水平井体积压裂工艺

2960
4180 2070 3425 3158.7 1.13
145
255 280 299 244.75 1.33
56
60 55 55 56.5 1.14
40
52 46 50 47 1.66
7.2
10 10 10 9.3 2.07
10.2 5
0.2 1.5 1.4
施工参数对比（倍）
1.28
现场试验表明，扩张式底封环空压裂工艺在埋藏深度浅、储层物 性较好、施工压力较低（30MPa以内）的肇州、敖南葡萄花水平井适应性
设计指标：耐温120℃、承压70MPa指标，施工排量设计8m3/min，
单趟管柱压裂10段 现场成功验证指标：最高耐温90℃、最高承压50MPa，最大排量 6m3/min，单趟管柱压裂8段，单个工作日（8小时）完成5段（主 要受其它协同工作条件限制），完成设计指标余地较大
新型Y211封隔器
平衡阀
坐封承压试验
携砂液注入试验套管 试验后封隔器
台 40- 平 12 老井试验中，暴露出膏状油砂混合物卡死换 向机构，导致封隔器不坐封问题，通过进一步优化结构，排砂 面积达到4500mm2，是原结构4倍，提高了防砂性能
排砂孔 中心管防砂槽
优化后工具结构
防油砂极限试验：将原油与石英砂混合后灌入封隔器内部， 反复5次换向无遇阻现象，坐封、解封顺利
2
3
肇72-平24
肇56-平29井
9
6
4000
1205
306
80
50
50
32
20
5
4.6
4 5
6 7 8
肇37-平23井
平均
5
7.25
1800
2776.2
115
184
55
49.3
35
28.3
4
4.5
古龙南-平8
古龙南-平28 古龙南-平23 古龙南-平24 平均 1800 2.1 90
7
12 11 11
关键技术3：喷砂压裂优化、控制方法、操作规程及风险预案
优化排量、磨料浓度等六项施工参数，实现有效射孔 优化射速、环空压力等施工参数，实现储层有效改造
“十二五”随着连续油管规模应用，在八厂、九厂开展了扩 张式底封环空加砂压裂探索试验，评价工艺适用性
扩张式底封环空加砂压裂现场试验井数统计
序 号 1 井号 肇66-平40 深度 （m） 物性 （mD） 温度 （℃） 施工 段数 9 1400 8-10 60 液量 （m3） 4100 加砂 （m3） 235 油管压力 (MPa) 42 套管压力 (MPa) 26 胶筒残余变 形率（%） 4.5
力60MPa，排量3.6m3/min，加砂量168m3，单趟管柱压
裂9段
安全接头 水力喷枪 水力锚
扶正器
K344封隔器
扩张式底封（液压坐封）喷砂压裂工艺管柱
扩张式底封水力喷射压裂工艺关键技术
通过对现场试验情况总结分析，且结合国内应用经 验，已经形成一套适应大庆油田的优化设计、现场控制、风
险预案等配套的规范
益，为打破技术垄断，实现降本增效、规模应
用目标，开展了压裂工具国产化研究，目前已 初步完成并定型了4项水平井体积压裂工艺
一、连续油管水力喷射环空加砂压裂工艺
国外从1998年开展研究水力喷射压裂技术，2004年由长庆油 田引入国内，2006年国内由长庆为主组织攻关 第一代水力喷射压裂技术，不设置底部封隔器，利用“伯努 利”效应引起负压差进行分段压裂，大庆井下同期引入大庆油 田 2009年第二代技术开始设置底部封隔器，大庆油田2011年直
胶筒试验后
承压试验曲线
胶筒室内耐温、承压、疲劳试验数据表
序号 1 2 3 4 5 6 胶筒 批次 1 2 3 120 2 油浸温度 （℃） 油浸时间 （h） 坐封力 （KN） 20 23 23 25 25 20 70 ×10 承压×疲劳次数 （MPa × 次） 残余变形率 （% ） 4.3 4.5 4.1 4.4 4.6 4.5
4
5 6
850
10
70 ×10
0.29
0.3 0.28
0.17
0.17 0.16
0.02
0.04 0.03
（3）设计防砂结构，提高坐封、解封可靠性
工具核心部件设计排砂通道，防止沉砂堆积，降低砂卡风险
室内防砂试验：将 30% 砂比的压裂液注入试验套管中，反 复3次，封隔器坐封、解封顺利，承压时无渗漏，无位移
