贝克休斯的关于裸眼封隔器的材料
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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 。
贝克休斯固井无限级滑套简介
Slave Point
Pekisko: Slave
2 Installations, .8%
Point: 12 Installations, 4.9% 2 Installations, .8%
Cardium Viking
Torquay: Viking:
182 Installations, 74.9%
© 2010 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 28
Bakken
Amaranth
OptiPort™ 业绩 – 截止到Sept 21, 2011
• 在加拿大已安装320井次 • 29 个不同的加拿大客户已经使用该体系 • • 在加拿大已经累计施工7,200 级 • 单井最大级数:
– SPE Paper 154391
案例
第二次施工-Granite Wash – 30 级 – 18,300 ft MD / 12,000 ft TVD
– – – –
客户要求作对比 10级，桥塞射孔枪联座 30 级无限级滑套 同样的液量及砂量
– OptiPort :
1个月后: 更高的产量 /井口返排压力 3个月后: 产量是桥塞射孔方式的一倍! SPE paper coming for HFTC 2013 (of course!)
案例
第二次施工-Granite Wash – 30 级 – 18,300 ft MD / 12,000 ft TVD
– – – –
客户要求作对比 10级，桥塞射孔枪联座 30 级无限级滑套 同样的液量及砂量
– OptiPort :
1个月后: 更高的产量 /井口返排压力 3个月后: 产量是桥塞射孔方式的一倍! SPE paper coming for HFTC 2013 (of course!)
Frac Point 贝克休斯
3.500 in 3.250 in 3.000 in 2.750 in 2.500 in 2.250 in 2.000 in 1.750 in 1.500 in
14
Drill Out of Seats 钻掉球座
Full Opening after Drill Out 钻掉后全通径 Test Time = 20 mins 测试时间=20分钟
11
Ball Activated Frac Sleeve 投球驱动压裂滑套
z
z
z
z z z 12
Design based on field proven CMU Sliding Sleeve 基于被油田证明的CMU滑套的设计 Exit ports designed with twice the flow area as tbg 设计出口流量是油管流量的两倍 HP/HT Dura-Frac Balls designed with low SG Dura-Frac 压裂球比重低且耐高压/高温 Over 10,000 runs from 1992 to 2006 自92至06年使用超过10000个 Transitional Ball Seat Geometry eliminates erosion 球座几何形状降低了冲蚀 Cast Iron Seats insure easy drill out 铸铁球座便于钻掉
Frac Point System 水平井多层裸眼压裂系统
Open Hole Fracture System
贝克休斯公司 陈晓新
Agenda 议程
Primary Objectives 主要作业目的 System and Component Overview
系统及部件介绍 Frac Point System Animation 作业过程展示
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Drill Out of Seats 钻掉球座
Full Opening after Drill Out 钻掉后全通径 Test Time = 20 mins 测试时间=20分钟
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Ball Activated Frac Sleeve 投球驱动压裂滑套
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Design based on field proven CMU Sliding Sleeve 基于被油田证明的CMU滑套的设计 Exit ports designed with twice the flow area as tbg 设计出口流量是油管流量的两倍 HP/HT Dura-Frac Balls designed with low SG Dura-Frac 压裂球比重低且耐高压/高温 Over 10,000 runs from 1992 to 2006 自92至06年使用超过10000个 Transitional Ball Seat Geometry eliminates erosion 球座几何形状降低了冲蚀 Cast Iron Seats insure easy drill out 铸铁球座便于钻掉
