可固井的滴球式套管能使石油公司降低作业成本和施工风险，还有助于获得压裂液最佳泵送速度，以提高大位移水平井的生产潜能。
 
    新冠病毒大流行期间，油价从 2020 年第四季度开始复苏，2022 年，西德克萨斯轻质油自 2014 年以来首次突破 100 美元/桶的大关。但自 2022 年 11 月以来，油价徘徊在 80 美元/桶左右，大宗商品价格的波动、人们持续关注的降低人工举升采油成本的必要性，这些都提醒了石油生产商们。
 
对于完井设计来说，这意味着可以降低压裂作业成本，同时还能对一口水平井的整个水平段提供有效的增产处理，以最大限度地提高生产潜能。所有油井设计的共同趋势是：尽量延伸水平段的长度；增加压裂级数；更紧凑的压裂级间距。
 
    加拿大市场正在采用几种完井方法，随着地质构造的变化，最佳的增产技术也在发生变化。压裂速率的范围为每分钟 1-14 m³，每米压裂的沙液浓度和吨位也不相同。
 
可固井的滴球式套管完井方法
    我们看到生产商们越来越多地采用可固井的滴球式套管完井系统作为一种混合完井方法用于足尖井段，或者将其用于整个油层井段，见图1，Diffusor（扩散器）和QuickPORT（快速端口）水泥滴球技术方法。通过摆脱堵塞射孔或连续油管作为油层套管的完井方法，生产商们可以更快地完成压裂作业，提高压裂速度，减少所需的后压裂作业，从而降低成本，提高生产潜能。Packers Plus公司有两种可固井的滴球式套管可供选择，见图2，具有可配装尾管和多种管座尺寸、可固井的滴球式套管的功能参数。
 
· Diffusor套管：单点进入压裂处理（一次处理一个入口）
· QuickPORT IV套管：有限的入口压裂处理（一次处理多个入口）。
    此外，构成大位移水平井完井战略的其他关键技术包括：
 
· Packers Plus内加装抗侵蚀涂层：确保在高速率和大吨位压裂促产期间完井设备的完好性
· SF903 可溶解球体：无需在压裂后将其铣除
· Toe-AP 液压套管：在特定的绝对压力下打开，节省时间和成本，可提供第一级压裂的有效处理，提供可测试的足尖处理选项
· 气动浮选短节：可提供套管和钻杆选项
· ePLUS Retina监测系统：验证所有的变化事件。
  
图1
 
图2
 
完井趋势
    下面将探讨一下新的完井趋势，并重点介绍一项可固井的滴球式完井技术是如何帮助石油公司有效提高其增产计划的，以及最大限度地开发每口井生产潜能的。
 
    大位移水平段。在过去的10年中，北美非传统油田水平井的数量显著增加，完井的水平段长度超过3000m。水平段越长就意味着压裂级数越多。从世纪之交早期采用的多级压裂增产以来，个位数的压裂级数已逐渐步入到了普遍的泵注50级的压裂作业，而且，增产井采用100多级压裂则变得越来越频繁。
 
    在大位移水平段完井时，形成足够钻压铣除压裂塞的后增产阶段或发起足够重量移动连续油管滑套的过程是可能出现的两个挑战。在一口大位移水平井较低压裂级的井段，将一个液压驱动的足尖短节与滑动套筒技术结合使用，可进一步提高第一级压裂的作业效率。
 
    球触发的套管通过连续泵送作业改变了井的完井方法。在单点进入球触发的滑套中，与连续泵送作业相关的缩短时间和降低成本的好处很快就被调整为允许一个球在一个级打开多个套筒——模仿了堵塞射孔有限的泵注处理。这些方法很快就得到了进一步的发展，用于已固尾管的完井作业。
 
    球触发滑套允许油公司连续泵送压裂液，与堵塞射孔相比，消除了停工时间，减少了采用更多压裂液的要求。为了补充压裂促产期间减少的作业时间，开发了SF903可溶解球，以消除压裂后需铣除球体的工序。
 
    高泵速压裂促产。以更高的泵流速泵送大体积的压裂液、更高负荷的支撑剂、更紧凑的压裂间距以及更多的压裂级数，这种压裂促产趋势有助于提高作业效率和原油产量。然而，同样的提高产量的支撑剂，尤其是在大批量使用时，也可能会危害井下工具直至其出现故障，因而导致补救措施费用昂贵或产量降低，甚至可能两者兼而有之。
 
