怎么说，这个名为GeneXpert的紧凑型台式仪器有助于我们这样的设备能给我们带来怎样大的影响。GeneXpert能在几小时内诊断出结核病的耐药性。它使用简单，位于高危人群附近的偏远诊所中的非技术人员也可使用。现在看起来，这台机器已经可以为很多偏远地区的结核病人进行早期诊断，并且还能让他们有机会接受有效药物的治疗。

然而，GeneXpert仍然只能在实验室条件下使用，不过现场便携式系统却可以极大地提高可接受医学诊断的人数。通过基于微流的设计技术，创业公司已开始在这方面取得进展。该技术可处理亚毫米管道中的液体，也能进行更复杂的测试，例如发现结合病的多种耐药性。然而，这个突破性的微流设备到今天已研发了20年。基础科学虽然突飞猛进，但就像GeneXpert和iPhone这两个截然不同的例子告诉我们的那样，要解决的问题还很多。

要想制造出一台集成了比智能手机功工艺更多的便携式装置，需要在一开始就把注意力集中在最终成品上。对一个不习惯生产大众消费产品的行业来说，这是一个挑战。更自然的策略是把许多兴趣不同并且没有明确目标的专家结合成一个松散的团队。

压裂作业质量控制方法应用及创新 第3篇

1 压裂作业施工质量影响因素

压裂作业是多工序、多设备、多工种互相衔接联合作业的大型施工,各种工序相互衔接,连续进行。压裂作业具有协同单位多、作业周期长、作业工序多、化工用料多、设备工艺复杂等特性,其质量监督及控制也呈现出时间上的持久性、空间上的多样性、管理上的不确定性,这些都对压裂作业质量监督和控制提出了挑战。

1.1 协同单位多

参与压裂作业单位有采油厂、试油队、压裂队、技术服务队等,其中后3家均是市场化队伍,也是压裂作业施工的直接实施者。市场化队伍在设备配置、人员培训、队伍管理、质量制度建设等方面标准较低,设备性能、人员素质、现场管理水平等就得不到保证。同时,市场化作业队伍之间存在质量控制环节缺乏沟通、协同配合不密切、工作标准不高等问题,这些增加了质量管理上的不确定性。

1.2 作业周期长

压裂作业施工周期一般在8天左右,有时长达15天以上。长久的作业周期会导致人员心理懈怠、设备状态变化、材料特性改变等,这些都会对压裂作业施工整个过程中某个质量环节产生影响,增加了整个作业过程中的质量风险。

1.2.1 人员心理懈怠

长时间高强度重复枯燥作业会使作业人员产生心理厌倦和身体疲劳,出现消极懈怠现象,导致操作变形、质量标准降低,甚至产生偷减工序行为,如不及时纠正和改进,就会使整个压裂作业工程稳定性变差。

1.2.2 设备状态变化

压裂作业设备长时间运转,会产生机械磨损和疲劳,导致设备运转失常,作业参数达不到要求,甚至发生质量事故,如通井机提升系统钢丝绳断裂就会造成施工油管落井,液压钳牙块磨损会造成油管外表剥皮、扭矩达不到要求等,这些都会直接影响到作业质量。

1.2.3 材料特性改变

压裂作业施工过程用到的材料、化工料储存周期延长,存放环境恶劣,会使材料、化工料性能发生改变,达不到应有的质量特性。如封隔器下井时间过长,会导致密封件膨胀变形、腐蚀,导致座封性能变差;压裂液存放时间过长,会导致压裂液变性损坏,使携砂能力变差。使用这些质量特性发生改变的材料、化工料,会使作业过程无法进行,达不到预期的施工目的,甚至会产生严重的工程质量事故。

1.3 作业工序多

压裂作业从施工准备、井筒作业,到压裂施工、抽汲作业,最后到下泵完井,作业工序多达十几道,这些工序依次递进、相互衔接。某些施工工序还包含有更细小的工序,如压裂施工就包含有配液、循环、试压、试挤、压裂、加砂、顶替、关井扩散、控制放喷、循环返洗等多道工序,特殊情况下需要加入酸预处理、压后压降监测等工序,这些细小的工序更有特定的质量标准要求,包括操作规程、参数调整、资料录取、特殊情况处理等。一旦某道作业工序质量达不到要求,会使作业过程在某个阶段无法继续进行,甚至会影响到整个工程质量。

1.4 化工用料繁多

压裂作业用化工料种类多达十几种,这些化工料均由市场化作业队伍、技术服务方自行采购、提供,进货渠道繁多,厂家“五花八门”;加上现场检验、检测手段局限,各类化工料数量、质量的核实和检测难度增大,无形中会给整个压裂作业施工带来质量隐患。

1.5 设备工艺复杂

除压裂作业用到通井机、水泥车、锅炉车外,压裂施工用到的设备有压裂车、混砂车、运砂车、仪表车、平衡车及管汇车等,这些众多设备性能和工况对压裂作业质量直接产生影响。同时,为了提高压裂效果,需要采取不同的压裂工艺如双封选压、暂堵压裂、缝内转向压裂、裂缝预处理压裂等,这些复杂工艺应用对作业队伍技术水平要求更高。

2 压裂作业质量控制方法

鉴于市场化队伍自我质量管理局限,第一采油厂在压裂作业施工全过程中采取更多的措施来规范、约束市场化队伍的质量行为,逐步树立市场化队伍自觉、自愿的质量服务意识,促进压裂作业工程质量逐步提升。

2.1 队伍开工验收

作业队、压裂队、技术服务队是完成压裂作业施工任务的具体实施者,是实现压裂作业施工质量目标的基础。队伍开工验收就是资质审查,所有队伍都包括设备配置、人员构成、制度建设等基本要素,都应满足压裂作业质量特性要求。

2.1.1 设备配置

包括作业基本设备、附属设备和安全防护设备,如试油队的基本设备为通井机,附属设备包括吊卡、钢丝绳、工具油管等,安全防护设备包括有毒有害气体检测仪、正压呼吸器、各种消防器材等。这些设备均必须满足规定的使用年限,并有检修、检验合格证,且设备数量、设备工作参数等质量性能必须满足现场施工要求。

2.1.2 人员构成

所有作业人员必须具有满足现场作业的身体条件,具有一定的文化程度,具有过相关专业知识学习培训和从事过相关工作的经历。特殊作业人员如司钻等必须经培训并取得操作合格证,现场管理人员及关键岗位人员必须参加长庆油田的井控知识培训,并取得井控培训合格证。人员数量应满足连续作业时倒班需要,不至于作业时人员疲劳。

2.1.3 制度建设

市场化队伍应有完整的质量管理机构和制度,配备常规的井下作业技术标准和操作规程。应建立质量教育学习和培训制度、工序质量检验制度、质量分析回访制度、资料管理制度、质量责任追究制度等,并将这些制度切实落实到每一道工序、每一个岗位、每一个人,使压裂作业整个过程工程质量处于受控状态。

2.2 作业过程工序质量确认

作业过程工序质量确认是压裂作业质量管理和控制的核心,而工序质量确认是由采油厂现场监督人员来实现的。由于压裂作业具有工序种类多、时间长、专业性强、工艺复杂等特点,加上野外施工点多、线长、面广、道路复杂等,单靠采油厂某一组织、某一人无法实现压裂作业施工全过程质量监督,需要整合各单位监督力量,分工负责、团结协作、优质高效地完成压裂作业工序质量监督。

2.2.1 工序质量确认流程

根据油田生产特点、地域特点及监督队伍现状,第一采油厂将压裂作业工序质量监督体系分为3个层面:井区级起下泵工序质量监督、作业区级井筒准备工序质量监督、厂级压裂施工过程质量监督。

2.2.2 工序质量确认原则

加强压裂作业施工前井控安全检查,做到“五不开工”:未签发“HSE三级开工许可证”或三级开工许可证不齐全不开工;作业队资质、人员持证不健全不开工;作业队无施工设计、井控设计或施工设计未按规定程序审批不开工;井控、安防器材配备不齐全或未校验不开工;井控安全防范措施准备不到位不开工。

高标准、严要求,坚持质量标准不放松。现场监督人员对照设计、井下作业技术标准,对实施过的重点工序质量进行确认。各工序质量标准执行坚决,不留质量隐患,决不允许作业队、施工队带着问题“凑合”施工。未经监督确认,作业队、施工队不得进行下一道工序,并对上一道工序无条件地进行返工。取全取准相关施工资料及监督资料,为措施工程质量评价提供依据。

2.3 化工料规范管理

2.3.1 确立化工料供应制度

第一采油厂确立了压裂作业施工用支撑剂及主要入井化工材料“指定厂家、集中采购、定点供应、定期抽检”制度,确保了化工料来源可靠、质量稳定、监控有据。

2.3.2 实行化工料“三证一单”制度

技术服务单位将所有入井化工料运送到现场时,必须携带“产品出厂合格证”、“出厂质检证”以及权威部门的“产品质量抽检报告”;同时,还要携带由采油厂签发的“压裂作业入井材料领料单”。现场化工料必须达到“两符合”:生产厂家符合规定,数量、质量符合设计。

2.3.3 严格现场配液管理

配液用水量充足,水质合格。配液前必须做小样试验,合格后,方可正式配液。现场监督要在施工前逐罐核实实际配液量,测试液体性能(黏度、p H值、交联性能、交联时间等),并做好记录。施工过程中定时检测液体交联状况,并根据现场实际情况进行调整。施工结束后,录取支撑剂和各种工作液剩余量,用以评价压裂施工仪表显示砂量、液量与实际施工量的吻合性。

2.4 质量验证与质量问题处理

2.4.1 完善质量验证资料

压裂作业施工质量验证主要依据是压裂作业设计和井下作业相关技术标准,如《井下作业井筒准备》、《射孔质量监控规范》、《压裂质量技术监督和验收规范》、《压裂液通用技术条件》等。为了便于现场操作,第一采油厂建立完善了《压裂作业重点工序质量现场确认卡》、《射孔工序质量监督卡》、《水力压裂施工现场质量监督卡》、《压裂支撑剂、化工料及压裂液质量状况登记表》等现场质量验证资料,由现场监督对作业质量、压裂施工参数等进行如实填写,并由作业方、压裂方、现场监督三方进行签字确认,作为评价压裂作业施工质量状况的依据。