Frac Point System 水平井多层裸眼压裂系统
Open Hole Fracture System
贝克休斯公司 陈晓新
Agenda 议程
Primary Objectives 主要作业目的 System and Component Overview
系统及部件介绍 Frac Point System Animation 作业过程展示
管外封隔工具
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水泥胀封管外封隔器
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水泥胀封管外封隔器
XTremeZone环空密封 胶筒结构保证安装过程的耐用性 胶筒设计确保在不规则井眼中的高效的密封能力 水泥胀封提供长久的密封能力 水泥胀封和长胶筒提供额外的锚定能力，特别是在注水井 中 在封隔器胀封过程中，阀门机理提供可靠的胀封控制和密 封能力
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裸眼井层间封隔总结
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可膨胀密封产品系列
REFlex 现场安装 能耐500PSI压差 通过加硬铁销钉定位 金属框架增加强度 适用于操作过程中决定使 用的情况
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可膨胀密封产品系列
防突出底环 保护和扶正密封元件 使用摩擦圈锚定在基管上 能承受40,000LBS 可以和REFlex和REPacker 一起使用
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应用
每种应用需要优选膨胀橡胶材质和机理 机械阻隔能够在裸眼井中提供套管井的功效 水泥胀封管外封隔器提供最兼顾的层间封隔，和验证的使 用寿命 贝克石油工具提供最优秀的层间封隔技术
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Mpas机械式裸眼封隔器
唯一能用于不规则井眼的非膨胀式的封隔器 密封元件系统通过大量在不规则仪器里的测试来模拟不规 则的井眼 常压舱允许封隔器通过静液压差坐封 本体锁止环锁住坐封压力，同时允许如需要可以后续继续 施加坐封压力 坐封滑套通过内管柱上的简单坐封工具操作 不需要使用水泥胀封
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Mpas封隔器坐封顺序
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Mpas机械式裸眼封隔器
橡胶内芯
网状金属层
加强层
支撑环
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Mpas封隔器
Mpas机械式裸眼封隔器
简单、低风险 一趟管柱完井 单个或多个封隔器同时使用 通过静液压或液压坐封 长期的封隔器完整性，不需使用水泥 可靠性 长期施加坐封力 内含加强层 可变形的支撑环增强强度
裸眼井封隔器及其应用
裸眼井封隔器及其应用(江汉油田分公司采油工艺研究院井下工具研究所)摘要近年来裸眼井越来越多,对裸眼井地层进行酸化、压裂、注水、堵水与试油试气等分层措施作业需要使用裸眼封隔器。
为了满足这种需要,研究了K341、K342、K344三种类型的裸眼井封隔器。
现场应用时,其最大密封系数达到了1、486,远远大于普通压缩式封隔器密封系数1、1～1、15的水平,最高工作压差达到47MPa,最高工作温度达到142℃。
介绍了这三种封隔器的工作原理、现场施工管柱与现场使用情况。
关键词裸眼井裸眼封隔器管柱应用前言因油气田开发的需要以及完井技术的发展,油气井尤其就是碳酸盐岩等致密地层钻探的油气井,采用裸眼井完井的方式日益增多。
裸眼井需要裸眼封隔器才能进行酸化、压裂、注水、堵水与试油试气等分层措施作业,由此导致对裸眼井封隔器需求的增长。
裸眼井在钻井过程中,有时需要进行中途测试,以取得较为详细的资料,对地层进行更加准确的判断,由此决定就是否追加投入,继续完成下步施工,从而节省不必要的开支。
裸眼井封隔器还可以用在套管变形井与一些常规封隔器不适宜应用的油井的采油、堵水、措施作业等。
在采油井中,勘探初期的探井往往使用一些特殊尺寸的套管完井,后期采油中这些井缺少配套的井下封隔器,裸眼井封隔器则能够满足这些井的酸化、压裂、注水、堵水与试油试气等分层措施作业的施工需求。
工作原理一、扩张式胶筒(一)结构其结构分三层,以弹性不锈钢片做叠层骨架,加以内胶筒、外筒组成。
