(贝克休斯的关于裸眼封隔器的材料)
合集下载
国外储层改造新技术
成本控制和高技术引入是储层改造的必要途径。
第七页，共95页。
7
1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
水平井压裂技术引领储层改造在储层评价、压裂机理认识、压裂材料、工艺技术等方面不断进步
技术名称 多级压裂 滑溜水压裂
水力喷射压裂 重复压裂 同步压裂
氮气泡沫压裂 大型水力压裂
技术特点
适用性
多段压裂，分段压裂，技术成熟，使用广泛
国国根西非大拿比哥西兰国威利度拉基利克典麦拉国洲伦尼兰耳洛内国撒陶
廷哥
利大亚拉
圭斯维兰
圭
其比斯
其哥瑞
哈宛
亚
坦亚
他亚
拉
拉
资料来源 ：EIA, 2011
第十六页，共95页。
16
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
由常规油气勘探开发向非常规油气勘探开发的发展过程是地质认识、钻井及压裂工程不断进步的过 程
Source: Baker Hughes, IHS
Source: HPDI
水平井是页岩气开发的主要井型，水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采
储量却是直井的3～4倍
第五页，共95页。
5
1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
在低渗透致密储层勘探开发过程中，水平井多级分段压裂技术已经成为主导，其技 术的复杂程度、施工的规模及成本投入远远大于常规直井的压裂及酸化措施
25
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
集成创新决定了压裂的关键技术并不能够等待原始创新，市场需求决定了最新、最先进的 技术在某个地区不一定适用，必须有针对性地选择
压前地质研究
裂缝模式判断
第七页，共95页。
7
1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
水平井压裂技术引领储层改造在储层评价、压裂机理认识、压裂材料、工艺技术等方面不断进步
技术名称 多级压裂 滑溜水压裂
水力喷射压裂 重复压裂 同步压裂
氮气泡沫压裂 大型水力压裂
技术特点
适用性
多段压裂，分段压裂，技术成熟，使用广泛
国国根西非大拿比哥西兰国威利度拉基利克典麦拉国洲伦尼兰耳洛内国撒陶
廷哥
利大亚拉
圭斯维兰
圭
其比斯
其哥瑞
哈宛
亚
坦亚
他亚
拉
拉
资料来源 ：EIA, 2011
第十六页，共95页。
16
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
由常规油气勘探开发向非常规油气勘探开发的发展过程是地质认识、钻井及压裂工程不断进步的过 程
Source: Baker Hughes, IHS
Source: HPDI
水平井是页岩气开发的主要井型，水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采
储量却是直井的3～4倍
第五页，共95页。
5
1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
在低渗透致密储层勘探开发过程中，水平井多级分段压裂技术已经成为主导，其技 术的复杂程度、施工的规模及成本投入远远大于常规直井的压裂及酸化措施
25
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
集成创新决定了压裂的关键技术并不能够等待原始创新，市场需求决定了最新、最先进的 技术在某个地区不一定适用，必须有针对性地选择
压前地质研究
裂缝模式判断
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
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
管外封隔工具
39
水泥胀封管外封隔器
40
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
41
裸眼井层间封隔总结
13
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
14
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
15
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
42
21
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
22
Mpas封隔器坐封顺序
23
Mpas机械式裸眼封隔器
橡胶内芯
网状金属层
加强层
支撑环
24
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
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
非常规油气水平井多级分段压裂完井技术
视频