2.4.2 建立质量考核制度

根据油田生产实际,第一采油厂从质量责任划分、现场质量监督实施、工程质量验证、质量问题调查处理及作业队伍质量管理考核等各个方面等对压裂作业施工质量考核进行了相应规定,为质量考核和质量问题处理提供了依据。

2.4.3“有理、有据、有节”,“公正、公平、公开”处理质量问题

“有理”是指压裂作业过程中质量问题的客观存在,对整个工程进度、质量、安全等具有直接或间接影响。例如不通井,有可能会造成下射孔枪或封隔器遇阻、甚至卡钻的质量事故。“有据”包含2个方面:一是作业质量问题必须得到作业队伍的当场确认,并保留有照片、录像、问题整改通知单等相关证据。为此,采油厂建立了《质量(安全)督查单》、《井下作业质量问题调查单》等资料,并给每个监督配备了照相机,为作业质量“痕迹”管理提供了条件。二是质量问题的处罚、处理要有依据,依据就是压裂作业工程技术服务合同及采油厂井下作业质量问题处理规定。“有节”就是把握好处理质量问题的原则和节度。对重大质量问题绝不“姑息迁就”,“得过且过”、从轻处理。同时要把握好处理质量问题的“轻、重、缓、急”,分情况处理,防止激化采油厂与作业队之间的矛盾。

“公正”就是厘清质量问题相关方的责任,不偏不倚地处理相关方,不能将一方作业队伍的责任推到另一方作业队伍身上,尤其是采油厂在客观或主观上有问题时,不能将质量问题导致后果和损失的责任全部让市场化作业队伍来承担。“公平”就是对同类的质量问题,处罚处理度量上要保持一致性,不能由于作业队伍不同而出现较大差别。问题处理过程中,还要征求相关责任方的意见,争取理解和支持。“公开”就是通过网络、邮件、纸质通报等各种方式,将质量问题处理结果通报给全厂各单位、各市场化作业队伍,接受厂内外共同监督。

3 压裂作业质量控制方法创新

3.1 工具油管试压

第一采油厂根据压裂作业生产实际,确立了油井井筒中工具油管整体试压制度。在每年压裂作业第一口井施工前,要求每个市场化作业队伍将所有工具油管整体下入井筒中,通过地面打压来验证工具油管完好情况。试压合格后,方可准许作业队施工;试压不合格,则要求作业队逐根仔细检查找出有缺陷的油管,或对油管进行整体更换后重新试压,直到试压合格。通过这种简易方法,减少了由于工具油管质量问题导致压裂作业失败的质量事故。

3.2 压裂支撑剂数量核实

以前,采油厂现场检验、核实压裂用支撑剂(石英砂)数量的通用做法是丈量砂罐车内压裂砂体积的方法。由于砂罐车长距离、长时间颠簸运输,会导致石英砂产生压实现象,加上上下坡影响,导致砂罐内砂面不平整,因此这种方法检测石英砂体积误差较大,不能真实反映施工的实际砂量。为解决这个问题,采油一厂采取了砂罐车过磅复核的办法,核实石英砂重量,再依据石英砂的密度折算成体积,减少了计量误差,使实际施工砂量能真实反映出来,消除了质量管理漏洞。

3.3 数字化视频监控应用

传统的监督方式是监督员必须亲临现场实施全过程监督,存在监督需求多、工作强度大、野外环境差、身体健康风险高等问题;加上压裂作业施工生产周期长,受恶劣天气、道路影响,监督人员有时无法到达现场实施监督,这些问题都不利于监督工作的开展。如何既能达到全程监督无缝化,又能减轻监督人员的劳动强度,使监督人员投入更多的时间和精力抓好压裂作业施工重点工序质量监督,是一个需要探讨的课题。而采油一厂数字化视频监控系统全面建成,为改变传统的监督方式提供了平台。

监督方式构想:压裂作业施工一般作业工序如现场准备、起下油管杆、试油作业等监督不必亲临现场,只通过数字化视频监控平台实行全程监控;对于重点工序如通洗井、压裂施工等必须亲临现场实施监督。这样一来,既保证了压裂作业重点工序质量,又实现了全过程监督的“无缝化”,还可降低监督人员数量,改善监督人员工作环境,提高监督人员从事监督工作的积极性,使监督管理工作向更高层次迈进。这些需要在今后的监督工作中予以探索和创新。

4 应用效果

4.1 提高了压裂作业一次施工成功率

压裂作业一次施工成功率从2009年的94.2%上升到目前的98%,质量水平有了大幅度提高,施工参数设计符合率达到99%,压裂作业措施总有效率达到92.3%,压裂作业措施增油贡献率达到了50.1%,有力支撑了采油厂的原油生产。

4.2 监督理念深入人心

树立起“环保优先,安全第一,质量至上”的监督理念,形成“以井控安全为前提,以方案设计为依据,以质量标准为准绳,以过程控制为手段,以工序质量为重点”压裂作业施工质量监督方针,强化现场监督职责履行,注重质量问题整改,实现了压裂作业施工的有效监督,确保了施工安全,质量达标。

4.3 实现了监督方式、方法转变

第一采油厂积极应对井下作业市场化出现的新局面、新难点、新要求,拓展监督工作思路,创新监督工作方法,落实监督工作内容,履行现场监督职责,打开了采油厂井下作业监督工作的新局面,实现了5个方面的转变。

4.3.1 由粗放管理向精细管理转变

通过对井下作业监督体系建设、监督运行程序、质量责任划分、监督责任追究、监督考核管理、作业队伍考核等方面进行整章建制,达到每个监督工作环节都有制度来“制约”,增强了井下监督管理的稳定性和延续性,减少了“人为”因素影响,实现了现场监督规范化管理,为市场化队伍从事各类作业提供了技术支撑。

4.3.2 由“室内”监督向现场监督转变

采油厂监督部门充分发挥优势,将监督关口前移,定任务、定目标、硬考核,要求监督人员要带着“问题”下现场、解决问题回厂部。每旬召开监督工作例会,通报监督成员任务完成情况,分析监督工作中存在的问题,制定措施,持续改进,确保了井下监督工作有序推进。

4.3.3 由“个体”监督向“立体”监督转变

构建起采油厂井下作业“三级”监督体系,实施井下作业监督“联保”制度,明确作业区“两级”监督是井下作业全程监督的主体,厂监督部门是措施重点工序监督的主体。各级监督每天的监督工作由厂监督部门全面掌控,监督动态及时反馈,监督信息随时沟通,形成从上到下立体监督模式,减少了监督的“盲区”和“死角”。

4.3.4 由查找问题向问题整改转变

采油厂各级监督把查找发现问题作为前提,把督促整改作为重点,把持续改进作为目标。对于现场发现的问题,专人负责督促整改验收,验收合格后方可继续施工,不允许作业队、施工队带着问题“凑合”施工,从而确保了井下作业各道工序质量合格。

4.3.5 由“模糊”考核向“量化”考核转变

将作业队的考核纳入正常监督过程,监督内容也是考核内容,使考核工作“日常化”、“数量化”,避免出现由于平时考核不落实、月底集中考核“模糊化”倾向,作业队考核工作更加细致、严谨、科学。考核结果在采油厂网站上发布,并严格兑现,奖优罚劣,以此促进市场化队伍质量管理向更高的层次迈进。

参考文献

[1]马林,段一泓.全面质量管理[M].2版.北京:中国科学技术出版社,2006.

[2]吴奇,王林.井下作业监督[M].2版.北京:石油工业出版社,2006.

大型压裂曲线实时监控系统 第4篇

【关键词】大型压裂，串口，VC++， 压裂数据整合，3G网络，远程实时监控

【中图分类号】 TE325【文献标识码】 A【文章编号】1672-5158（2013）07-0014-02

1.绪论

随着油田勘探开发的深入，油水井压裂工作量越来越多，其对增储上产作用越来越巨大，但是部分区块的普通压裂施工成本和施工复杂程度越来越高，压裂效益却不理想，大型压裂因其高效益性将成为新的施工重点。然而大型压裂往往需要多套压裂车组配合施工，每套压裂车组有自己独立的仪表车监测各自的压裂数据，每套仪表车的数据只能在仪表车内监测，不能远程传输更不能和其他仪表车数据整合。

在本论文中，基于VC++环境下我提出了一整套的技术解决方案来实现多车组压裂数据的整合并远程实时监控。首先，通过各套压裂仪表车的串口读取实时压裂数据；其次，通过小型局域网把读取到的各套压裂数据汇总；其次，通过本文的算法把各套压裂数据进行整合，并通过3G网络远程发送到后台服务器；再其次，服务器把数据备份到数据库的同时，通过vspm软件把计算机端口虚拟成串口以实时转发数据给内网的监测终端机；最后，监测终端机使用专业的压裂分析软件FracProPT接收整合后的数据，并实时显示压裂曲线。方案设计图见图1-1。

2.系统模块的实现

本系统主要分为串口通信，网络收发，数据同步处理，虚拟串口共四个模块，下面分别介绍各模块的实现。

2.1 串口通信

目前，串口通信是工业控制机与底层硬件芯片的主要通信方式，串口一共有RS232和RS485两种物理接口标准，压裂大队的仪表车串口是RS232标准的。在VC++环境下，有两种编程方式实现串口通信：一是调用Windows的API函数，这种方法虽然具有很强的灵活性，但是使用方法及其复杂；二是使用Microsoft提供的ActiveX控件——MSComm，通过MSComm控件的属性，方法和事件实现串口操作，可以简化串口程序的开发[1]。在本系统中，我选择了MSComm控件。

使用MSComm控件操作串口需要四步：（1）把MSComm控件导入到开发的工程中；（2）打开并配置串口的函数编程；（3）响应MSComm控件的OnComm事件的函数编程，以便截获串口数据；（4）对串口数据分析函数的编程。

其中，在第（3）步编程中，需要注意调用第（4）步的分析函数。这样，当串口有数据时，MSComm控件会自动响应OnComm事件的函数完成对数据的截获，然后程序转入分析函数，在分析函数里针对压裂数据做专门的解析，并在内存中开辟空间做好备份副本的工作，等待网络模块的转发。