(二)主要特点1、扩张系数大,可以达到1、2～1、6,即可用小直径胶筒封隔大直径井眼。
2、容易扩张与收缩,即易坐封与解封,胶筒压差为1～1、5MPa即可实现封隔器胶筒的初封。
3、耐高温125～150℃,最高达180℃。
4、承压差大,最大工作密封压力达到50MPa以上。
5、残余变形小,通常残余变形不超过2％。
6、对井眼适应性强,可用于先期完井的裸眼井、套管侧钻开窗井、后期完井的裸眼井、组合套管井与特殊套管井的工艺措施中。
水平井分段压裂技术现状及对策
10段、50MPa,120℃
正在研制
工具和国外类似 段数少，耐压、耐温低 ；工具缺乏系列化
工具和国外类似
室内研究
二、主要技术问题
2.主体技术尚未形成
2.2连续油管水力喷砂射孔环空加砂压裂技术未配套
名称 应用 单位 技术 指标 技术 特点 技术 对比 国外 哈里伯顿、BJ 150℃；深度3000m； 油管直径60.3mm；施工层数43 层 中石油 西南油气田 油管直径50.8mm，深度1105m ，施工层数3层 中石化 胜利油田
封隔器外径上大、下小（下小于105mm）
卡距设置返循环通道 喷砂口距胶筒距离小(仅200mm)，预防沉砂 设计有液压安全接头，可投球打压丢手 工具串留有标准内通道，便于后续打捞
一次性射开所有待改造层段，压裂时利 用导压喷砂封隔器的节流压差压裂管柱，采 用上提的方式，一趟管柱完成各层的压裂。
●技术能力
单趟管柱压裂可以压裂8段，最大加砂规模
达到145m3
250 201
工艺管柱耐温100℃、耐压70MPa
200 153 150
195
●适用范围
适用51/2″套管完井
100
●局限性
拖动管柱,施工周期长 不适合气井
50 2 0 2006年 8 4.0
31 4.9 2007年 井数（口） 段数（段） 2008年 平均（段/井） 4.8
工具耐压差 （MPa） 中石油 50 / 50 70 50 50 中石化 / / 国外 204 232 / 100 120
工具耐温 （℃） 中石油 120 / 中石化 / / 120
120
120
一、技术发展现状
２.水平井分段压裂设计软件应用情况
主要功能 软件名称 公司名称 压裂模 拟 Stimplan FracproPT MFrac FracCADE Gohfer NSI Pinnacle Meyer Schlumberger Lab Marathon 自动 设计 小型 压裂 压裂防 砂模拟 酸化压裂 模拟 产能 预测 净现值 优化
16.水平井分段压裂工艺基础。11
为裸眼完井和套管完井的砂岩和碳酸岩油藏水平井设计完成的。这套系统可以准确地 在指定位置坐封，并分隔各个层段，以满足压裂增产作业要求。其工作原理与FracPoint™封隔器系统类似。该系统耐温达到200℃（390℉）、耐压差达到70MPa（ 10000psi）。
4、限流压裂技术
通过控制各层/段的孔眼数量和直径，并尽可能提高注入排量，利用最先压开 层/段孔眼产生的摩阻，提高井底压力，使其他层/段相继被压开，从而达到一次 分压几个层/段的目的。
水力喷射分段压裂
水力喷射压裂包括水力喷砂射孔和裂缝起裂、延伸两个基本过程。
第一步：水力喷砂射孔 环空敞开, 通过油管高压注入含6% ~ 8% 石英砂( 粒径0.4~0.6mm) 浓度的0. 2% ~ 0. 5%瓜胶基液, 液体经过喷嘴后将势能转换为动能, 高速射流冲击切割套管及岩石, 形成具有一定直径和深度 的纺锤形孔眼。 第二步：裂缝起裂、延伸阶段 喷砂射孔后, 关闭环空, 通过对环空补液加压, 高速射流进入已形成的射孔孔 道内产生增压作用, 使孔内压力普遍高于环空压力。射流在孔道内的增压作用源于射流动压向静压转化。水力 喷射压裂时的孔内压力由井底环空压力和射流增压构成, 射流增压值一般仅3~ 5 MPa, 因此孔内压力大小主要 取决于井底环空压力。随着环空加压后井底环空压力升高, 孔内压力达到破裂压力后即可压开地层而起裂。起 裂后, 孔内增压值有所降低, 由于裂缝延伸压力低于破裂压力, 在保持环空压力不变的情况下就可使裂缝不断延 伸。由油管喷嘴和环空不断注入的支撑剂和压裂液对裂缝起到支撑作用。
裸眼分隔器+滑套+水力喷射压裂
水力喷射压裂工艺还可以结合裸眼水平井多封隔器+ 滑套水平井工具, 应用在裸眼 水平井分段压裂中。针对裸眼水平井分段压裂的封隔器主要有两类:
4、限流压裂技术
通过控制各层/段的孔眼数量和直径，并尽可能提高注入排量，利用最先压开 层/段孔眼产生的摩阻，提高井底压力，使其他层/段相继被压开，从而达到一次 分压几个层/段的目的。
水力喷射分段压裂
水力喷射压裂包括水力喷砂射孔和裂缝起裂、延伸两个基本过程。