（四）水平井套管固井预置滑套分段压裂技术 关键工具－预制滑套
压裂滑套采用固井的方式进行分隔 压裂滑套采用专用的开关工具进行打开和关闭 压裂滑套内壁采用特殊涂层，有效防止固井泥浆粘留。
（四）水平井套管固井预置滑套分段压裂技术 关键工具－开关工具
开关工具通过内管大打压的方式胀开开关爪 达到一定拉力可以脱开 随连续油管下入更快捷
1.9
2.025 2.15 2.275 2.4 2.525 2.65 2.775 2.9 3.025 3.15 3.275 3.4 3.525 3.65 3.775
（一）水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术 压差式滑套
压差滑套是第一段的压裂通道，采用油管直接打压的方式打开
（一）水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术 井筒隔离阀、底部循环阀
全国天然气总产量的 1/4 以上。专家预测， 2015 年 全 国 致 密 气 产 量有望达到 500 亿立方
米。
（二）国内非常规油气发展情况 中石油非常规发展
共完成水平井分段压裂1133口井，4722段 平均单井产量是直井的 3.9 倍，增油 520 万吨， 增气145亿立方米，相当于开发一个中型油气田 自主技术应用比例达到87%以上 2011年完钻1000口水平井，500口井实现了2200 段有效压裂
平 衡 阀
丢 手 球 座
机 械 定 位 器
喷 枪 丢 手 引 导 头
（五）水平井连续油管拖动封隔器套管分段压裂技术
相关设备－压裂车组
2000型泵车8台-压裂车组
2000型泵车2台-喷砂射孔
700型泵车2套-下入循环 混砂车1部-喷砂射孔
（五）水平井连续油管拖动封隔器套管分段压裂技术 相关设备－连续油管
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
页岩气水力压裂技术及工具浅析
一
Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ 完井 系统 明显优势 ，完井时间 比传统技术缩短了一半 以 上， 生产动态效果显著 ， 该技术在提高完井效率方 面取得 了较大进
４ 结 论
４ ． １多级压裂工艺适用于产层较 多 ， 水平井段较长的生产井 ， 且
工具 能够承受较高的温度 和压裂差 ， 能较大缩短压 裂施工时 间； 步。 ４ ． ２泵 送桥塞射 孔联作 多级压裂技 术优点是 分段 级数不 受 限 ２ 泵 送 桥 塞射 孑 Ｌ 联 作 多 级压 裂 系统 适合多层压裂改造 ； 页岩气桥塞多级压裂技术属于机械封堵分层压裂技 术 ， 适用于 制 ， ４ － ３水力喷射压裂不受完井方式 限制 ，尤其适用于裸 眼完井 的 套管井 ， 由于其具有分层压裂段数不受 限制 、 压裂层位定 位精 确 、 封
・
８ ６・
科 技论坛
页岩气 水力压裂 技术及工具浅析
王 倩 （ 辽 宁石油化 工大学教育 实验 学院， 辽宁 抚 顺 １ １ ３ ０ ０ ０ ） 摘 要： 页岩气储层往往呈现低孔隙度和低渗特性等特 点， 钻完井后一般 需经压裂改造后才能得 到可观的经济产量 。本 文结合 国外 岩 气的开采和压裂工具的应用情况， 分析 对比了水平井裸 眼封 隔器投球滑套分段 压裂技 术、 泵送桥 塞分段 压裂技 术以及 水力喷射 分段压 裂技 术的 施 工 工 艺 ， 为 国 内页岩 气的 开 采提 供 一 定 的 借 鉴 经验 。 关键词 ： 页岩 气 ； 多级 压 裂 ； 桥塞 ； 水 力压 裂 页岩气作为一种新兴的能源 ，在世界各地具有丰富 的存储量 ， 但 页岩气 井钻完井后只有极小量天然裂缝特别发 育的井可直接投 入生产 ， 大部分都需要压裂改造后才能得 到可观的经济产量『 】 － ２ ］ 。目 前 国外从分段压裂工艺方面看 ， 主要分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 和水力喷射分段压裂技术 ； 从压裂工具方 面分析 ， 主要有 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 。 １ 裸 眼封 隔 器 投 球 滑套 多级 压 裂 技 术 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 ， 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［ ３ １ 。水平裸眼井多级压裂 目前在北美页岩气 图 １裸眼封 隔器投球滑套多级压裂 压裂 开采 中应用较多 ， 其关键零部件在于封隔器和滑套的可靠性 和 ３ 水 力喷 射 多级 压 裂 安全性能 ， 以及决定压裂施工效果 的套管外封可膨胀封隔器和开启 水力喷射分段压裂是一种最有效的压裂增产措施 ， 其喷射流体 滑套的高强度低密度球材料等 。 