2.2 网络收发

网络通信连接主要有3个参数：通信的目的IP；使用的传输层协议（TCP或UDP）和使用的端口号。传输层使用TCP或UDP同时为多个应用程序进程提供并发服务时需要区分不同应用程序进程间的连接。套接字Socket就是通过绑定网络通信连接的3个参数，以实现多个程序进程的数据传输的并发服务[2]。

套接字Socket可以看成在两个程序进行通讯连接中的一个端点，是连接应用程序和网络驱动程序的桥梁，Socket在应用程序中创建，通过绑定与网络驱动建立关系。此后，应用程序送给Socket的数据，由Socket交网络驱动程序向网络上发送出去。计算机从网络上收到与该Socket绑定的IP地址和端口号相关的数据后，由网络驱动程序交给Socket，应用程序便可从该Socket中提取接收到的数据。

套接字Socket是网络通信的基本构件，无论是3G网络通信还是局域网通信，都要使用Socket技术。为了简化利用套接字进行网络应用程序开发，微软的MFC对底层的套接字函数进行了封装，提供了CAsyncSocket类和CSocket类[2]。其中CAsyncSocket类只是对套接字进行简单的封装，使用起来比较繁琐。本系统选择使用更高级封装的CSocket类编程。

使用CSocket类开发网络程序需要四步：（1）在发送端配置好目标机的IP和端口，并编写建立套接字的代码；（2）在发送端编写要发送数据的代码，并使用CSocket类的Send函数发送[3]；（3）在接收端配置计算机端口，并编写建立套接字的代码；（4）在接收端利用CSocket类的Accept函数接收数据，并编写数据处理代码[3]。

其中，在第（2）步中要把2.1中实时截获的串口数据引入进来，并实时使用CSocket类的Send函数发送给目标机。在第（4）步中，要实时处理好接收到的串口数据，并在内存中开辟空间做好存储工作，等待下一模块的调用。

2.3 数据同步处理

数据同步处理模块是本系统的核心模块。因为在实际试验中发现，各压裂仪表车每次发出的串口数据个数是不一致的，而且每台仪表车发出的串口数据个数也是无规律性的，随机性很强。数据同步处理模块就是要把从多台仪表车采集的串口数据在秒级时间上统一同步为一个数据组。这样再使用网络模块传输回后方后，经后方机的拆分就可还原出同步的两个数据源，可以进一步的数据整合处理。

因油田的大型压裂一般使用两套压裂车组，本模块的核心设计就是使用两个循环队列[4][5]作为两个数据容器。把每台仪表车获得的数据分别存入各自的循环队列，然后再把两个队列中同步的数据使用网络模块发送出去，留下非同步数据等待下次的同步处理。详细设计如下：（1）开辟两个线程专门监听两个压裂仪表车的数据源；（2）对两个数据源实时传来的数据分别做分析处理；（3）把（2）中分析的完整数据存入各自的循环队列；（4）开辟一个新线程检查两个队列的同步情况，把已经同步的数据编组发送出去。

其中需要注意三个子线程和主线程的耦合关系，各线程的开关变量设计。对第（2）步中的数据处理，需要分析数据是否完整，把完整的数据要保存好的同时，残片的数据也要保存好等待下次残片数据传来时的拼接处理。此外还要维护好两个循环队列的指针移动，特别是进，出队列时需要判断队列的空与满，并做相应的处理。

2.4 虚拟串口

通过网络发送回后方的数据是进入计算机端口的，而专业的压裂软件FracproPT只能接收串口的数据。使用vspm虚拟串口软件可以通过计算机端口成功完成服务器和客户端的虚拟串口连接及数据通信。原理图如图2-1所示：

通过vspm把服务器的端口A虚拟成串口C，把客户端的端口B虚拟成串口D，虚拟串口C，D通过服务器和客户端的计算机端口实现了双向通信。其中虚拟串口C和D需要接2-1的串口通信代码。

3. 系统测试

为了测试本系统的功能，我通过读取并解析两个含有原始压裂数据的二进制dbs文件，把其中的二进制压裂数据重新转换成十进制流式的串口数据，以模拟两个压裂仪表车的串口数据源。

其中，图3-1是实时获取的两个数据源的组合数据，图3-2是两个数据源的压裂曲线组合。经过与原始两个独立数据源的严格分析和对比，1小时09分55秒的模拟采集共4195条数据记录无差错，测试取得成功。

4.总结

针对大型压裂多套压裂仪表车的数据不能无线传回后方，更不能数据整合的问题，本文提出了一整套技术解决方案，使得大型压裂现场的压裂数据得到整合和实时远程监控。而且针对部分老式压裂仪表车没有串口源的问题，通过本文的技术方案，可以用“软件”方式接出一个串口数据源实时的转发出去，同时还不影响前线的生产。特别是解决了技术专家必须亲临仪表车观察压裂数据，不能同时监控异地其他压裂施工过程的问题，为油田压裂施工的信息化做出了新的贡献。

参考文献

[1] 叶克江. 基于串口通信的实时压力控制系统设计与实现.微计算机信息[J].2009年第25卷 3-3期，p.127-128

[2] 宋坤，刘锐宁，李伟明. MFC程序开发参考大全[M].人民邮电出版社.2007

[3] 刑建春.基于GSM通信技术的无限测控系统设计[J].计算机测量与控制.2004年第4期，p.345-348

[4] 严蔚敏，吴伟民.数据结构C语言版. 清华大学出版社[M].2004

油田压裂车组控制系统的优化改造 第5篇

1 在油田开采中水力压裂技术的作用

第一,在完井工程中可以利用水力压裂技术对中低渗透油层进行作业处理。水力压裂技术能够通过控制中低渗透油层的供给液体排量以及油层孔隙密度,形成炮眼摩阻,并在油井筒内产生压力,从而可以使近似破裂压力的油层实现连续压开目的;第二,在油气储层中使用水力压裂技术进行作业,能够在其中开辟出一条缝隙,一般情况下,缝隙具有较高的导流能力,从而能够使井筒内石油、天然气流体渗流阻力得到降低,使油井产量得到大幅度的提升。因此,水力压裂技术对于油井,特别是渗透率比较低的油井来说,是增加注水、增加产能效益的重要技术措施;第三,通过应用水力压裂技术可以对油井进行分层改造,能够提高中低渗透层的产量以及吸水效果,从而能够在多油层、非均质的油田开发中有效调整平面矛盾以及层间冲突,是实现分层开发、增加效益的重要技术手段。第四,在对油层进行钻井作业时,中低渗透油田由于受到储层条件、泥浆污染的限制,从而导致了中低渗透油田的效益差、自然产能低的现状,经过压裂处理,中低渗透油田才能得到正常投产,因此,在中低渗透率油田的勘探、开发过程中,水力压裂技术是一项重要的技术手段。

2 油田压裂车组控制系统的优化改造

(1)压裂车组控制系统结构的优化改造经过学习与借鉴国内外油田压裂车组控制系统比较先进的、科学的连线方式、安装方式以及设计思路,再对控制系统独立使用要求、繁复程度进行充分地考虑,可以将压裂车组控制系统分成几个子系统,这几个子系统之间是相互关联但是又相互独立的关系。控制系统的主要结构有:第一,电路电源系统。电路电源系统能够为压裂作业提供能量,并可以通过电路向系统内的各个部分传递电能;第二,超高压自动保护系统。自动保护系统能够对在压裂作业过程中所产生的管汇流体压力进行实时监控,当管汇流体压力一旦超过设定值时,自动保护系统就会及时作出动作,将压裂车组转换到空挡模式,及时进行刹车;第三,设计数据反馈、调整系统。其主要功能是对井下压裂作业过程中所产生的各个设计参数进行录入保存、调用转换;第四,井下混合砂砾车远距离实时控制系统。在该系统的操作面板上可以选择自动、手动控制功能,从而能够实时控制合砂砾车整套系统、系统内的各子单元;第五,远距离自动控制系统。首先能够保存手动操作控制的功能,其次能够对压裂车组作业进行自动化控制;第六,实时监测、调整系统。其主要功能是实时监测压裂车组的施工作业,此外还装置了实时监督系统,在控制中心就可以通过数字化的显示器对各个监控参数进行显示。在控制系统实现其功能的过程中,实时监测数据应该要与系统的参数保持准确性、一致性,控制系统中的各个子系统应该有效地实现自身的功能,同时,各子系统之间也要保持一定的关联性,可以通过利用网络分配装置,为每个处于联机状态的电脑网卡配备相应的地址,从而可以组成网络系统,实现子系统间的关联性。

(2)压裂车组控制系统功能的优化改造在对压裂车组控制系统功能进行优化改造之后,其基本功能主要有实时数据监测功能、数据处理功能以及数据管理功能。压裂车组控制系统中,Windows系统是软件部分的核心,该系统是采用Delphi5进行开发并完成,其主要功能有转速调整控制、油门控制以及档位转换控制。工业化控制一体机是硬件部分的核心,工业化控制一体机通过数据采集、状态控制、实时监测与显示最终结果,从而实现系统功能。软件系统、硬件系统通过协同工作,能够对整个控制系统产生的数据进行实时监测、调整、管理。此外,压裂车组控制系统还应当建立监控程序,其主要组成单元包括:数据传感器(光电隔离式)、数据I/O、计算机系统、网络数据管理等模块,其主要功能为通过数据联系实现与主控计算机的实时通信,并对井下压裂施工作业进行实时控制。

3 结语

综上所述,在油田产业中水力压裂技术的应用能够进行多套层、非均质油层的同井开采,可以在很大程度上使油田储量利用率、油井产量得到提高。因此,加强油田压裂车组控制系统的优化改造,具有现实价值与长远意义。

参考文献

[1]王生兰.探讨油田压裂车组控制系统的优化改造[J].化工管理,2013,10:171.

[2]邓世彪,邱杰,张宏,牛忠杰,崔岩龙,寥绪明.大型压裂施工装备优化配套[J].石油机械,2011,09:89-91.