第一步：水力喷砂射孔 环空敞开, 通过油管高压注入含6% ~ 8% 石英砂( 粒径0.4~0.6mm) 浓度的0. 2% ~ 0. 5%瓜胶基液, 液体经过喷嘴后将势能转换为动能, 高速射流冲击切割套管及岩石, 形成具有一定直径和深度 的纺锤形孔眼。 第二步：裂缝起裂、延伸阶段 喷砂射孔后, 关闭环空, 通过对环空补液加压, 高速射流进入已形成的射孔孔 道内产生增压作用, 使孔内压力普遍高于环空压力。射流在孔道内的增压作用源于射流动压向静压转化。水力 喷射压裂时的孔内压力由井底环空压力和射流增压构成, 射流增压值一般仅3~ 5 MPa, 因此孔内压力大小主要 取决于井底环空压力。随着环空加压后井底环空压力升高, 孔内压力达到破裂压力后即可压开地层而起裂。起 裂后, 孔内增压值有所降低, 由于裂缝延伸压力低于破裂压力, 在保持环空压力不变的情况下就可使裂缝不断延 伸。由油管喷嘴和环空不断注入的支撑剂和压裂液对裂缝起到支撑作用。
裸眼分隔器+滑套+水力喷射压裂
水力喷射压裂工艺还可以结合裸眼水平井多封隔器+ 滑套水平井工具, 应用在裸眼 水平井分段压裂中。针对裸眼水平井分段压裂的封隔器主要有两类:
贝克休斯固井工艺技术介绍
1.工作计划及参考因素
• 尾管悬挂器 -分为机械式和液压式 -在大位移井和水平井 中，一般使用机械式 -在固井以前和固井施 工中可以旋转尾管来 提高钻井泥浆的顶替 效率 -旋转式尾管悬挂器有 扭矩限制，在施工设 计时需要考虑
1.工作计划及参考因素
• 分级固井工具 -当水泥浆通过松软地层时，产生的压力可 能会超过地层的破裂压力，从而引起漏失。 其中一种阻止漏失的方法就是通过分级固 井，缩短水泥柱，从而减小水泥浆静压力。
一.水平井概述
短半径水平井特点 • 造斜率在5~10°/ m • 穿透油层段长可达300m • 从一口垂直井中可以钻多口水平分支井 • 使用铰链马达和旋转钻井组合装备
一.水平井概述
超短半径水平井特点
• 造斜率可达90° / 0.3m • 穿透油层段长在30~60m • 水平井段井孔直径<10cm • 可以打多口水平分支井 • 通过水射流破岩钻孔形成储层泄油井眼
1.工作计划及参考因素
• 套管外膨胀封隔器 (ECP) - ECP随套管管柱下入 井内，在初次注水泥 作业时胶塞碰压后产 生径向膨胀，以达到 井下环空的机械密封， 阻止层间流体互窜。
1.工作计划及参考因素
ECP应用范围： • 封隔生产层 • 密封尾管衬圈 • 封隔漏失层
1.工作计划及参考因素
• ECP的使用 - 在考虑使用ECP以前，要明确ECP的优缺 点。虽然关于使用ECP的成功案例很多， 但ECP的缺点是在封隔器膨胀以后，流体 静压力在封隔器以下传递性很差。如果没 有流体静压力的传递，那在封隔器以下的 水泥环就有可能发生“气侵”。虽然封隔 器可以阻止气侵通过ECP，但是封隔器以 下会有潜在问题发生。
2.水泥浆设计
盐层 -当水泥浆流过盐层时，关键在于先确认盐层是 “可流动”还是“不可流动”，因为对应这两种 盐层的水泥浆设计是不同的。
非常规压力技术-贝克休斯
OptiPort™ 滑套工作原理
Body
Valve
Vent Chamber
© 2011 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 27
OptiPort™固井滑套优点
无限级， 全通径不需要磨洗桥赛或球座 不用过多过顶替， 节省压裂液，减少地层污染 所有的压裂层都可以达到均匀，也可以不同以满足不同需要 所需的泵速，水马力小 时效快 可以固井完井，或采用裸眼完井 如果砂卡，可以快速清砂 可以实时监测井底压力 时效快
10 © 2009 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
桥塞射孔连作压裂技术Perf & Plug- Setting Tools
E-4电缆座封工具
J型液压坐封工具
E -4 Wireline Setting Tools J Hydraulic Setting Tool
9,568,993 Gal 36,222 M3 3,772,380 Lbs 1,711 Ton 40 BPM 6.36 方/分钟 4,125 – 6,935 Psi
适配接头 Wireline Adapter Kit
11 © 2009 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
QUICK DRILL桥塞
易钻桥塞下入方法-电缆泵送
1. Wire Line电缆
E-4 Setting Tool坐封工具
12 © 2009 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
裸眼分段压裂完井技术优点
一趟下井 One-trip system 可旋转Rotational capabilities 通过裂缝控制提高产量Increases reservoir productivity with fracture
贝克休斯-新型完井技术及应用
z
Increase Well’s NPV 增加单井投资回报率
¾ ¾ ¾
System Animation系统展示
Results使用优势
z
Oil Company savings
¾
¾
¾
¾