在底 层中形成裂缝Ｈ ， 通过油套环 空泵 入液体使压裂层压力 小于裂 Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ Ｒ Ａ Ｃ和 Ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｒ ｓ Ｐ ｌ ｕ ｓ 公司是研 制多 阶段压裂 系统 的先 缝延伸压力 ， 射流 出口周围流体速度最高 ， 其压力最低 ， 射流流体卷 驱， 目前 已多达 ７ ７ ５ ０个 系统 ， 并研 发 了 Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ 和Ｓ ｔ ａ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ ＨＤ 一起进入 页岩 目的层 ， 驱使裂缝 向前延伸 ， 因 目的 两套 最先 进的裸眼多级压裂 系统 。Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ 是一次投入一个封堵 吸环空周 围液体 ， 层 压力低 于裂缝延伸压力 ， 所 以在喷射压裂下一层 时 ， 以前压 开层 球开启多个滑套的多级压裂批处理系统 ，可满足 １ ５次投球进行开 段裂缝不再延伸。水力喷射压裂技术可以在裸 眼、 筛管完井的水平 启６ ０级滑套 的多级压裂的施工。Ｓ ｔ ａ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ Ｈ Ｄ高密度多级压裂系 也可以在套管井 中进行 ， 施工安全性高 ， 可 以用 统， 该 系统 可以多次投入 同一尺寸封堵球开启 多级滑套 ， 有效增 加 井 中进行加砂压裂 ， 趟管柱在水平井 中快速 、 准确地压开多条裂缝 ， 水力 喷射 工具可 压 裂级 数 。 贝克休斯的 Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ多级投球打滑套压裂 系统 可实现快速 、 以与常规油管或连续油管相连接入井。 水力 喷射工具 的关键部件是喷嘴 ， 喷嘴的耐用 性和可靠性是制 连续的水力压裂 。 每两级滑套之间可以选用液压座封裸 眼封 隔器或 约页岩气水平井水力 喷射改造的瓶颈。 现 阶段制造喷嘴的材料 主要 自膨胀封 隔器 。压裂完成一级后投球泵送打开下级滑套 ， 如此逐级 有硬质合金 、 陶瓷 、 人造宝石 、 金 刚石等 。但是 由于金刚石和人造宝 进行压裂 。整体压裂完毕 ， 密封球被从井 内返排处地面 。 石成本高 ， 目前水力喷射压裂用 喷嘴 主要 由硬质合金和 陶瓷加工制 Ｂ ｒ ｉ ｇ ｈ ａ ｍ 勘 探 公 司 和 Ｗｉ ｌ ｌ ｉ ａ ｍ 生 产 公 司率 先 采 用 该 技 术 ， 造。 随着页岩地层深度不断加深 ， 地层压力增高 ， 喷射压力也高喷射 Ｗｉ ｌ ｌ ｉ ａ ｍｓ 钻出了两 口井进行对 比 ， 一 口井使用传统的“ 堵塞 ＋射孔 ” 速度越快 ， 要求喷嘴材料的硬度 和耐磨性也越 高。 的压裂 系统 ，另外 一 口井 使用 Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ系统 。结果 表明 ，新 的
Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ 完井 系统 明显优势 ，完井时间 比传统技术缩短了一半 以 上， 生产动态效果显著 ， 该技术在提高完井效率方 面取得 了较大进
４ 结 论
４ ． １多级压裂工艺适用于产层较 多 ， 水平井段较长的生产井 ， 且
工具 能够承受较高的温度 和压裂差 ， 能较大缩短压 裂施工时 间； 步。 ４ ． ２泵 送桥塞射 孔联作 多级压裂技 术优点是 分段 级数不 受 限 ２ 泵 送 桥 塞射 孑 Ｌ 联 作 多 级压 裂 系统 适合多层压裂改造 ； 页岩气桥塞多级压裂技术属于机械封堵分层压裂技 术 ， 适用于 制 ， ４ － ３水力喷射压裂不受完井方式 限制 ，尤其适用于裸 眼完井 的 套管井 ， 由于其具有分层压裂段数不受 限制 、 压裂层位定 位精 确 、 封
・
８ ６・
科 技论坛
页岩气 水力压裂 技术及工具浅析
王 倩 （ 辽 宁石油化 工大学教育 实验 学院， 辽宁 抚 顺 １ １ ３ ０ ０ ０ ） 摘 要： 页岩气储层往往呈现低孔隙度和低渗特性等特 点， 钻完井后一般 需经压裂改造后才能得 到可观的经济产量 。本 文结合 国外 岩 气的开采和压裂工具的应用情况， 分析 对比了水平井裸 眼封 隔器投球滑套分段 压裂技 术、 泵送桥 塞分段 压裂技 术以及 水力喷射 分段压 裂技 术的 施 工 工 艺 ， 为 国 内页岩 气的 开 采提 供 一 定 的 借 鉴 经验 。 关键词 ： 页岩 气 ； 多级 压 裂 ； 桥塞 ； 水 力压 裂 页岩气作为一种新兴的能源 ，在世界各地具有丰富 的存储量 ， 但 页岩气 井钻完井后只有极小量天然裂缝特别发 育的井可直接投 入生产 ， 大部分都需要压裂改造后才能得 到可观的经济产量『 】 － ２ ］ 。目 前 国外从分段压裂工艺方面看 ， 主要分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 和水力喷射分段压裂技术 ； 从压裂工具方 面分析 ， 主要有 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 。 １ 裸 眼封 隔 器 投 球 滑套 多级 压 裂 技 术 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 ， 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［ ３ １ 。水平裸眼井多级压裂 目前在北美页岩气 图 １裸眼封 隔器投球滑套多级压裂 压裂 开采 中应用较多 ， 其关键零部件在于封隔器和滑套的可靠性 和 ３ 水 力喷 射 多级 压 裂 安全性能 ， 以及决定压裂施工效果 的套管外封可膨胀封隔器和开启 水力喷射分段压裂是一种最有效的压裂增产措施 ， 其喷射流体 滑套的高强度低密度球材料等 。 在底 层中形成裂缝Ｈ ， 通过油套环 空泵 入液体使压裂层压力 小于裂 Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ Ｒ Ａ Ｃ和 Ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｒ ｓ Ｐ ｌ ｕ ｓ 公司是研 制多 阶段压裂 系统 的先 缝延伸压力 ， 射流 出口周围流体速度最高 ， 其压力最低 ， 射流流体卷 驱， 目前 已多达 ７ ７ ５ ０个 系统 ， 并研 发 了 Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ 和Ｓ ｔ ａ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ ＨＤ 一起进入 页岩 目的层 ， 驱使裂缝 向前延伸 ， 因 目的 两套 最先 进的裸眼多级压裂 系统 。Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ 是一次投入一个封堵 吸环空周 围液体 ， 层 压力低 于裂缝延伸压力 ， 所 以在喷射压裂下一层 时 ， 以前压 开层 球开启多个滑套的多级压裂批处理系统 ，可满足 １ ５次投球进行开 段裂缝不再延伸。水力喷射压裂技术可以在裸 眼、 筛管完井的水平 启６ ０级滑套 的多级压裂的施工。Ｓ ｔ ａ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ Ｈ Ｄ高密度多级压裂系 也可以在套管井 中进行 ， 施工安全性高 ， 可 以用 统， 该 系统 可以多次投入 同一尺寸封堵球开启 多级滑套 ， 有效增 加 井 中进行加砂压裂 ， 趟管柱在水平井 中快速 、 准确地压开多条裂缝 ， 水力 喷射 工具可 压 裂级 数 。 贝克休斯的 Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ多级投球打滑套压裂 系统 可实现快速 、 以与常规油管或连续油管相连接入井。 水力 喷射工具 的关键部件是喷嘴 ， 喷嘴的耐用 性和可靠性是制 连续的水力压裂 。 每两级滑套之间可以选用液压座封裸 眼封 隔器或 约页岩气水平井水力 喷射改造的瓶颈。 现 阶段制造喷嘴的材料 主要 自膨胀封 隔器 。压裂完成一级后投球泵送打开下级滑套 ， 如此逐级 有硬质合金 、 陶瓷 、 人造宝石 、 金 刚石等 。但是 由于金刚石和人造宝 进行压裂 。整体压裂完毕 ， 密封球被从井 内返排处地面 。 石成本高 ， 目前水力喷射压裂用 喷嘴 主要 由硬质合金和 陶瓷加工制 Ｂ ｒ ｉ ｇ ｈ ａ ｍ 勘 探 公 司 和 Ｗｉ ｌ ｌ ｉ ａ ｍ 生 产 公 司率 先 采 用 该 技 术 ， 造。 随着页岩地层深度不断加深 ， 地层压力增高 ， 喷射压力也高喷射 Ｗｉ ｌ ｌ ｉ ａ ｍｓ 钻出了两 口井进行对 比 ， 一 口井使用传统的“ 堵塞 ＋射孔 ” 速度越快 ， 要求喷嘴材料的硬度 和耐磨性也越 高。 的压裂 系统 ，另外 一 口井 使用 Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ系统 。结果 表明 ，新 的
2.贝克休斯钻井堵漏材料及工艺
14
贝克休斯用于渗漏及预防(预处理)的桥堵材料
优质产品 – SOLUFLAKE® -薄片碳酸钙, 有三个级别
– MILCARB® 系列- 严格QA/QC下生产的优质碳酸钙混合物 – W.O. TM 30 SUPERCOARSE – 粗碳酸钙 – LC-LUBE TM- 特别配方的人造石墨, 防漏同时也起润滑作用. 现有两个
Achievements and Milestone
2
贝克休斯钻完井液业务范围和服务能力
Water-based Fluids—各种水基泥浆 Oil & Synthetic Fluids—油基/合成基泥浆 Drill-in Fluids—油气储层钻井液 Completion Fluids—各种完井液 Reservoir Services— 储层服务 Fluids Environmental Services—流体环境服务 Engineering Technology—工程技术 Research & Engineering—科研与施工 Industrial Products—工业产品
– 确认:是井下漏失而非地面各种损失. – 评估:确定漏速和漏层深度是堵漏成功的关键.