压裂防砂技术施工质量管理与控制 第6篇

近年来, 随着经济的快速发展, 人们的生活水平有了显著提高, 家用汽车的数量呈递增趋势, 随之而来的是对石油的需求量也大大提高。油田开发和生产工作需进一步深入, 其地质特征表现为埋深较浅、胶结性差、成岩条件不好, 这就导致出砂情况严重, 防砂控制不容乐观;此外井筒浅井区域的流速较高, 在开采和注汽过程中, 流体流动方向发生改变, 使得出砂情况更加严重, 防砂难度进一步加大。研制一种能够降低井筒浅部区域流体流速、降低注汽压力、降低地层流体对地层砂携带能力的防砂技术是解决该类油藏防砂注汽开采的关键。压裂防砂技术依据成熟的压裂和充填防砂两种工艺, 应用于“端部脱砂压裂”技术。压裂防砂技术可以使地层与井筒之间的压降降低, 减少流体对地层的冲击, 可以起到防止地层出砂的目的。但是油田是一种不可再生能源, 随着开采程度的加大, 同时在生产过程中的管理不当, 导致油田质量不断下降。应用压裂防砂技术, 需要加强对项目施工质量管理, 监督其在施工过程中造成的资金消耗和能源消耗, 降低成本和做好质量管理和控制, 以此达到油田建设者所预期的效果和效益。

2 压裂防砂技术的施工质量管理

施工质量管理是压裂防砂技术现场施工的重要工作, 为了能够保证现场施工的顺利进行, 需要对施工质量加强管理, 提高项目综合效益。压裂防砂技术的施工质量管理师对相应人员的活动管理, 需要做好施工前的设计规划、施工阶段的现场实施以及施工结束后的审核。其中施工前的设计规划是以预防为主作为指导思想, 在施工前, 通过施工质量计划的编制, 确定合理的施工程序、施工工艺和技术方法, 以及制定与此相关的技术、组织、经济与管理措施, 用以指导施工过程的质量管理和控制;施工工程中的施工。施工准备完成之后, 必须严格按照合格的规定开展项目实施。为了确保良好的工程质量, 在现场施工阶段中, 需要对现场实施加强质量管理, 通过对施工管理人员进行质量管理培训, 从而实现提高管理人员对施工现场的监督和管理的目的。此外, 在施工质量管理中对于采购环节的管理尤为重要, 首先, 需要保证采购渠道的正规、正常和合理, 所谓正规是指保证采购人员对于现场施工所需的材料和物品途径的合法性;正常是指所购置的物品和材料要能够满足施工单位的要求, 性能和质量要有保证;最后要价格合理。在现场施工过程中经常会出现出乎设计规划之外的情况, 施工质量管理中的管理人员要做好现场的统筹兼顾, 从而制定合理的可行性计划, 为项目的顺利实施保驾护航。在项目工程结束之后, 必须严格依照相关规定对项目进行审核, 遵守工程造价管理和施工合同法律条文, 对压裂防砂技术实施完成的工程开展有序、合理的审查, 其中要严格杜绝漏项或者虚报的情况发生, 严格审查合同规定完场的工程量是否全部完成, 工程量的计算是否合理, 通过加强以上所述方面的严格审查, 才能确保压裂防砂技术在现场的施工质量。最后, 工程施工结束后的预结算的管理和审核是所有工程项目施工质量管理中的重要环节之一, 该环节涉及到项目负责人、工程项目造价员、审计监察部门以及相关单位, 为了确保施工管理的质量好坏, 要求相关人员做到事无巨细, 严格按照相关规定, 对审核结果进行抽查和评审, 如若在审核过程中发现任何问题, 必须严惩违反规定的相关人员。总之, 综上所述, 相关负责人要树立端正的态度, 从而使得在施工过程中, 将错误减少到最低, 将效益发挥到最大化。

3 压裂防砂技术的施工质量控制

3.1 工程项目施工质量中的人员控制

人作为控制的对象, 要做到尽量减少错误或者是失误的发生, 同事作为控制的主体要素, 应该充分发挥其主观能动性。人的控制是压裂防砂技术实施质量控制中最为重要的一个环节, 有关人员对于施工质量的好与坏起着举足轻重的作用, 是生产力得以提升的体现。此外, 应提高所有参与工程施工人员的质量意识, 各个工作岗位上的相关人员应该做到协调发展, 个人的力量是有限的, 将整体与个体有机的结合在一起, 不仅发挥团队的优势, 还有将个人的特色运用到实践生产中去。

3.2 工程项目施工质量中的工艺控制

BZ25-1油田位于渤海湾, 距离塘沽150km, 第一阶段开发包括三个钻井平台 (B、D和E) 。油藏为多层、薄层的河床砂沉积, 胶结疏松, 主力油层为NmⅣ、Ⅴ油组。油层垂深为1650~1850m, 油层压力为10.34~13.8MPa, 该油藏为高孔高渗储层, 平均孔隙度为34%, 平均渗透率为1750m D, 储层温度为65.6~82.2℃, 重油, 原油的API度范围在12~18之间。结合工程实例的基础上, 根据最新的研究成果和前期试验中出现的问题, 从而得出相关的经验, 优化工程项目施工质量中的技术控制。

(1) 选择原则是有出砂历史, 同时储层垮塌不严重的油井进行试验, 慎重选择压裂液体系, 做到具体情况具体分析。

(2) 通过人工隔层控制缝高技术, 从而改善距离上下水层较近或者无明显隔层的压裂储层。压前工作要细致, 预先处理号边底油藏。此外, 三维压裂优化设计技术的成功应用, 使得裂缝的延伸在一定程度上得到控制。

(3) 为了实现防砂和油层双增产的目的, 使得真正意义上的端部脱砂防裂技术得以实现, 同时进一步提高施工砂比和压裂规模, 施工平均砂比在45-55%之间, 满足储层对裂缝导流能力要求。

(4) 针对压裂液自喷返排率较低的情况, 根据压裂液破胶时间和裂缝闭合时间, 将压后关井时间由目前的3-8小时缩短到1小时, 同时研究应用压后气举快速排液技术, 减少对地层的伤害。

4 结束语

工程项目的建设是一个复杂、庞大的工程, 包括施工质量的管理与控制。工程项目的施工质量管理与控制, 需要全员参与, 全员控制, 做到工程开工前有策划, 同时根据以往类似工程经验制定预控措施。施工过程中, 彻底把质量隐患消灭在萌芽之中。针对压裂防砂技术项目的施工, 要不断掌握学习新技术、新工艺、新材料、新设备, 这样才能使工程的施工质量管理与控制方面不断地完善、提高。

参考文献

[1]廖正环, 郑南翔, 邬晓光.工程质量控制与管理[M] (第2版) .人民交通出版社, 2011

控制压裂 第7篇

1 影响压裂增油效果的因素

(1) 压后增液不增油或增油幅度较小, 导致这种结果的出现一是因为压开了高含水层或压开了邻井的高水淹层, 二是压裂前该井就已经高含水。

(2) 改造油层厚度小, 增油的特质条件差, 该类井以二次加密及三次加密为主, 由于这两套井网的油层以薄层及表外层发充有为主的相对较差。

(3) 重复压裂井。重复压裂井含水上升快, 产量递减快, 这部分井控制储量动用程度高, 剩余可采储量少, 增产困难。

(4) 注采关系不完善, 完善的注采关系不但使油井压裂初期的增油效果明显, 而且措施有效期长;否则, 由于产液强度大会造成原油脱气严重, 结蜡量高, 致使原油流动困难, 增加了开采难度。

(5) 施工质量。由于施工过程中材料不合格或施工未按施工设计进行加砂、替酸等造成了开井后不增油或油层未压开导致压裂无效。

2 压裂低效井的控制方法

通过对以往大量的压裂井资料进行统计、分析、归纳出压裂井的选择井、选层的界限, 压裂厚度及措施前压力的界限。

(1) 压裂井产液、含水界限

对近10年来压裂井初期增油5t以上的井进行归类、总结:产液量小于30t的压裂后增油效果明显;产液量在30-60t的含水小93%的压裂压裂增油效果也较好, 含水大于93%的应慎重考虑;产液量大于60t的不建议选择压裂井;含水大于95%的井也不建议做为压裂井。

(2) 压裂砂岩厚度、有效厚度的界限

对近10年来压裂井初期增油5t以上的井的砂岩厚度及有效厚度进行加权平均得到:压开砂岩厚度14.9m, 有效厚度达4.2m。

(3) 压裂地层压力界限

地层压力大于9M P a, 流饱压差:-1~1.5MPa。

(4) 重复压裂井选井选层

随着开采时间的延长, 采油井的改造力度的加大, 压裂选井的范围在逐渐缩小, 重复压裂成为今后压裂选井的重点。

一是压裂井区的注采系统比较完善, 最好有两个以上受效方向;二是压裂井井筒附近渗流阻力大, 生产压差与流压比值大于2;三是压开有效厚度大于1.5m。

复压井选层标准:

一是分流河道砂体的凸出部位、废弃河道及尖灭区遮挡区剩余油相对富集压裂效果较好;

二是以指状或马鞍状分布的主体薄层砂, 压裂井点处于凸出部位, 压裂效果较好;

三是非主体薄层砂以条带状或坨状分布, 周围注水井处于主体薄层砂, 此类“厚注薄采”层措施效果较好;

四是镶边搭桥型的表外储层压裂效果较好。

(5) 加强施工质量的管理

保证材料的合格;施工过程严格按设计方案施工。

3 结论

(1) 压裂措施效果的好坏取决于地质因素、施工质量及压后管理等, 每一项环节都应紧密配合、协调控制, 才能取得好的压裂效果。

(2) 压裂选井、选层的界限只是短时间、小范围压裂井进行归纳、总结的, 具有一定的局限性, 今后还应在不断的试验及工作中进行细划。

(3) 做好压裂井的选井、选层工作基础工作, 加强压裂井的措施培养和保护可以减少压裂低效井的产生。

摘要：油井压裂是油田重要的增产措施, 如何提高压裂井质量, 保证压裂效果, 是提高油层动用程度, 提高油田最终采收率的根本保障。本文从生产实际出发, 认真分析了由于地质因素、施工质量等方面产生压裂增油低效井的原因, 论述了针对不同原因, 改善低效井的方法, 并在有关选井、选层标准的提出界定标准, 对高效益开发油田具有借鉴意义。

关键词：低效井,成因分析,控制方法

参考文献

[1]俞启泰.油田开发论文集[M].北京.石油工业出版社.1999.