Rig time compared to conventional completion methods. 缩短钻机/修井机使用时间 The days of Fracturing time compared to conventional methods 减少压裂作业时间 No cementing of Liner cost as with conventional methods 无固井作业需求 No wire line or perforating needed as with conventional methods. 不需要钢丝作业和射孔作业
4. 分段压裂系统工具介绍
Frac-PointTM 系统完井工具一次入井实现水平井裸眼段分层压裂工艺
尾管封隔器
投球打开滑套
加压打开式滑套
裸眼管外封隔器
井筒隔绝阀
引鞋
Frac-Point System 多层压裂系统
z
z
z
z
z
S-3 HR “High Torque” Hanger System S-3 HR大扭矩悬挂器系统 Short Radius Open Hole Packers with Patented Back-up system带专利限位系统的短半径裸眼封隔器 High Rate Erosion Resistant Frac Sleeves 高速抗蚀材料压裂滑套 HP/HT “Dura-Frac” Shifting Balls 耐高压/高温的 “Dura-Frac”开关球 Pressure Activated Frac Sleeve 压力驱动压裂滑套
(贝克休斯的有关裸眼封隔器的材料)
MPas™ New Era Open Hole Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Design
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Байду номын сангаас
ShiftRinuSgne-tBInPaolPasonistciieotinSonleeve (Initiating Setting)
MPas™ Packer Specifications
Size : 5-1/2” Maximum Packer O.D. : 8.03” / 8.075” Minimum ID : 4.592” – 4.802” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 10,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,400 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 261,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
裸眼封隔器
裸眼封隔器水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用水平井裸眼分段压裂是一项先进的完井工艺技术，是低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一，近年来在国内开始推广应用。
水平井裸眼分段压裂工具是实现这项工艺技术的核心硬件，该技术被少数国外公司垄断，国内自主研发尚处于起步阶段。
此前，用传统工具和工艺改造水平井，耗时长、产量低，用国外先进技术和工艺改造水平井效果虽好，但费用太高。
为此，渤海钻探工程技术研究院研发了水平井裸眼完井分段压裂配套工具并在苏里格地区成功应用，预示着国产水平井分段压裂工具及压裂工艺进入了一个崭新的时期。
裸眼封隔器作为水平井分段压裂配套工具的重要组成部分，在多段压裂过程中的作用至关重要，其性能直接影响着压裂施工的效果。
为此对裸眼封隔器的一些关键部分进行了缜密的设计。
1裸眼封隔器的研制苏里格气藏具有低压低渗透、开采难度大的特点，4000 m 井底温度达到130 ℃。
水平井分段压裂时，裸眼封隔器的工作位置处于水平裸眼段，井底情况复杂、地层压力高。
封隔器下入过程中，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用密封胶筒较短的常规压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。
针对上述情况，设计了开启阀式扩张封隔器，该封隔器将开启阀与单流阀综合利用，封隔器开启压力根据施工井的具体情况进行调节，能有效地防止下井过程中封隔器提前打开并坐封的现象；单流阀的设计使液体单向流入密封胶筒并防止回流，在后期打开压差滑套和压裂作业时即使压力骤增也可继续通过单流阀向密封胶筒内单向泵入液体，使胶筒充分膨胀，加强密封效果。
该封隔器具有外径小、密封段长的特点，不但有利于工具的顺利下入，而且长密封胶筒与裸眼地层有更大的接触面积，更好地保证完全密封。
2技术分析2.1结构及工作原理水平井裸眼完井分段压裂专用裸眼封隔器结构，该封隔器在现场配合自主研发的悬挂器、投球滑套、压差滑套、坐封球座等使用。
贝克休斯压裂工具介绍
© 2014 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
4
易钻桥塞的特性
