降低非常规井生产尾管堵塞的风险

Reducing the Risk of Plugging of Production Liner in Unconventional Wells

Yuri Fairuzov (Multiphase Energy Corporation) | Victor Fairuzov (Multiphase Energy Corporation)

舒茂迪  编译     

在对非常规井进行增产工艺时，支撑剂或地层固相颗粒沉积可能会导致部分生产尾管堵塞，从而影响单井产能。本文旨在研究支撑剂在压裂液返排期间和支撑剂回流过程的运移情况，以此诊断对产能影响大小并评估可能的解决方案效果。通过对气-油-水-固四相流的模拟来识别多级水力压裂井中固定砂床的位置。

研究基于相同的作业条件，采用桥塞与射孔联作工艺与生产滑套完井系统两种完全不同的完井方式对同一口井进行流动模拟。井模型中涵盖多个完井设计参数，如级数、生产尾管的内外径、流道配置与尺寸。实验分别在低混合和超低混合的弗劳德数(Fr≪1)条件下（多发生在靠近趾端的多个水平完井段）进行了模拟，实验装置包括一个直径为11/4英寸、具有两个向上倾斜段的透明管道组成。

研究表明，支撑剂在水平段的分布方式主要有固定砂床和段塞两种方式。支撑剂堵塞可能是由于压裂液的暂时性回流造成，此时固定砂床并未在具有大斜度倾角（不低于60度）的水平井跟端形成的，其滞留支撑剂超过50%。文中确认了两种堵塞机制，均与固定砂床的形成有关。固定砂床形成可能发生在尾管的某一段或几段，具体取决于尾管的轨迹、完井方法和流道位置。

研究发现，需要在支撑剂段塞上、下游端施加一定压差才能使其沿水平段运移。如果压差小于该启动压差，则形成的支撑剂段塞不会移动，段塞上游的生产层段将被堵塞，从而导致单井产能大幅下降。本文提出了被动和主动缓解策略，以减少支撑剂在水平段沉积对单井产能影响。拟通过优化钻完井工艺实践来大幅降低水平井段堵塞风险，提高EUR。主动缓解措施包括在水平井中采用新型人工举升系统应用。

采编自SPE/AAPG/SEG Latin America Unconventional Resources

Technology Conference，2020.11