控制压裂 第8篇

通常情况下, 对高渗透油气藏及非常规油气层 (含煤层、石灰岩层与页岩层) , 水平井技术的应用成功率很高。然而, 对致密砂岩气藏 (需要措施改造, 如压裂) , 水平井的应用成功率很低。对一个油气藏, 水平井施工成本比直井高2～4倍, 而其理论产量是后者的3～5倍;油气价格上升时, 水平井的经济效果更明显。然而矿藏资料表明, 一部分水平井的单井产量只是其邻近直井单井产量的110%～130%, 而其单井成本则是后者的200%以上。另外, 在同样产量或开发同一气藏的条件下, 水平井占用土地面积是直井的20%～50%。对致密砂岩油气藏进行水平井方案设计、钻井施工与完井施工时, 为了达到预计的经济效果, 必须对存在的风险因素进行识别及控制。矿藏资料还表明, 不存在一种通用的方法可解决上述问题。风险来自于地层特性, 而地层特性复杂, 必须利用钻井技术、完井技术及其他相关技术对这些风险进行识别及控制。随着相关技术的进一步完善, 水平井技术将得到更广泛的应用, 所面临的主要问题是对水平井施工过程中的风险因素进行识别与控制, 以获得更好的应用效果。

本文描述了致密砂岩气藏水平井施工中风险识别及控制的一种系统方法。该方法包含以下内容:气藏静态与动态描述、钻井设计与施工、完井设计与施工、生产情况、风险因素处理不当的后果、经济效益评价。该方法也适用于其他类型的油气藏, 但是本文只对渗透率小于0.1 mD (1 mD=1.0210-3 μm2) 的致密砂岩气藏的水平井应用技术作论述。

2 气藏模型

利用气藏模型可确定水平井井位并对风险因素进行量化。因为数据在不断得到补充, 因此也不可能一次性建立某个气藏的最合理模型。但是, 一旦建立了一个较合理的气藏模型, 将会得到更合理的水平井施工参数。

致密砂岩气藏由多个薄气层构成, 而且各气层间存在低渗透隔层, 气层之间的垂向渗透率很低, 因此, 只利用水平井不能有效地开采各气层, 需要利用多条横向人工裂缝对气层进行开发。另外, 致密砂岩气层在横向与纵向上时而出现, 时而消失, 因此, 一个气藏的多口气井在开发一段时间后, 各气层的压力有明显的差别, 从而造成下述现象:老井附近的新井, 其地层压力是原始地层压力, 而距老井很远的新井, 其地层压力已降至枯竭压力。地层 (包括气层) 的渗透性, 水力压裂裂缝长度、高度与方位角决定了上述两种情况的发生。为了准确确定致密砂岩气藏的水平井位, 要做好以下三项工作:对气层的分布做精细描述, 对这些气层的压力分布做计算与修正, 最后对理论方案的实施效果做经济评价。为了做好这三项工作, 需要建立一个准确的气藏模型。

利用测井资料、地震资料与岩心资料建立气藏初步模型, 然后根据完井资料、措施作业资料与气藏流体资料对该模型进行完善, 再对每口气井的产量数据、压力数据做历史拟合, 最后利用这些拟合结果对气藏模型进行标准化处理, 这时可得到某气藏的标准模型。根据气藏标准模型再绘制气层分布图。在气层分布图中, 一些气层很厚而且具有气藏原始压力, 如果井位在这些气层上, 那么产量效果最好, 这时水平井位已初步确定。

然后再利用标准模型开展以下内容的工作:气藏已采出了多少天然气, 剩余可采储量是多少, 根据每个井位的钻井方案计算将采出的天然气数量, 进行风险分析和综合经济评价, 最后确定气藏的最合理水平井位。

3 方案制定

涉及内容有水平井经济参数、气藏地质参数、水平井方位角、产量数据、水力裂缝参数。在方案制定过程中, 一些邻井资料很有用, 另外, 并不是对每个致密砂岩气层都可编制合理的水平井开采方案, 但是, 通过方案制定工作, 能够确定某气层的水平井开采工艺是否经济可行。

3.1 经济参数

确定邻近直井的钻井与完井成本, 估算水平井各种方案的施工成本 (不同的钻井参数, 如钻头尺寸与钻速, 对应不同的钻井方案) 。如果需要压裂作业, 那么其费用也要进行评价, 包括压裂液、支撑剂及水马力等参数。还需要对钻井工具与完井工具进行分析, 以评价各种水平井工艺。

3.2 地层参数

要确定气层是否适合水平井开采, 先要解决以下4项问题:气层范围是否足够大?气层是否连续或有尖灭现象?是否有倾斜隔层或断层穿过气层?某些部位的气层砂岩是否已页岩化?如果这4项问题较突出, 那么水平井施工风险程度也较高, 这时利用气藏模型可找出这些问题的部分或全部答案。

3.3 水平井方位角

致密砂岩气藏的软件模拟结果 (包括产量模拟数据) 表明, 致密砂岩气藏最适合横向裂缝, 而非垂向裂缝。致密砂岩气藏的起缝位置通常在地层最小水平应力方向上, 而且在其最大水平应力方向上, 裂缝得到延伸。为了确定这两种应力分布的方位角方向, 需要利用直井的水力裂缝监测资料先确定较远地层 (相对于水平井地层) 的裂缝方位角, 然后确定水平井的相关数据, 以保证水平井方向平行于地层最小应力方向。如果不能保证这一点, 必须采取一些补救措施以防止井壁不稳定等钻井问题。

3.4 气水生产特性

水平井方位确定后, 要预测气水流动特性, 利用邻井的套管井与裸眼井地层测井曲线与生产测井曲线可以确定气层、水层及其流动特性。水层可能对水平井的天然气产能产生严重的负面影响。对直井, 因气水密度差异很大, 所以气水会自动分离, 并分别得到开采。对水平井, 气层与水平井之间的水层能阻挡气相的流动。

对砂岩气藏的直井, 当气水比小于10 000 ft3/bbl (1 ft3/bbl=0.178 m3/m3) 时, 测井曲线显示, 气相总是在上部射孔段产生, 水相总是在下部射孔段产生, 而且井筒内会形成水柱。对有水力裂缝的水平井段, 裂缝高度是一个重要参数:无论水平井段在气层内还是在水层内, 如果水平段附近还有水层, 那么裂缝高度控制不当时会导致该井大量产水。

3.5 水力裂缝

对某气藏直井的水力裂缝性能作评价, 利用声波测井资料确定直井地层的水平应力与垂直应力, 再对这种应力进行修正。在泵注诊断测试时, 记录了压裂瞬时停泵压力数据, 根据这些压力数据即可对上述两种应力进行修正。微地震裂缝资料有以下几方面的作用:确定地层方位角, 确定裂缝长度与高度, 确定应力隔层以进一步完善气藏地应力模型。

3.6 施工过程模型

获得准确的气藏地层渗透率也是保证水平井成功实施的一项重要因素。地层渗透率资料来源:岩心资料、产量模拟结果、根据测井曲线建立的渗透率模型、压力恢复测试。一旦地层渗透率及气层特性数据得到了确定, 就可建立一个较准确的水平井施工过程模型。

根据该模型, 可模拟水平井的不同钻井与完井方案, 包括水平井段长度。再利用不同的完井方案, 对水力压裂方案进行优化, 包括分段压裂次数。对预测模型输入不同的缝高数据, 可得出图1所示的图形。该图表明, 控制裂缝高度即可控制将开采的气层层数。图中的不规则小圆、中圆与大圆分别表示在三种压裂方案下所产生的3个裂缝高度。在其中最高裂缝的条件下, 3个气层将得到同时开采。根据压裂液及支撑剂类型, 可得出该预测模型的裂缝导流能力数据, 根据专用软件, 还可得出预测模型的其他一些数据。

4 钻井施工

对裸眼井进行测井作业后, 开始水平井段钻井施工, 要加快钻进速度, 以降低设备使用费, 同时还要保证井筒质量, 尤其是井身有较高的圆度及平滑度, 而且保证水平井段轨迹的弯曲度最小, 因为这些参数对下步的压裂施工影响很大。在钻井过程中, 还要进行应力测井与图像测井, 以获取高应力地层资料或异常地层资料, 从而为分段压裂设计提供依据。

4.1 保证水平井段的轨迹在气层中

如果轨迹偏离设计值, 那么会产生几种不利后果:①终止水平段的钻进, 或采取补救措施重新进入气层;②减少分段压裂次数;③提高压裂泵压, 因为轨迹偏离气层进入的新层段岩石硬度较高 (如页岩层) , 需要下入更高强度的套管。

4.2 水平井段弯曲度

水平井段弯曲不容易测量, 但是它能严重影响压裂施工效果, 井段弯曲越大, 产生的附加地层力也越大, 从而导致更高的起缝压力, 即压裂施工泵压将大于设计泵压。另外, 井段弯曲大还会导致生产问题:气水二相流体流过弯曲井段的低部位时, 气水二相将自动分离, 从而降低气产量。

4.3 水平井段的圆度与平滑性

有多种钻井方法, 当钻至水平段时, 必须根据水平井筒圆度与平滑性要求而选择钻井方法, 因为分段压裂时, 水平井段的封隔器要产生有效的封隔效果, 否则, 在分段压裂时, 已压裂过的层段将再次得到压裂。

4.4 钻井方法

有三种钻井方法, 即旋转滑动钻井、绕性油管钻井与旋转导向钻井 (RSS钻井) 。第一种方法的应用较广泛, 但是它有以下缺点:钻井周期长, 钻头磨损不平衡, 扩眼时间长, 有时引起套管或完井管柱遇卡。如果结合第二种与第三种钻井方法进行钻井施工, 那么将钻出一个类似枪管内部结构的井身结构, 在这种井身结构条件下, 很容易下入套管及完井工具, 而且在分级压裂时, 也很容易进行封隔器操作或注水泥施工。