尺寸：2-7/8” to 7”
HPHT Gen 3.0 Hi-Value
耐温: 450 F° 耐压差: 12,500 psi
耐温: 350 F° 耐压差: 10,000 psi
过油管工具
连续油管工具
2
© 2014 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
3
一、QUIK-Drill快钻桥塞
桥塞射孔联作
• • •
固井 多层电缆传输射孔或者TCP 射孔 水平井用复合材料桥塞设计
Perf Guns 射孔枪 E-4 Setting Tool E-4坐封工具 Composite Plug 复合材料桥塞
内容提纲
Quick Drill快钻复合桥塞技术
全溶解桥塞技术 FracPoint™裸眼分段压裂技术 OptiPort™ 无限级固井滑套压裂技术 一球开启多个压裂滑套技术
重复压裂跨隔封隔器技术
贝克休斯套管修复工具
© 2014 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
15
复合压裂桥塞入井统计
近年中国销售使用记录
438桥塞：337套 (5-1/2” 15.5-23# Casing) 主要是使用地区： 长宁，威远，吉林，江苏，新疆，中原
413 桥塞：130 套 (5-1/2” 26# Casing) 主要使用地区：长宁，威远，
作业日期 Ops Date 作业公司 目标层位 Company Formation 垂深（米） 水平段长（米） TVD(m) Lateral Length (m) 套管尺寸 CSG Size 桥塞型号 桥塞数量 桥塞平均下入速度 是否成功 Plug Size Plug QTY Plug Deployment Success or Rate not
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易钻桥塞的特性
尺寸：2-7/8” to 7”
HPHT Gen 3.0 Hi-Value
耐温: 450 F° 耐压差: 12,500 psi
耐温: 350 F° 耐压差: 10,000 psi
过油管工具
连续油管工具
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一、QUIK-Drill快钻桥塞
桥塞射孔联作
• • •
固井 多层电缆传输射孔或者TCP 射孔 水平井用复合材料桥塞设计
Perf Guns 射孔枪 E-4 Setting Tool E-4坐封工具 Composite Plug 复合材料桥塞
内容提纲
Quick Drill快钻复合桥塞技术
全溶解桥塞技术 FracPoint™裸眼分段压裂技术 OptiPort™ 无限级固井滑套压裂技术 一球开启多个压裂滑套技术
重复压裂跨隔封隔器技术
贝克休斯套管修复工具
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复合压裂桥塞入井统计
近年中国销售使用记录
438桥塞：337套 (5-1/2” 15.5-23# Casing) 主要是使用地区： 长宁，威远，吉林，江苏，新疆，中原
413 桥塞：130 套 (5-1/2” 26# Casing) 主要使用地区：长宁，威远，
作业日期 Ops Date 作业公司 目标层位 Company Formation 垂深（米） 水平段长（米） TVD(m) Lateral Length (m) 套管尺寸 CSG Size 桥塞型号 桥塞数量 桥塞平均下入速度 是否成功 Plug Size Plug QTY Plug Deployment Success or Rate not
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MPas Installations Details
Max Temperature Max Dogleg Severity Max Measured Depth Max Total Vertical Depth Max Deviation Max Deviation at Packer Max Mud Weight
MPas™ New Era Open Hole Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Design
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
The oil reactive section utilizes oleophillic polymers that absorb hydrocarbons into the matrix. This process is a physical uptake of the hydrocarbon which swells, lubricates and decreases the mechanical strength of the polymer chain as it expands.