11
井漏主要有两种类型
自然漏失与自然漏失
–自然漏失:在各种渗透性地层发生, 包括 裂缝, 孔隙和溶洞
–自然漏失:当井内水力压力大于地层强 度时发生, 泥浆密度高 当量循环密度高 水力压力过高 井眼清洗差 井眼环空堵塞.
微米范围 0-200 0-50 0-150 0-400 0-600 0-1200
17
贝克泥浆公司各种堵漏剂颗粒尺寸范围
A QUA -M GIC A BLA CKMA GIC SFT CA RBO-SE L A CA RBO-TROL HT CHE K-LOSS CHE K-LOSS C COTTONSE D HULLS E DFE -911 KWIKSE L F A LC-LUBE M IL-CA RB M IL-CA RB 5 MIL-CA RB 25 MIL-CA RB 50 MIL-CA RB 150 MIL-CA RB 450 M IL CE DA R FIBE R MIL-GRA P HITE M IL MICA F MIL M ICA C MIL-P LUG F M IL-P LUG M MIL-P LUG C M IL-SE L F A M IL-SE L M A MIL-SE L C A P ROTE CTOM GIC A P ROTE CTOM GIC M A SHA LE -BOND SOLUFLA KE F SOLUFLA KE M SOLUFLA KE C SOLUFLOW SF SOLUFLOW F SOLUFLOW M WA LNUT SHE LLS F WA LNUT SHE LLS C WO-30 F WO-30 M WO-30 C 0.1 1 10 100 1000 10000
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
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
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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.
Shifting Set Position Balance Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
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 :
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 Cup Tool
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Maximum Ovality Tested (to date): 6” x 7-1/2”
Example Installation Sequence
All project objectives were met. 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.
Max Mud Weight
270º F 8º /100ft 20,682 ft 13,500 ft 93.1º 89.5º 10.6ppg
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
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
Braided Steel Structural Layer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Deformable Back Up Rings
Outer Elastomer Cover
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool
Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Baker Oil Tools
Openhole Packer
© 2000 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ New Era Open Hole Packers
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Shifting Set Balance Position Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Run-In Position
Shifting Balance Sleeve (Initiating Setting)
Set Position
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
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)
MPas™ New Era Open Hole Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Design
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
Set Liner Top Packer
Pull up Inner String, Set MPas Packers
Pull Above Liner Top, Spot Spacers, Displace Casing w/ Brine
Example Installation Sequence
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
TD Hole, Condition Mud, POOH
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
low-permeability silt stringers to enable future shut-off of water as it ingresses. ~4.5 hours from TD to set and individually test each of packer.
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Setting Tools
SSC
MAIC
HB-1
Cup Tool
© 2005 Baker Hughes Incorporated All riforated 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
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas Installations Details
Max Temperature Max Dogleg Severity
Max Measured Depth
Max Total Vertical Depth Max Deviation Max Deviation at Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
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.
Shifting Set Position Balance Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
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 :
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 Cup Tool
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Maximum Ovality Tested (to date): 6” x 7-1/2”
Example Installation Sequence
All project objectives were met. 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.
Max Mud Weight
270º F 8º /100ft 20,682 ft 13,500 ft 93.1º 89.5º 10.6ppg
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
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
Braided Steel Structural Layer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Deformable Back Up Rings
Outer Elastomer Cover
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool
Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Baker Oil Tools
Openhole Packer
© 2000 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ New Era Open Hole Packers
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Shifting Set Balance Position Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Run-In Position
Shifting Balance Sleeve (Initiating Setting)
Set Position
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
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)
MPas™ New Era Open Hole Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Design
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
Set Liner Top Packer
Pull up Inner String, Set MPas Packers
Pull Above Liner Top, Spot Spacers, Displace Casing w/ Brine
Example Installation Sequence
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
TD Hole, Condition Mud, POOH
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
low-permeability silt stringers to enable future shut-off of water as it ingresses. ~4.5 hours from TD to set and individually test each of packer.
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Setting Tools
SSC
MAIC
HB-1
Cup Tool
© 2005 Baker Hughes Incorporated All riforated 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
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas Installations Details
Max Temperature Max Dogleg Severity
Max Measured Depth
Max Total Vertical Depth Max Deviation Max Deviation at Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.