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新型压裂工艺范文

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来源：漫步者

作者：开心麻花

2025-09-19

新型压裂工艺范文（精选7篇）

新型压裂工艺第1篇

关键词：密闭,高强,抗压

1 研究背景

我矿井下多处密闭由于巷道动压和静压力逐步增大而被压坏, 造成漏风, 经分析原密闭墙体存在的主要缺陷是:密闭墙体与顶板应力方向不垂直;密闭抗压强度小于矿山压力;顶板压力集中在密闭墙体的顶端局部斜三角多数是顶端外侧压坏。研制和使用新型高强抗压裂密闭是解决矿井通风安全这一难题的有效方法和途径。

2 方案的选择和比较

2.1 使用双墙中间灌注黄泥土密闭

该密闭主要是在实施正常密闭的基础上, 密闭的里面和外面同时砌墙, 具体做法是在密闭过程中, 事先在中间留一个能钻过人的窗口, 待整体砖墙砌完后, 首先在内里实施混泥土喷浆处理, 然后砌堵窗口, 再实施黄泥土填充, 这样即可完成。采用这种方法, 不但加固了密闭杜绝了漏风, 而且还有效地抗击了冲击地压的影响, 保证了密闭质量, 确保通防安全。但该种密闭的抗矿井深部动压和静压的效果不好, 局限于矿井浅部和压力小的巷道密闭。

2.2 使用新型高强抗压裂密闭

首先选好砌筑密闭墙的地点, 在此地点用砖料石构筑两道临时墙, 砌墙前应先在需密闭的范围内, 剔去浮煤 (矸石) , 两帮挖槽300mm以上, 去除松软围岩, 墙的厚度一般为240至500mm即可, 两道墙间距可据构墙地点的地压大小而定, 一般0.5~1.2 m, 外墙要用直角体形墙。煤矿采用新型高强抗压裂密闭不但有效地堵住因漏风造成的煤炭自燃隐患, 而且还探索出了一条新形势下矿井防灭火的新途径。

3 新型高强抗压裂密闭的用途

3.1 建筑方式:人工操作。

新型高强抗压裂密闭主要用于煤矿井下深部采区, 巷道压力大各种开采容易自燃和自燃的煤层采空区和其他巷道中, 建筑地点巷道要稳定坚固断面在5平方米以上, 切巷壁和顶板支护完好的地点, 有效地避免密闭因压坏造成老空区瓦斯和通风火灾等故障的发生2, 为煤矿标准化和现代化管理奠定基础。

3.2 主要技术指标

密闭形式双墙工字钢灌注混凝土;密闭尺寸视巷道条件而定;密闭外墙角度垂直顶板应力, 直角梯形墙底角700;总厚度约1.3米;工字钢固定方式横竖各两根;墙体抗压应力25--55公斤/厘米2米;水泥标号大于400号;沙、灰比3:1;料石250*250mm。

3.3 适用条件

巷道要稳定坚固断面在5平方米以上;切巷壁和顶板支护完好的地点;各种煤层和岩层的巷道都可以使用。

4 方案设计

该密闭由里墙、外墙、工字钢、混凝土、裙边、反水池、注浆管、观察管、密闭外花墙栅栏等。

密闭墙体抗压强度计算

R―――墙体抗压强度

A―――经验系数查表知0.525

B―――经验系数查表知0.569

RC―――水泥标号强度400

C÷W―――灰水比

经计算密闭墙体抗压力大于顶板压力。

5 应用效果

新型高强抗压裂密闭应用于解决矿井压力较大的已采区, 本着安全稳妥在做好各项安全技术措施的基础了进行了试验应用。

5.1 试验目的

(1) 采用新型高强抗压裂密闭, 满足煤矿已采区防止瓦斯涌出、防止采空区透水、防止采空区煤炭自然等事故的要求, 并查对矿井密闭的可靠稳定性。

(2) 考查新型高强抗压裂密闭可靠、抗力、漏风、耐用等参数的影响变化。

(3) 考查新型高强抗压裂密闭的安全稳定性。

5.2 试验步骤

试验之前, 详细测量新型高强抗压裂密闭使用前后压力、漏风、稳固等参数。建筑新型高强抗压裂密闭, 其中对9818运中、9816运中、7114运中、3407运中密闭使用参数进行测量。

5.3 新型高强抗压裂密闭的稳定性

通风系统的稳定性:从2013年1月份开始试验至今矿井通风系统完好, 保持了正常状态。新型高强抗压裂密闭使用的安全性:试验期间新型高强抗压裂密闭没有发生任何事故。密闭封闭的严密性:无任何透风现象。