4.5 井壁稳定性

这是钻井施工中要考虑的最后一项因素。对致密砂岩地层, 井壁不易坍塌, 但是也能发生这种现象。因此, 要根据以下资料确定地应力方向:井壁岩心、各向异性声波测井与图像测井资料。不需要对每口井都开展上述工作, 但是需要对第一口水平井或其邻近直井获取上述资料以指导以后的水平井施工。

4.6 测井作业

需要采取多种手段以保证水平井段位于目的层内, 但是这是一项难度较大的工作, 尤其在夹层较多而且夹层在水平井方向上的岩性特征变化较大的条件下。如果更换钻头时才开展一次测井工作, 那么水平井已偏离目的层的可能性很大, 因此要开展随钻测井工作。结合气藏模型与测井资料, 可确定水平井段当前位置, 利用图像测井还可确定水平井段的天然裂缝与钻井产生的裂缝及裂缝方位角, 再利用这些资料确定起缝压力较高的地层, 或确定能产生复杂裂缝的地层。利用图像测井, 还可确定是否钻遇断层或钻遇邻井裂缝, 如果存在这两种情况, 那么需要对分段压裂采取措施, 以避开断层或邻井的裂缝系统。

5 完井作业

完井作业涉及两大内容:一是压裂施工, 包括压裂分隔方法、分级压裂方法、总体压裂设计、压裂液与支撑剂选择原则;二是数据收集, 通过数据的收集与分析指导下步的施工方案。

5.1 对致密砂岩气藏的水平井进行分级压裂时, 有以下四种压裂封隔工艺

第一种是不停泵连续分段压裂。水平井结构是裸眼井, 无水泥割缝衬管井, 或无水泥套管井 (套管上有射孔孔眼) 。该工艺的优点:不停泵连续压裂;地层与井筒之间的裂缝连通性好, 因为无水泥固井作业。该工艺的缺点:分段压裂失败时, 一部分气层将得不到压裂, 导致实际产量远低于设计产量, 这时如果要对该井再次进行压裂施工, 那么作业成本将急剧上升。

第二种是对套管水泥固井的水平井段进行“射孔压裂封隔”。第一级压裂在水平井段的最远位置开始, 最后一级压裂在水平井段的最近位置 (相对于直井段而言) 。常用的封隔器类型有复合式、可回收式与填砂式, 前两个类型属于机械封隔器, 能产生很好的封隔效果, 但是, 很难在水平井段对其进行准确位置坐封、回收与打磨。利用这两种封隔器每完成一级压裂, 需要在地面再拆装一次压裂设备, 从而导致较长的工期及较高的成本。利用砂式封隔器进行施工时, 工期短, 成本低, 但是封隔效果不好, 从而导致在进行某级压裂时, 对前级已压裂气层再次进行压裂。该工艺的另一个优点是对水平井段的任何部位都能进行准确定位射孔, 而另一个缺点是很难使套管外部的水泥连续分布。因此常产生两种压裂现象:设计的压裂层段未压裂, 压裂过的层段再次压裂。微地震水力压裂监测资料已证实了这种推断。产生上述压裂现象的原因为:在套管与地层之间的环空中, 有一段空间无水泥, 而且该段空间有一个地应力相对最低的地层部位, 当压裂液进入该段空间后, 这一地应力低的地层将产生裂缝, 但是这个起缝位置不一定是方案设计值;当地层应力高于水泥强度时, 水泥将产生裂缝, 该裂缝又在水泥中延伸, 当压裂液到达低应力 (相对于水泥强度) 地层时, 这一地层将得到压裂, 但该层也不一定是设计的压裂层。

第三种工艺是下入带多个滑套的套管, 再进行水泥固井与分级压裂。每个滑套控制一次压裂, 滑套都处于关闭状态, 当一个小径圆球投入井后 (在水平井段, 由压裂液携带圆球) 落入球座, 再启动一个控制器使该滑套打开, 这时开始第一级压裂。第一级压裂完成后, 另一个较大直径的圆球把第二个滑套打开, 并开始第二级压裂。当所有分级压裂完成后, 对压裂液进行返排施工, 这时圆球自溶消失或被压裂液携带离位。该工艺的优点:压裂级数可达到10, 在多级压裂施工过程中, 不需要对地面设备进行拆装。而且压裂工期短。缺点:环空中有水泥亏空现象, 从而导致未压裂或重复压裂现象, 这一点与上述第二种工艺过程中出现的问题类似;压裂过程中出现脱砂现象后, 需要利用挠性油管设备进行冲砂作业, 并容易使滑套受损, 从而使水平井施工成本急剧上升。

第四种工艺是把带有机械和化学封隔器的套管下入水平井段, 而且不对水平井段进行水泥固井, 然后利用这些封隔器进行分级压裂作业。该方法与上述第三种工艺方法类似:投球座封。该工艺方法的关键点:水平井段的裸眼井筒形状必须是圆形, 以保证封隔器的有效封隔。该方法的优点类似于上述第一种方法的优点:通过裂缝, 井筒与地层之间的连通性最好, 但是, 该工艺方法与上述第三种工艺方法的不利因素类似:在压裂过程中出现脱砂现象时, 需要采取挠性油管作业以清除砂粒支撑剂, 从而导致施工成本剧增, 明显延长工期并容易损坏套管上的封隔器。如果裸眼井段的圆度达不到要求或封隔器受损, 那么未设计层段也会产生裂缝, 或设计层段产生重复压裂现象。

5.2 微地震压裂监测

当使用上述四种方法的任何一种进行压裂施工时, 如果施工井附近有合适的直井或合适的地震测量点, 那么很有必要开展微地震裂缝监测工作。利用实时裂缝监测资料, 可确定裂缝尺寸的异常变化, 从而使分级压裂方案得到及时调整, 并分析该调整方案对整体压裂方案产生的影响, 然后确定该调整方案是否合理;如果不合理, 继续进行方案调整, 直至达到满意的综合压裂效果。

利用实时裂缝监测资料, 还可确定裂缝是否偏离设计层位, 确定封隔方法的效果达到了何种程度。在分级压裂过程中, 如果确定了某层位得到了重复压裂, 那么可终止当前压裂措施并开始下级压裂;如果确定了目前施工层位正在产生多条裂缝, 那么可根据压裂液与支撑剂的剩余量, 适当延长该层位的压裂时间;如果确定了裂缝遇到了断层, 那么立即停止压裂施工。

5.3 压裂液与支撑剂的选择

对水平井, 垂直裂缝的导流能力非常重要, 但是对直井, 裂缝导流能力的影响不大, 必须确定地应力旋回参数, 以确定支撑剂强度, 从而保证裂缝有较大的导流能力。该裂缝导流能力的大小还受以下参数的影响:支撑剂浓度、垂直裂缝高度、携砂液黏度。在大部分水平井压裂施工中, 都选择了高黏度压裂液, 其主要原因有两点:容易产生裂缝, 保持井筒附近的裂缝有一定尺寸的宽度;低黏度压裂液在压裂过程中不能保持一定尺寸的裂缝宽度, 从而导致过早的脱砂现象。

5.4 地应力

水平井段的弯曲导致了地应力的重新分布, 目前正在开展这种现象的研究以确定二者之间的定量关系。对致密砂岩气藏, 如果分级压裂的封隔效果不好, 那么整体压裂的施工成功率常低于75%。开展应力测井与图像测井工作可确定近井高应力地层段, 因为这些地层段的压裂成功率偏低。如果能获得较准确的地层各项参数, 并制定出较合理的分级压裂方案, 包括合理的封隔工艺, 那么水平井段的分级压裂成功率可达到95%以上。

5.5 其他方面讨论

压裂施工后, 要尽快对产层进行返排作业, 以降低压裂液对地层的伤害程度并提高裂缝导流能力。根据理论推断出了有两种地层返排现象:一是各压裂层同时返排 (混合返排) ;二是水平井段跟部地层先返排, 然后按由近 (从水平段跟部开始) 至远 (在水平段趾部结束) 的次序, 其他地层依次进行返排 (次序返排) , 最后是水平井段趾部地层得到返排。但是实际情况是哪一种, 目前还不清楚。无论发生了哪种情况的返排, 其目的是一样的:尽快排除地层中的压裂液。目前已有一种测井设备可对各压裂层进行测试, 以评价各层的返排及产量情况, 从而确定各分级压裂效果。在产量模型研究工作中, 通过改变压裂级数, 可预测裂缝条数及气井产量, 从而与实际产量数据作比较;利用微地震裂缝监测资料, 可确定哪些地层得到了成功封隔及压裂, 哪些地层未得到压裂, 然后确定是否需要通过其他井 (邻井或加密井) 对这些未压裂层段进行开发。一些石油公司对水平井段下入挠性油管进行磨铣作业, 以清除封隔施工过程中使用的堵球, 从而保证油气通道畅通, 但有可能适得其反。因为资料表明, 无论是直井还是水平井, 进行了修井作业后, 产量下降。因此对水平井段中的堵球进行磨铣之前, 一定要对挠性油管作业造成的不利风险因素进行评估。如果一口水平井投产时达到了经济产量, 而且也确定某些层段的压裂无效, 那么要通过返排作业提高压裂层的产量, 以补偿未压裂层的产量, 同时保证在压裂层的产量下降后, 该井仍能以经济产量生产。

气井产水也是一项重要问题。如果一口水平井已出现了含水率较高的现象, 那么目前还没有行之有效的措施可以解决该问题。常用的补救办法是:关闭该井, 利用邻井 (直井或水平井) 对该气藏继续进行开发, 这显然增加了该气藏的开发成本并随之降低了该气藏的经济效益。

6 结论

水平井开发综合技术可达到三个目的:更合理的方案、更合理的水平井段轨迹、成功率更高的压裂完井施工。在制定方案时, 必须做好气藏精细描述工作;在水平井段钻井与压裂完井施工过程中, 必须根据实时监测资料对施工参数作合理修正。详细结论如下:

(1) 在采用多项新技术的条件下, 水平井是开发致密砂岩气藏的最有效方法。

(2) 利用较准确的气藏模型, 可确定地层分布状态, 确定气层位置及水平井段开窗前的直井位置。

(3) 通过绘制气层与水层的相对位置图, 可确定水平井段应该在哪个层位, 再确定水相对气相的影响结果。

(4) 利用裂缝方位角, 可确定水平井段方向, 从而保证产生多条横向裂缝。

(5) 根据裂缝高度变化特征, 可确定裂缝连通层位。

(6) 根据地应力资料, 可制定更合理的分级压裂方案, 并选择合理的压裂封隔工艺, 以保证较高的分级压裂成功率。

(7) 无论利用哪种钻井方法, 都要使水平井段有较高的圆度, 以方便下入完井套管, 保证分级压裂时有效的封隔作业。

(8) 保持较低的水平井段弯曲度可避免产生地应力异常现象, 从而使地层容易产生裂缝并因此提高气井产量。

(9) 选择合适的分级压裂坐封工艺, 以保证较高的压裂成功率。

(10) 水平井段注入水泥后, 能产生一些不利风险因素。为了降低这些风险程度, 必须保证较高的水泥质量、较合理的施工方案及严格的水泥施工过程。

(11) 无水泥下套管坐封工艺对地层伤害程度较低, 并产生较高的裂缝导流能力。

(12) 只有通过微地震裂缝监测, 才能确定各级压裂的有效性及裂缝参数大小。

(13) 只有通过实时微地震裂缝监测, 才能使分级压裂施工参数得到更合理的调整。

(14) 选择合理的支撑剂强度与浓度, 可保证较高裂缝导流能力的时效性。

(15) 高黏度压裂液能产生较高的裂缝支撑高度。

(16) 利用每级压裂层位的气、水产量资料, 可确定每级压裂效果, 并指导同一气藏中其他水平井的分级压裂完井方案。

浅谈油井压裂施工影响因素及对策 第9篇

【摘 要】油井压裂工艺是目前最有效的油井增产措施之一，它在解除近井地带储层堵塞、改善油层流动条件等方面起着不可替代的作用。压裂施工工序复杂，技术含量高，投入大，因此，控制好现场施工各环节质量是保证施工成功率的关键。本文对河口油区压裂施工中一些现象和做法进行分析总结，找出了施工问题出现的规律，优化了施工作业程序设计，提出了一些有效措施，保障了压裂施工质量及效果，具有较好的推广应用价值。

【关键词】油井压裂；影响因素分析；解决途径

前言

油井压裂是通过水力高压在油层中造缝，并通过陶粒砂或石英砂支撑，从而形成一条或几条高渗透通道，以增大流通面积，改善油流在油层中的流动状况，降低流动阻力，达到油井增产的目的。随着油田开发进入中后期，产量自然递减加快，稳产压力增大。作为目前最有效和最常用的增产技术措施，河口油区年施工压裂措施井60余井次以上，改造低渗透层，提高采油速度，收到了良好的增油效果。压裂施工作业，工序复杂，技术含量高，单井投入百万元以上，一旦出现压裂施工故障，不仅影响措施效果，甚至发生卡管柱转大修等工程事故。处理故障延长了作业占井周期，造成巨大的经济损失。因此，对压裂施工各环节进行深入研究，分析压裂施工故障出现的规律和特征，寻求问题解决途径，以规避施工风险，显得尤为重要。

一、油井压裂工艺技术在河口油区施工现状

1. 油井压裂施工质量问题统计分析

2014年河口油区共实施油井压裂措施58口井，其中有9口出现施工问题，见表（表1）。

统计可以看出，除去车组故障及下井工具因素处，压裂砂堵占问题井数半数以上。

2.不同施工阶段压裂砂堵故障对效果的影响程度

油井压裂过程中，一旦出现砂堵故障，必然导致过早停止压裂施工，对压裂造缝、充填及布砂均度等产生不利影响，继而影响到压裂增产效果。而砂堵出现在压裂前段、中段及后段，其对增产效查影响也不尽相同。

（1）压裂施工前段出现砂堵，支撑剂在近井堵塞，裂缝无法填实，对油井初期的增产效果影响不大，但对油井长期稳产是有害的，因此，此时的砂堵故障很显然是有害的。

（2）如果裂缝已有足够的长度和宽度，砂子在裂缝中沉降出来（也就是地层已吃饱），那么，从生产能力的角度来看是无害的。因为油井压裂增产的主要原因是：通过压裂暴露出新的产油区、绕过渗透降低区（污染带）和油层的流动型态由径向流改变为直线流来实现。据相关研究表明，大多数伤害区只需要一条短缝就能绕过去。当达到设计砂量60～70%的砂堵井，也能达到油井增产目的。

（3）因压裂液返排不及时，低压层会因液体堵塞产生新的油层伤害。

（4）如果因裂缝宽度不够或裂缝闭合造成的砂堵也是有害的。

由此，我们认为：对压裂初、中期发生砂堵，处理时间长，以及低压井增产效果影响较大。对压裂施工后期，设计加砂量已完成70%以上，砂堵后得到及时处理（洗井等）投产的井，对增产效果影响不明显。

二、压裂施工影响因素分析

油井压裂影响因素较多，而出现砂堵故障除地层因素外，也有设备因素、管理因素及操作失当等。

1.施工预案不完善，操作失当。在地层中造缝和充填，与井底附近地应力及其分布、岩石的力学性质、压裂液的渗滤性、注入方式等因素有关。施工中地层发生变化导致工艺设计不适应，现场施工指挥人员处置不当或指挥失误，极易造成砂堵。压裂施工中，问题具有突发特性，如加砂尾段泵压急剧爬升时，设计方为了盲目追求高的方案符合率，继续加砂，易造成管柱砂堵。

2.施工用压裂液不合格，液量储备不足。压裂初期压裂液性能差，造缝宽度不够，裂缝不能接受携砂液中的砂粒，或砂子在套管中沉降出来堵塞炮眼，就会发生砂堵。而缝的宽度与裂缝中反抗岩层弹性的压力差有关，随着砂子进入裂缝并沉降下来，就需要更高的液体压力以产生更高的应力作用在缝面上才能增加缝宽，如果压裂液滤失过快或设备能力不足，不能得到所需要的压力，液体排量减慢，砂子以更快的速度沉降下来，形成砂堵。

现场导致压裂性能差的原因即有配制标准低，也有转运灌车未放净存液，稀释了压裂液，或配制的压裂液长期搁置，在高温天气下变性等。

压裂液储备不足。压裂液运输和施工过程中的损耗造成实际用于施工的液体不充足时，会因加砂比过高，导致砂堵。特别是现场采用罐车拉液，大多液量不准。而压裂液不足，采用前置液采用污水，造成地层造缝宽度不够，也为砂堵埋下隐患。

3.设备故障。设备对压裂设计的完成产生的影响是决定性的，充足的、运转良好的设备是压裂成功的保证。一旦出现压裂泵车出现故障，维修时频繁停泵造成压裂液损失，或降排量施工。孔眼处的射流作用将底部附近的砂子冲走，进入裂缝的首批砂子在井底附近沉降到缝底，更多的砂子进入裂缝后，砂堆的高度将增加到某一平衡点，此时，如果没有足够的缝中流速（排量）和泵注能力，其他砂子很难被带过砂堆，最终沉降到裂缝近处，形成砂堵，在进行低成本的中浅层压裂（压裂防砂）作业中，车组问题较多。

交联泵故障，手工加注交联剂不均匀。压裂施工中，交联剂应连续、均匀地加入压裂液中，否则，压裂液的粘度和携砂能力就会大大降低，造成压裂砂在压裂液中呈不均匀分布状，这样砂子会在管柱发生扰流的地方形成障壁，进一步形成管内砂堵。L17-X22井施工时因交联泵故障，手工加注交联剂不均匀造成过泵压导常。

4.施工监测问题。在压裂施工中混砂车是心脏，目前压裂大多采用绞龙式混砂车，通过绞龙转速换算砂比，即使绞龙空转，仪表车也会显示与其对应加砂比和加砂量。由于支撑剂粒度因井而异，所以应对螺旋输送器按所使用的支撑剂进行校准，出现混砂车与实际加砂量不符，表现明显的有L8-10-8井（仪表数据与砂量不符）、DB13-20井（数据混乱，砂比波幅大）、DB26-26井（仪表数据与砂量不符）。特别到了加砂尾段当实际加砂量少于仪表显示数据时，现场指挥人员会因压裂液不足大幅提高砂比，也导致砂堵。

5.施工条件差。油区受海潮侵蚀、苇场圈耕等因素影响，井场越来越小，加上压裂车辆又多又重，井场边缘无法使用，在车辆摆放时就捉襟见肘，甚至作业井架也被迫撤出。施工过程中，车靠不到位或车载压裂液接续不及时，不连续，造成了施工排量的波动，或直接导致砂堵，或达到不设计加砂量，或平均砂比过低。如C78-1井砂堵，Z27-19井降排量施工等都是上述原因造成的。

三、油井压裂施工问题解决途径

1.油井压裂施工问题的应对方法 。

（1）努力改善设备的工作状态，确保在高压施工时能保持足够大的排量，以压开并延伸一定规模的裂缝。

（2）当发现油套压力上升幅度异常时，应谨慎的提高一点排量，同时降低或停止加砂，以便观察动态；此时如果降低排量只会减弱裂缝中的携砂能力。

（3）暂停加砂打隔离液，以利于疏通裂缝中的“砂堆、砂桥”，待有所改善时再继续施工。

（4）施工中，在确保排量的同时，要掌握操作技巧，控制平稳加砂速度，避免大落大起、忽高忽低。

（5）在压裂设计时，应考虑地层和裂缝的承受能力，不能轻易的采用“深穿透饱填砂”的加砂模式。

2.出现砂堵时的现场处理方法 。

（1）不可在高压状态下匆忙放喷排液，否则会出现压扁油管，刺坏闸门等井喷失控事故。同时，也造成地层吐砂，封口“包饺子”等不良现象。

（2）待压力稍降低后再采取放喷排液和返洗步骤，排完混砂液后，视情况而定是否重新施工或关井处理。 若加砂量达到设计量70%，则不推荐重新施工。

（3）压力扩散完后，适当压井。或及时起出压裂管柱，尽快探砂面和冲砂，避免压裂液对油层造成二次污染。早动管柱，也有利于封隔器解封。

（4）加大反洗泵车及洗井液等应急物资准备的投入，力保压裂砂堵后能洗得通、洗得净，洗得及时，将不利影响降到最低。

3.优化施工程序设计，做好多方案过程安排

采用PDPC法做多方案的过程安排（图2），以应对施工异常情况发生。

四、几点建议

1.优化对压裂液的选择，采用适合于地层施工的配方，如在确保有较低摩阻压力和良好流动性能的情况下，较大幅度地提高其黏弹性。这样，既有利于造缝和延伸扩展裂缝，提高携砂能力，又可达到减低渗滤、防止地层坍塌的效果。