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
ShiftRinuSgne-tBInPaolPasonistciieotinSonleeve (Initiating Setting)
MPas™ Packer Specifications
Size : 5-1/2” Maximum Packer O.D. : 8.03” / 8.075” Minimum ID : 4.592” – 4.802” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 10,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,400 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 261,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
Braided Steel Structural Layer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Deformable Back Up Rings
Outer Elastomer Cover
MPas™ Open Hole Packer Sequence
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Size : 4-1/2” Maximum Packer O.D. : 5.625” Minimum ID : 3.8” Setting Mechanism: Hydrostatic / Hydraulic Tested w/ 4,100 psi Hydrostatic + 3,000 psi Hydraulic Setting Pressure Cylinder Collapse Rating: 7,500 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,440 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 289,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Cup Tool Maximum Ovality Tested (to date): 6” x 7-1/2”
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Multilateral Case History
Location : Eastern Province, Saudi Arabia
Operator : ARAMCO
Field : GHZL-9
Baker Oil Tห้องสมุดไป่ตู้ols
Openhole Packer
© 2000 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ New Era Open Hole Packers
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
Set Liner Top Packer
Pull up Inner String, Set MPas Packers
Pull Above Liner Top, Spot Spacers, Displace Casing w/ Brine
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Size : 6-5/8” Maximum Packer O.D. : 9.125” Minimum ID : 5.696” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 5,000 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 5,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 575,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool Maximum Ovality Tested (to date): 9-1/2” x 11”
Equaliser Screen Case History
Location : Saudi Arabia Operator : ARAMCO Field : Zuluf Main Sand Date : December 2002 # Wells : 1 # MPas Packers : 4 Max Deviation : 90 Degrees Max Depth : 6,500 ft TVD Max Temperature : 200 Deg F Job Description :
One-Trip System with MAIC tool run as an integral part of the inner string. Packers used to increase production capabilities of equaliser screen. PLT run and isolation proven.
SRheutifnPt-inIongsPiBtoioasnliatniocne Sleeve (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
270ºF 8º/100ft 20,682 ft 13,500 ft 93.1º 89.5º 10.6ppg
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REPacker
The water reactive section consists of water absorbing particles incorporated in a field proven Nitrile-based polymer. These particles swell via absorbing water which in turn expands the rubber without being physically absorbed into the rubber matrix which can adversely effect properties
Multi-Zone Perforated Pipe Case History
Location : Timor Sea, Australia Operator : ConocoPhillips Field : Bayu Undan Date : 1st well May 2004 # Wells : 3 # MPas Packers : 26 (10, 8, 8) Max Deviation : 62 Degrees Max Depth : 10,352 ft TVD Max Temperature : 270 Deg F Job Description : Isolation for water shut off One-Trip System with SelectSet Collet tool run as an integral part of the inner string. Packers set in
Deepest ML Junction
deployment depth to date of 14,082’ ft. First FBIV w/ Hook
Hanger and LEN systems. First MPas Instillation in ML Well.
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