    在采用堵塞射孔完井方法的过程中，支撑剂的侵入使射孔孔眼扩大，导致第一压裂集群的孔眼接受了大部分压裂液，而同一间隔其他集群的孔眼接受了最少的压裂液或没有得到处理。油层测井还表明，在一个射孔集群中只有20%至50%预期的压裂靶区是由裂缝刺激率生产的。这种支撑剂的低效使用导致了产量低于预期，投资回报率降低。
 
    在球触发滑套系统中，流体流过一个阀座的湍流会使压力略有增加。这对一个阀座来说无关紧要，但对于配有40至50个滑套的完井管柱来说可能会在额外的摩擦作用下增加数千磅的压力，这是操作问题的根源。幸运的是，通过减少流体摩擦以及减轻球/阀座和入口点的侵蚀，这些问题已专门针对单点进入和有限入口进入的完井方法得到了缓解。
 
    为了减少累积的流体摩擦，Packers Plus公司的滑套进行了重新设计。采用计算的流体动力学模拟，内部流体路径的重塑将压降降低了60%以上，因而减少了流体摩擦。Diffusor套管和QuickPORT IV套管的这些增强性设计，与Packers Plus 公司内加装的抗侵蚀涂层相结合，确保了完井设备在高速率/大吨位压裂促产期间的完好性。
 
    Diffusor套管还包含了Packers Plus公司的StackFRAC HD-X球座。这些球座的增量低至 ¹/₆₄-in.，能以高达16 m³/min 的速率提供高强度的压裂处理，每一级压裂可泵送 200 吨的沙子。甚至可在井筒的足尖井段实现高速压裂，其中最小的阀座尺寸通常不小于 2-in.。
 
    QuickPORT IV套管的喷嘴采用碳化钨加固，这几乎消除了压裂过程中对入口点的侵蚀，而喷嘴的偏移间距有助于在入口点进行均匀的分布处理。
 
QUICKPORT IV套管概述
    QuickPORT IV 套管采用球触发方式，液压触发的注入/采出端口，与 Packers Plus公司有限的入口系统一起使用。该套管允许使用相同尺寸的致动球激活多级压裂，以获得有限的入口点进行压裂处理。有多种球尺寸可供选择，允许按顺序进行多重压裂促产处理。
 
    QuickPORT IV套管的流入口有多种尺寸可供选择，意在优化有限的入口压裂处理。压裂促产后，油井可立刻投入生产，如果需要，可以根据石油公司的完井要求将球座铣除，图3示意了QuickPORT IV套管的原理图和特征标注。
  
图3 
    QuickPORT IV套管可根据油井完井工具管串的要求进行装配，下入到井筒内直至计划的深度。将适当尺寸的球置入完井管串内，向下泵送到受限入口处理层最上面的套管。然后将工具管串加液上压，套管转为打开方式。然后，球穿过套管并继续沿尾管向下行进，激活处理区域内其它的 QuickPORT IV套管。
 
    一旦QuickPORT IV套管被打开，就可达到设计的压裂速度。利用逐渐变大的球来激活套管，处理每个后续储层。较大的球体尺寸还能将较低的储层与上方井眼的泵送作业隔离开来。压裂处理后，如果需要，可以将球座铣除。
 
案例研究
    全井筒中的Diffusor套管。加拿大阿尔伯塔省中部的一家石油公司计划以高速浮水或滑水对三口井进行增产处理。这些井未处于钻井平台上，因此堵塞射孔作业的效率不是一种选择。尾管接在钻杆上，固井就位在Packers Plus PrimeSET尾管悬挂器下方。第1级的压裂促产通过 Packers Plus Toe AP液压端口来进行，其余的第35、38和 55压裂级用扩散套筒进行压裂促产处理，见图4，可固井的滴球Diffusor套管。
  
图4
    球体以全压裂速度进行投射，每分钟泵送的压裂液保持在10 m³，直到球着陆前5 m³，当泵速降低到每分钟泵注2 m³直到端口移动。紧跟在球后面的酸液帮助松动地层使缝隙开裂，接着操作人员能够快速提高泵速开始压裂。此过程减少了对流体体积的要求，提高了作业速度。压裂参数如下： 
 
· 压裂速率每分钟10m³，包括所有压裂级
· 每级30吨沙子
· 含12%氮气的浮水
    在这个案例中，所有的压裂级都成功实施了压裂促产，很快这几口井就投入了生产。
 