6 结束语

新型压裂工艺第2篇

关键词：浅层低渗透油藏,采油工艺,压裂工艺

伴随着石油开采的不断深入, 我国油气开发的中心逐渐转移到了低渗透油田的开采, 这些油气田占据了新发现油气藏的50%以上, 在石油资源日益枯竭的情况下, 低渗透油藏已经成为油气开发建设的主战场。与一般油藏相比, 浅层低渗透油藏对于开采技术有着更高的要求, 需要技术人员的重视和研究。

1 低渗透油藏概述

低渗透油藏, 是指油层所处岩层的渗透率相对较低, 丰度低, 单井产能较低的油藏, 油气水流通道非常狭小, 存在着非常显著的液液界面与液固界面的相互作用, 渗流的阻力较大。因此, 低渗透油层的开采难度大, 开采环境不稳定, 而且产量较低。根据渗透率, 可以将低渗透油藏分为三个不同的层次, 其对于开采技术也有着不同的要求, 应该得到石油企业的重视和深入研究[1]。

2 低渗透油藏采油工艺

2.1 注水井增注技术

与普通油藏相比, 低渗透油藏的开采之所以困难, 主要是由于其油气水流通道非常狭小, 渗透率低, 在孔隙介质中, 油水难以流动。针对这种情况, 可以采用注水井增注技术, 确保注水量能够满足石油开采的压力要求。不过在进行注水时, 需要关注几个问题, 一是水质问题, 确保水质合格, 避免造成地下水的污染;二是压力问题, 通常注水压力不能超过油气储层的破裂压力, 否则容易破坏油藏的开采条件。对于一些启动压力大, 自主吸水无法满足要求的低渗油藏, 可以结合现场分析和计算, 适当提高注水压力, 使其达到破裂压力, 从而在近井位置产生裂缝, 提高储层注水量。

2.2 大压差采油技术

(1) 有杆泵抽油工艺:有杆泵可以分为管式和杆式两种, 前者结构简单, 价格低廉, 适用于高产井, 不过在对泵进行检查时操作相对繁琐, 工程量较大, 多用于深井作业;后者结构复杂, 适用范围相对狭小, 不过检泵工作相对简单。

(2) 螺旋杆泵空心杆举升工艺:螺栓杆自身具有效率高、功耗小、成本低、管理方便的优点, 在低渗透油藏开采中应用广泛, 其总体性能优于抽油机, 能够获得更好的经济效益和社会效益。

(3) 水利活塞泵抽油工艺:这种泵主要是以加热后的液体作为动力液, 在工作时, 动力液持续由四通阀进入油管, 经液力马达带动抽油泵工作, 而产出液则经过增压后, 排往油套环形空间, 与使用过的动力液相互混合, 然后返回到地面[2]。

3 低渗透油藏压裂工艺

压裂工艺是指在采油过程中, 利用水力作用, 使得油层中形成裂缝的一种专业技术, 也称油层水力压裂。当油层出现裂缝后, 加入相应的支撑剂, 对裂缝进行填充, 从而提高油层的渗透能力, 增加注水量或者产油量。水力压裂是针对低渗透油藏进行开发的最为有效的手段之一, 而在不断的发展过程中, 压裂工艺在设备以及原材料的性能等方面有了较大的提高, 工艺技术不断成熟。这里主要对特殊改进的压裂工艺进行分析。

3.1 限流压裂工艺

这种工艺主要是通过对炮眼数量以及直径的严格控制, 尽可能提升排量, 利用压裂液在孔眼经过时所产生的炮眼摩擦, 有效提高井底压力, 使得压裂液分流, 达到一次加砂同时处理多个地层的目的。限流压裂工艺的基本原理, 是压力损失与施工排量的平方成正比, 与孔眼数量的平方以及孔眼直径的四次方成反比, 因此, 可以通过减少孔眼数量以及直径的方式, 提高施工排量, 进而增加孔眼的压差。不过在实际操作中, 较小的孔眼直径对于加砂效率会产生负面影响, 必须确保孔眼的直径在加入的支撑剂颗粒最大直径的6倍以上, 才能够避免桥塞作用引发的砂卡现象。

3.2 控缝高技术

如果低渗透油藏目的层的上部或者下部存在地下水, 则在进行压裂施工时, 必须对裂缝的垂直延伸也就是高度进行严格控制, 以提升压裂效果。具体来讲, 可以采用变排量施工技术, 在对裂缝垂直延伸进行有效控制的同时, 进一步增加支撑缝的长度, 提升裂缝内支撑剂的浓度, 起到良好的增产效果。