关键技术1：耐温120℃、承压70MPa小直径扩张式封隔器
优化胶料配方及制作工艺，提高抗拉强度和延伸率，增强了抗 疲劳性 胶筒采用尼龙+钢丝帘线结构，设计肩部保护机构和可移动钢碗， 提高承压性能，降低残余变形
关键技术2：内嵌整体式喷枪
设计整体式结构喷嘴，内嵌至本体中，提高耐返溅磨蚀性能 喷嘴采用合金材质，喷枪本体喷涂耐磨涂层，提高耐磨性能 设计最大加砂量300m3，现场成功验证指标168m3，余地较大
压裂管柱整体室内模拟井稳定性能检验
随机抽取2批次加工的新型Y211封隔器、平衡阀等工 具，组成2趟管柱，在试验井进行压裂管柱整体性试验，锚定、 坐封、解封成功率100%
试验井模拟试验数据表
试验 井号 1# 4# 管柱 序号 1 承压 （MPa） 20 坐封解封 次数 10 卡瓦 磨损 无 胶筒残余变形率 （% Байду номын сангаас 1.1 备注 管柱累计下入 200m 管柱累计下入 4000m
28-50 28-50 28-50 28-50 25-50 15-40
压后工具检验及性能测试
通过对4口试验井压裂后工具拆解分析评价，封隔器、 平衡阀等工具换向灵活，喷枪仅本体有磨蚀，室内又进行了坐
封、承压、锚定、解封检验，性能指标仍满足继续施工需要
压前新型Y211封隔器
压后新型Y211封隔器
压前平衡阀
压后平衡阀
压前喷枪
压后喷枪
核心工具零件检验及测试
统计4口井24片卡瓦，压后第一卡瓦牙平均磨损0.45mm，其
余卡瓦牙无磨损
4口井封隔器胶筒压后无破损，胶筒下端部变形最大，最大 残余变形率4.51%
古693-108-平102压裂8段卡瓦
古693-108-平102压裂8段胶筒
封隔器排砂结构可有效排砂，轨道中仅有少量存砂，封隔器换向 灵活，无卡阻 内嵌式喷枪本体有磨蚀，喷孔平均扩径率0.24%，仍满足喷砂射 孔需要
古693-92-平108压后中心管
古693-92-平108压后喷枪
压裂施工后核心部件拆解检验情况
序号 1 2 3 井号 翻220-平144 翻232-平164 古693-108-平102 卡瓦磨蚀量 （mm） 仅第一卡瓦牙磨蚀0.40 仅第一卡瓦牙磨蚀0.35 仅第一卡瓦牙磨蚀0.55
胶筒残余 形变 （%）
接参与二代技术的攻关
安全接头 扶正器
水力喷枪 单流阀 筛管 导向头
第一代水力喷砂压裂工艺管柱
安全接头
扶正器
喷枪 单流阀
平衡阀
Y211封隔器
定位器
导向头
第二代水力喷射环空加砂压裂工艺管柱
一、连续油管水力喷射环空加砂压裂工艺
前期开展加底部封隔器的油管喷砂压裂工艺研究， 受当时国内连续油管应用少，常规井口动密封装置不 配套限制，底部封隔器采用扩张式液压封隔器，逐层 上提油管实现多段压裂。现场应用6口井，最高施工压
2620 1180 1740 3111 1220 1530
210 105 120 195 80 120
1 1 1 1.2 1.2 1.2
5-6 5-6 5-6 5-6 5-6 5-6
20-40 20-40 20-40 20-40 20-40 20-40
31 22 22 35 35 28
40-60 40-60 40-60 40-60 40-60 25-50
序 号 1 2 3 4 5 6 井号 施工 段数 7 5 6 8 5 8 液量
（m3）
加砂
（m3）
油管排量
（m3/min）
套管排量
（m3/min）
设计 坐封力
（kN）
现场 施工 坐封力
（kN）
油管施 工压力
（MPa）
套管施 工压力
（MPa）
南249-平344 翻220-平144 翻232-平164 古693-108-平102 古693-92-平108 台40-平12
定位器 导向头
大庆油田自主研发工艺管柱
同国内外技术对标
与国内产品相比，完全实现国产化，拥有自主知识产权，川 庆等公司产品核心部件仍需进口
采油院（10万元/趟）
川庆（本体国产，胶筒进口，2万元/只）
国内外水力喷射环空加砂工艺技术水平对比