2.加大车辆物资等应急投入。对井场条件较差的井，无论压裂规模大小，均采用立罐备液，以消除供液不连续造成的不利影响；

五、结束语

作为一项高投入、高回报的油井增产措施，压裂施工工艺是一项技术含量较高系统工程，它需要多工种、多部门、多单位密切配合，缺少那一个部门，或那一个环节没做好都会直接或间接影响施工的圆满完成，因此，仍需继续进行深入细致研究，找到不利因素产生的根源，有的放矢，加以解决，取得更加理想的效果。

参考文献：

[1]罗英俊，万仁溥主编.采油技术手册（修订本1-10）.北京：中国石化出版社，1990-1992

控制压裂 第10篇

关键词：深煤层,电镜扫描,伤害机理,低伤害压裂液

我国煤层气2 000 m以浅地质储量为36.81×108m3, 其中1 000~2 000 m的煤层气地质资源量占总资源量的61.2%。随着勘探工作的不断深入, 有利区块的浅部勘探基本完成, 1 000 m以深的煤层气勘探开发已成为必然趋势, 深煤层是非常规能源的又一发展方向[1]。然而, 相对浅煤层而言, 深煤层具有地应力高、温度梯度高、变质程度高和孔隙结构配置差等特点。水力压裂仍是提高深煤层单井产量的有效增产措施, 但是绝大部分压裂效果不明显, 这除了与煤储层本身性质及施工参数有关外, 还与压裂过程中带来的储层伤害有关[2,3]。根据煤储层的主要伤害机理。对比分析了深煤层煤岩伤害前后的电镜扫描结果, 并通过室内实验优选出适用于我国沁水盆地柿庄北深煤层压裂的低伤害压裂液体系。

1深煤层工程地质特征

1.1区域构造特征

柿庄北区域位于沁水盆地南缘沁水复向斜东翼, 构造以褶皱、次级褶皱和局部陷落柱为主, 断层稀少。地层由东往西, 基本呈一走向NNE和倾向NWW的单斜构造, 并在此基础上发育有一系列规模和大小不等的次一级褶曲, 地层倾角一般小于6°, 局部受构造影响最高可达15°。断层多发育于褶曲的翼部, 煤层埋深总体由东向西变深, 中部受褶皱影响有较大变化。实际勘探表明, 区内存在的一些小型次级褶皱会对煤储层的埋藏深度和厚度产生影响。总体而言, 区内构造比较简单, 有利于煤层气的开发。

1.2储层物性特征

柿庄北区块埋深1 000 m以深的煤储层以山西组和太原组为主, 含煤地层共发育煤层6~11层。煤层厚度大且全区分布稳定的煤层有山西组的3号煤和15号煤, 是进行煤层气勘探的主要目的层。虽然9号煤局部可采, 但目前不作为煤层气的主要勘探目的层。

3#煤层以亮煤为主, 夹少量镜煤, 属光亮型煤。平均厚度为5.87 m, 含气量为3.55~25.48 m3/t, 平均为14.29 m3/t, 储层压力为2.06~6.85 MPa, 平均为3.49 MPa, 平均压力梯度为0.69 MPa/100 m, 煤储层平均温度为24℃左右。

15#煤层位于太原中下部, 以亮煤为主, 夹少量颗粒状, 具有玻璃光泽的镜煤, 厚度为4.50~4.90m, 含气量为8.15~27.07 m3/t, 平均为16.24 m3/t, 储层压力为2.67~6.25 MPa, 平均为4.36 MPa, 平均压力梯度为0.71 MPa/100 m, 煤储层平均温度在27℃左右。

3号和15号煤为贫煤—无烟煤, Ro介于1.7%~3.17%, 平均孔隙度为5%左右, 渗透率较小, 一般为0.01~0.45 m D, 说明随着埋深的增大, 煤的变质程度增大, 微孔增多, 中孔和大孔减少, 孔隙结构变差。

1.3地应力及岩石力学特征

通过试井资料得出, 1 000 m以深煤储层最小水平主应力为12.10~26.40 MPa, 平均为15.673MPa, 最大水平主应力为23.41~33 MPa, 平均为27MPa, 泊松比为0.18~0.3, 弹性模量为4.65~5.62GPa, 且随着深度的增加泊松比降低, 弹性模量升高。

相对浅煤层而言, 深煤层的地应力与岩石力学特征明显复杂, 在压裂中容易产生复杂裂缝。

2深煤层潜在伤害因素分析

2.1深煤层的主要伤害类型

煤层气开采需要经历解吸-扩散-渗流过程。在煤层气开采过程中具有微孔隙和微裂缝[4—6]的煤层极易受到外来流体的伤害。煤储层的主要伤害类型有吸附伤害、堵塞伤害、应力敏感、水锁伤害和由不配伍造成的物理化学伤害[7—9]。储层伤害会造成储层中流体渗流阻力的增加和渗透率的下降, 从而影响煤层气的产量[10]。

煤储层主要由有机高分子组成, 比表面积大, 具有很高的吸附各类液体和气体的能力。压裂液的吸附不同于甲烷的物理吸附, 仅通过降压解除压裂液的吸附是不可能的[11,12]。因此, 在压裂过程中, 当压裂液吸附于煤表面时会形成渗透率近似为零的致密带, 使甲烷很难从煤岩内部孔隙中扩散出来, 导致煤层气的渗流能力降低。

煤储层是裂缝-孔隙型双重介质。随着埋深的增加、地应力的增加和变质程度的增加, 裂缝逐渐减少且大部分呈闭合状态。在压裂过程中, 由于压裂液滤饼不一定能沿整个水力缝面形成, 所以与水力缝相交的天然裂缝往往会被堵塞, 给原本渗透率就不高的煤储层造成严重伤害。天然裂缝堵塞伤害通常可分为破胶液残渣堵塞伤害、煤粉堵塞伤害和机械杂质堵塞伤害, 采用无残渣压裂液可在一定程度上降低由破胶液残渣引起的堵塞伤害[13]。

天然裂缝被堵塞或者本身具有无机物填充的煤储层渗透率一般较低, 再加之煤储层的应力敏感性使煤储层的部分天然裂缝在压裂过程中闭合, 导致渗透率变得更低。另外, 煤储层中的部分孔隙可被看作是弯曲的毛细管。由于煤储层具有弱亲水性, 所以当外来液体接触煤层时, 会产生强烈的吸水作用, 使煤储层的含水率增大, 甲烷的相对渗透率降低。因此, 结合煤储层伤害理论, 通过电镜扫描对比压裂液伤害前后的深煤层煤岩, 分析深煤层的压裂伤害机理。

2.2电镜扫描实验

为深入研究煤岩的伤害机理, 对压裂液浸泡污染前后的深煤层煤岩分别进行电镜扫描, 对比结果详见图1。从电镜扫描的结果中对比发现, 煤岩中具有天然裂缝, 且天然裂缝空间分布复杂, 部分裂缝被无机物主要为黏土矿物填充;当压裂液浸泡过后, 煤岩表面吸附了一定的压裂液, 而天然裂缝处吸附的压裂液更多。可见, 煤岩吸附严重, 会降低煤岩的渗流能力。

对煤原岩进行放大观察 (图2) , 发现煤岩表面分布着黄铁矿和以伊利石和高岭石为主的黏土矿物, 并发育有裂隙和气孔, 说明容易产生“运移型”地层伤害。

3流动伤害实验

3.1实验准备

由于煤的脆性强, 所以取实验用的标准煤岩心困难, 故在伤害性实验中采用人造岩心, 即根据相似理论, 将80~100目煤粉充填入胶筒, 并按地层条件下的含水饱和度对煤粉进行饱和, 然后在压力机上加压成型[14,15]。人造岩心的优点是克服了煤样的非均质性, 使实验的对比性增强, 缺点是未考虑煤岩心裂缝堵塞而形成的伤害。

实验中采用的液体为常规活性水压裂液、常规泡沫压裂液、优选出的活性水压裂液和泡沫压裂液。实验室优选出的低伤害和低成本压裂液体系为:

活性水压裂液:清水+LH-1 (0.3%) +KCl (2%) ;

泡沫压裂液基液:清水+LH-2 (0.5%) +LH-3 (0.5%) +KCl (2%) 。

3.2实验结果

常规活性水压裂液和泡沫压裂液的伤害评价结果, 如图3所示。

从实验结果可知, 现场用的常规活性水压裂液和泡沫压裂液对煤岩心的伤害率较高, 渗透率恢复值不到50%, 这主要是由压裂液中的瓜胶和高分子聚合物残渣造成的。

根据深煤层的伤害机理和前期压裂工作液的室内评价, 分别优选出低伤害活性水压裂液和泡沫压裂液, 伤害评价结果详见图4。

室内优选出的低伤害活性水压裂液和泡沫压裂液对煤岩心的伤害率较低, 特别是泡沫压裂液, 伤害率仅为4.8%, 渗透率恢复值可达90%以上, 能有效改善压裂液对煤层的伤害, 提高压裂效果。

4结论

(1) 相对浅煤层而言, 深煤层具有地质构造复杂、储层物性差和地应力高的特点, 致使在压裂过程中煤储层更易受到伤害, 压裂效果变差。

(2) 深煤层比表面积大, 天然裂缝空间结构复杂, 含有一定的黏土矿物, 所以在压裂改造过程中容易造成吸附伤害和微粒堵塞。