3.3 斜井水力压裂工艺

在斜井压裂施工中, 由于自身斜度较大的原因, 经常会出现近井筒效应, 压裂液和支撑剂在由井筒进入到主裂缝的过程中, 受附加摩阻的影响, 经常出现提前脱砂问题, 导致裂缝的长度以及导流能力等参数无法达到预期标准, 影响油藏的产能。对此, 可以在前置液中加入低砂比的支撑剂段塞, 使得液体能够产生较强的水力切割作用, 在近井地带的复杂裂缝中, 这种作用能够帮助液体更好的流动, 并且降低流通路径的摩擦阻力。同时, 对于近井带多裂缝区域, 低砂比的支撑剂段塞能够对一些宽度较小的裂缝进行堵塞, 提升主裂缝的宽度[3]。

4 结语

总而言之, 在对浅层低渗透油藏进行开采的过程中, 需要结合地层状况, 合理选择采油工艺, 提升采油效率, 同时结合相应的压裂工艺, 改善地层环境, 提高油藏产量, 为社会提供更多的石油资源, 满足不断增长的能源需求。

参考文献

[1]李艳婷.浅层低渗油藏采油工艺、压裂工艺系统研究[D].西安:西安石油大学, 2011.

[2]翟自超.浅层低渗油藏采油工艺探究[J].科技传播, 2014, (15) :112, 103.

新型页岩气井压裂技术及其应用研究第3篇

从目前探明的页岩气矿藏储层的数据信息分析来看,页岩天然气矿藏的主要有6大特点:一是埋深相对较浅。大部分页岩气储层埋深均在3 000 m内;二是页岩基本为石英石。页岩主要成分为石英,几乎占岩石成分的一半;三是岩层破坏成网缝。钻探破岩时产生的缝网非常复杂;四是储层间隙小。天然气储层较为致密;五是岩层的缝网成因与气层有关。页岩裂缝网络发育不全,天然气储量很小;六是有机质特征较强、质脆。

页岩气藏层的有机质特征明显;页岩质地较脆,页岩气“连续”聚集成藏。参考国外的有关文献,结合目前我国实际开采生产的资料,可以说,最大限度地改造藏层体积,是获得天然气开采高产的技术趋向。

2 国际上现存的页岩气井压裂技术

平井多级压裂是美国等发达国家的页岩气开采中应用较多的生产工艺技术,增产效果明显。

2.1 分段和多段压裂技术

在目前的页岩气开采生产中,根据页岩气储层的特征对同井位置不同藏层实施分段压裂,有两种生产方式,即连续油管压裂生产工艺和滑套完井生产工艺。增产效果很明显,以美国为代表的发达国家的企业在页岩气开采生产中,采用该种技术进行生产的气井占总数的85%以上。多段压裂技术和分段压裂技术合称多级压裂,比较适用于同一口井中各个不同的产层实施单独压裂。特别是井段较长、产层较多的水平井。

2.2 注入清水压裂技术

这种压裂技术,主要是通过往地层注入大量清水诱导产生裂缝来获得天然气的压裂措施。在生产实践中,注入压裂液后,利用页岩气储层的自然缝网,导致岩层层产生诱导裂缝,压裂的岩石碎屑不断脱落沉降在各个裂缝,支撑裂缝,以致压裂液退后裂缝仍保持张开。主要原因是清水比凝胶便宜。从当前我国实际的生产情况来看,为了降低生产成本,减小过多使用凝胶对地层造成的伤害,在清水压裂液中不同程度地加入减阻剂、凝胶等,这样在压裂过程中用低黏度的减阻水替代凝胶液,压裂液一般黏度不大,携砂能力相对较弱,压裂半径相比较小,使缝保持的导流能力。注入清水压裂技术在国内的油气理论和开采实践中有较多的应用,目前有了技术基础,可行性较强。

2.3 高速、高压水力喷射压裂技术

页岩气开发水力喷射压裂技术就是通过高速、高压的流体携带砂体冲击打通地层与井筒障碍,增加流体排量,打开地层裂缝。一般地,页岩储层的天然缝网发育较好,采用传统的压裂工艺,裸眼井的井壁造成大量流体损失,不同程度地降低增产效果。该种生产技术在水平井的分段压裂中,基本不受完井方式的各种条件限制,比较适合裸眼完井;压裂井深以及加砂规模等条件对其限制较大。在我国的天然气开采领域,刚刚引进应用水力喷射压裂技术,以国外公司提供的相关技术服务为主,成本较高。大面积推广使用还需技术进步和生产实践经验的成熟。