温度 （℃） 国外 川庆 大庆 120 120 120 承压 （MPa） 70 70 70 排量 （m3/min） 5-7 5-8 5-6 单趟压裂段数 （段） 43 6 8 5段价格 （万元） 33 >10 10 应用 情况 规模 应用 科研 阶段 科研 阶段 系列化 程度 已系列化 5〞/124 套管 5〞/124 套管
4、下步规模应用工作安排
2
1 2
20
30 30
10
30 30
无
无 无
1.2
1.7 1.8
1#井试验照片
4#井试验照
现场试验情况及工艺性能初步评价 现场试验情况
应用压缩式底封环空加砂压裂工艺现场试验6口井，单趟
管柱压裂8段，最大排量6m3/min，最高压力50MPa，最大加砂 规模195m3 ，一天最多压裂5段
连续油管水力喷射环空加砂压裂施工参数统计
利用有限元软件模拟分析了低坐封力胶筒密封承压机理， 设计了复合式密封胶筒 优化胶料配方，设计端部保护机构，提高胶筒重复密封、 承压性能
复合密封胶筒模拟分析图
室内耐温、坐封、承压、疲劳试验
选取3批次6只胶筒进行了油浸试验，达到了20kN坐封力
下承压70MPa，耐温120℃指标，胶筒最大残余变形4.6%，满足 现场施工需要
2.95 3.03 4.51
换向机构 动作 无卡阻 无卡阻 无卡阻
喷枪平均 磨蚀率 （%）
0.25 0.21 0.28
备注 新井 新井 新井
4
古693-92-平108
仅第一卡瓦牙磨蚀0.50
3.96
无卡阻
0.20
新井
室内试验表明，性能指标仍满足继续施工需要
工艺管柱性能初步评价
目前，新型Y211底封水力喷射环空加砂压裂工艺已基本定型
内嵌式喷枪
导流扶正器
弹性扶正器
同国内外技术对标
与国外公司工艺管柱结构、产品性能指标相同，成本降低67% （5段计算），但现场试验井数少
安全接头
扶正器
喷枪
球座
平衡阀
Y211封隔器
定位器
引鞋
NCS公司工艺管柱
安全接头 扶正器
喷枪
球座
平衡阀
Y211封隔器
定位器
导向头
杰瑞公司工艺管柱
安全接头 扶正器 喷枪 单流阀 平衡阀 Y211封隔器 弹性扶正器
水平井体积压裂工具国产化攻关进 展及下步规模应用工作安排
大庆油田采油工程研究院 二〇一六年二月
汇 报 内 容
一、连续油管水力喷射环空加砂压裂工艺 二、水力喷射油管加砂压裂工艺 三、复合桥塞压裂工艺 四、套管固井压力平衡滑套分段压裂工艺
近年来，大庆油田应用水平井体积压 裂工艺，取得了致密油气领域的突破，但国外 工具及技术服务费用高，制约了应用规模和效
（2）研制了承高压、高强度，可多次重复锚定卡瓦
通过软件模拟，结合室内试验优化卡瓦结构，改善受力状态，
减少应力集中，提高卡瓦回收性能
卡瓦受力模拟分析图
优选高强度合金钢，采用渗碳、激光处理等特殊工艺，提 高锚定、承压性能
常规卡瓦材质和合金钢材质性能对比
室内锚定、承压、疲劳试验
选取3批次6套卡瓦进行了室内试验，承压70MPa，锚 定力850KN，疲劳10次，卡瓦牙最大磨损量0.32mm，满足现场
强；对于古龙南等高压力储层（大于40MPa）的水平井不适应
压缩式底封环空加砂压裂工艺
目前连续油管可以实现高压动密封，机械位移动作可
以实现，底部封隔技术升级后，可实现与国际技术同步
关键技术1：机械式封隔器重复坐封、解封、锚定技术
（1）连续油管下压负荷仅为普通油管20%-30%，为保证封隔 器密封承压性能，研发了低坐封力、承高压压缩式胶筒
施工需要
卡瓦试验后
古693-108-平102压裂8段后卡瓦 卡瓦性能试验数据表
序号 1 2 3
卡瓦 批次
1 2 3
锚定力 （KN）
疲劳时间 （min）
承压×疲劳次数 （MPa × 次）
磨损量（mm）
第一牙 0.32 0.29 0.27 第二牙 0.2 0.16 0.15 第三牙 0.05 0.03 0
灌满油砂后的Y211封隔器
换向后的Y211封隔器及中心管
关键技术2:机械式换轨技术，实现封隔器坐封、解封轨道换向
换轨机构由换向轨道、换向环和轨道销钉组成，通过换 向环在长短轨道间的移动，改变坐封、解封状态
换向环和轨道销钉 坐封轨道 解封轨道
封隔器换轨机构
换向轨道
试验后中心管轨道和换向环
室内试验，反复换 向60次，成功率100%，轨 道销钉磨损0.02mm，满足 现场需要