Recientemente, ¿qué tecnología se utilizó por primera vez en el campo petrolífero Shengli de Sinopec para llevar a cabo la fracturación y tuvo éxito?
Recientemente, investigadores científicos del Instituto de Fracturación del Instituto de Producción de Petróleo de Shengli Oilfield implementaron con éxito una tecnología de fracturación por volumen de obturación temporal en el pozo Dabei 10-Xie 3. Esta es la primera vez que Shengli Oilfield prueba esta tecnología. No solo mantiene su propia presión. El nivel de fractura continúa estando entre los más avanzados del país, brindando un fuerte apoyo técnico para el desarrollo rodante de los yacimientos de arena de los chiringuitos.
El pozo Dabei 10-Xie 3 es un pozo de evaluación de producción en el Bloque 37-52. Este bloque está depositado con múltiples capas delgadas de arena de barra de playa. El embalse está enterrado a más de 3.000 metros de profundidad y tiene una luz longitudinal máxima de más de 100 metros, siendo muy difícil lograr una transformación equilibrada de múltiples capas delgadas. Después de recibir la tarea de diseño, los investigadores científicos analizaron cuidadosamente las características del yacimiento y, mediante cálculos de tensión in situ y análisis de permeabilidad, decidieron implementar tecnología de fracturación por volumen de obturación temporal para realizar fracturación en capas para mejorar el efecto de estimulación de yacimientos multidelgados. .
La nueva tecnología de fracturación puede suministrar un agente de obturación temporal soluble en agua de alta resistencia en la sección una o más veces para formar una torta de filtración para sellar temporalmente la fractura anterior, forzando la apertura de una o más fracturas nuevas. en las fracturas, obteniendo así una mayor productividad de un solo pozo que la fracturación convencional, y seleccionando racionalmente la cantidad de agente de obturación temporal, se puede lograr la selección natural de los puntos de llenado y la estimulación separada de múltiples etapas. Se entiende que la producción acumulada final de esta nueva tecnología de fracturación puede aumentar entre un 30% y un 40% en comparación con la fracturación por etapas convencional, lo que puede mejorar en gran medida los beneficios de desarrollo económico.
Para garantizar la implementación sin problemas del plan, los investigadores científicos utilizaron medidas integrales como igualar la escala de construcción y la capacidad de desvío, optimizar el volumen de desplazamiento y prepararse para la conexión temprana de tuberías de superficie, y Se comunicó con la planta de producción de petróleo de Hekou y el equipo de fracturamiento de fondo de pozo muchas veces, modificó y optimizó repetidamente el diseño para garantizar la pertinencia y efectividad del diseño. Durante la implementación, la presión de fractura en el sitio fue de 58 MPa, se inyectaron 420 metros cúbicos de fluido de pozo en el pozo y se agregó un total de 40 metros cúbicos de apuntalante, cumpliendo con los requisitos de diseño.