    Diffusor套管克服了管具变形问题。一家石油公司在绕性压裂套管和堵塞射孔压裂作业中都遇到了套管变形带来的挑战。在三口平台井试验了可固井的滴球式套管的性能表现，试验成功地完成了所有压裂级。在尝试使其损坏时，堵塞射孔压裂作业也存在一些复杂问题。采用滴球方法，可将球投射下井，跟着加入酸液，可立刻见到分解效果。这家石油公司又继续在一个平台的四口井进行了尝试，在3300m长的水平段、级间距60m、平均布有55级可固井的球滴式套管。尾管管柱接在钻杆上，固井后将PrimeSET尾管悬挂器设置在技术套管内。 
 
    第一级压裂促产通过Packers Plus Toe AP端口开始进行。其余压裂级由球触发激活，所有的球投射和换档过程都通过Packers Plus ePLUS Retina监测系统进行验证。压裂促产后，这几口井都投入了生产，无需钻除可溶解球。
 
    80根QuickPORT IV套管的混合式完井。一家石油公司通过为其堵塞式射孔完井的足尖级压裂采用的球触发滑套技术，成功地解决了大位移水平段的完井施工。这种混合完井工艺在该井的前20个压裂级的四套管集群中部署了QuickPORT IV套管。
 
    该石油公司一直采用堵塞射孔完井方法，但在堵塞设定、射孔以及为测量深度大于6096m的油井提供足够钻压铣削堵塞时电缆和连续油管的操作遇到了问题。该公司开始在超过这一深度的所有井运用了QPIV套管，每个短节安置了一个端口。他们将井的作业深度扩展到了7102m的测量深度，水平段长度3719m。
 
    共有80根QuickPORT IV套管运用在了四套管集群中，设计用来覆盖该井的前20个压裂级，水平段最深为1,189m。该井的其余部分将采用堵塞射孔完成方法。所有这20个压裂级都在70小时泵送时间内完成压裂，在此期间，ePLUS Retina 监测系统验证了球的投射和套筒的驱动。此次完井的成功证明了QuickPORT IV套管的有效性，不仅降低了足尖井段干预的作业风险以及节省了与停工有关的成本投入，而且，作为多级数压裂完井方法，在其执行能力方面也获得了显著成效。
 
    12根Diffusor套管组合部署在混合完井的井筒中。采用绕性压裂套管，一家石油公司在Charlie Lake地层使完井延伸到了更长的水平段长度，超出了连续油管完井的范围。在一口2300m垂深的井，连续油管可抵达6500m的测量深度，而该公司计划钻至7350m的测量深度。
 
    12级的Diffusor套管。12级Diffusor套管采用滴球式压裂，其余59级采用连续油管在一个850m的井段进行压裂。12级的滴球井段在设计的压裂速度、低于最大压力下进行了压裂。在井内无连续油管时可获得更高的速率，而无需铣除球体。在这种情况下，最小的球座直径为76.2 mm。该公司已经以这种方式部署了多个系统，并制定了更多计划，将在不久的将来使这种完井达到更深的深度。
 
技术进展
    在过去的二十年里，随着各石油公司不断开发新油田，最大限度地提高回收率，增加压裂级数和处理规模，完井技术也在不断地发展，以满足石油公司的生产需求。
 
    近二十多年前，滑套技术帮助改造了完井行业，多年来，创新一直在稳步进行，以帮助最大限度地提高效率。从单点进入滑套到液压激活的足尖套管以及有限进入、可固井的滴球式完井方法，每一次技术进步都能以更高的速率泵注更多的支撑剂和压裂液，处理更长的水平段和更多的压裂级，提升完井能力和生产效率。见图5，水平井多级完井的地下表述。
 
图5
    这些技术的演变和选择为生产商们提供了开发其特定地质构造的灵活性，考虑到当今的完井趋势，如大位移水平段和高速率压裂促产，提供了以较低成本增加产能的潜力。
 
    Packers Plus公司享有首屈一指的滴球式完井技术供应商的声誉，在全球完成了超过250,000个压裂级，近年来扩大了其技术应用范围，包括各种技术应用以及一口井多分段完井压裂的技术创新。所有这些产品组合的共同目标是帮助生产商提高生产效率、降低作业风险、改进完井方法和提高石油产量。