2.4 再次重复压裂技术

再次重复压裂技术是在页岩气井初次实施压裂处理失败,或者支撑剂作用无效,无法保证天然气产量时,采取对气井经行重新压裂促使增产的生产技术。

2.5 多井同步压裂技术

页岩气开发生产中的同步压裂技术常使用于多口配对井开采时,同时压裂,使压力液以及配套支撑剂通过高压,逐渐从一口井注入另一口井,用以增加水力压裂页岩裂缝网络的表面积,从而改变空间,最大限度使岩层天然裂缝连通。

3 新型页岩气井压裂技术应用推广的建议

我国的地质构造多样性,沉积环境与各类相关条件的差异很大,不同盆地、不同地域的页岩气储量并不均匀,类型也各有特点,因此,在页岩气开采生产实践和科学实验中,应先从传统的岩层研究入手,深入细致地系统分析页岩气储层的基本特征,进而掌握页岩气储层较为全面的数据信息,借鉴发达国家尤其是美国页岩气开发利用的成功经验,从我国盆地地质构造特点的实际出发,筛选出开发利用过程所需要的关键地质因素,以利于大面积广泛推广和使用新型页岩气井压裂技术,使我国的页岩气能源得到全面的开发,从而缓解人们日益增长的能源需求。

(1)深入研究页岩气储层的基本特征:页岩气储层的有机质特征,矿物组成,岩层自然裂缝的特征,储渗空间特征等。(2)系统探讨研究新型页岩气井压裂技术:(1)有效开展相关的模拟研究;(2)体积压裂技术的实施与相关控制技术探索。(3)压裂技术工艺应用材料的研究。(4)对于相对成熟的压裂技术,按照先在直井实验,确保成效显著后向水平井推广。(5)加大对页岩裂缝的监测技术投入,尽可能全方面掌握页岩气层复杂裂缝情况。

4 建议及思考

页岩气开发利用是当前国内外获取天然气能源较为看好的开发方式,对于盆地资源的天然气开采有较强的技术优势,世界上发达国家特别是美国页岩气井的压裂技术应用已相当娴熟,而我国在此领域的探讨研究才刚刚开始,尤其是生产应用的实践经验更为稀少,可以说,我国的页岩气开发任重而道远,根据地质条件和有关勘探资料的证明,我国的页岩气资源储量比较丰富,从新疆维吾尔自治区到四川省,几大盆地的页岩气储量相当可观,目前,仅靠国外技术的支撑,进行不同程度的开发,极其缺乏自主创新能力,新型页岩气井的压裂技术就是我国油气工人和科研人员,在开采生产实践中,探索研究和逐步掌握的页岩气开采新技术,从各地页岩气开发资料来看,页岩气储层经过体积压裂,不但初期产量高,而且对页岩气长期稳产的效果也非常显著;按照我国页岩气开发的实际需要,压裂增产改造无疑将是开发利用最重要的技术工艺。因此,要从以下五个方面开展工作。

(1)页岩气的开发利用在发达国家尤其是美国,技术已经十分娴熟,我国的页岩气开发研究尚属起步阶段,增产改造技术的潜力空间很大,国家科研单位和各个油气企业要提高自主创习能力,在吸收外来先进经验的基础上,结合我们的生产实际,不断加大研发力度,争取早日掌握新型页岩气井压裂技术的应用并创新发展。(2)页岩气开采生产的压裂投产开发方式多种多样。(3)页岩气直井压裂工艺相对容易,而水平井主体体积压裂技术项目繁多,比较复杂,必须进行系统全面的掌握。(4)我国盆地面积较大页岩气储量丰富,全面有效的开发利用,在应用压裂增产改造技术方面有很大的探索研究空间。(5)在开发利用方面,国内页岩气水平井体积压裂技术,应作为重点研究对象,并加大试验推广力度。

摘要：随着天然气开发应用越来越广泛,页岩气矿藏逐渐进入油气开采企业的视野,新型页岩气井压裂技术在天然气开采生产工艺中将发挥积极的作用,本文系统分析了页岩气矿藏储层的赋存状态,成藏模式,依据岩层裂缝形成的构造机理,提出了压裂技术的观点,分别以直井、水平井在生过程中的压裂改造工艺为基础,归纳了相关的施工技术。

关键词：新型页岩气井,压裂技术,应用

参考文献

[1]陈作,薛承瑾,蒋廷学,秦钰铭.页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议[J].天然气工业,2010,10:30~32+116~117.

[2]唐颖,张金川,张琴,龙鹏宇.页岩气井水力压裂技术及其应用分析[J].天然气工业,2010,10:33~38+117.

一种新型压裂喷砂器的设计第4篇

自1998年提出了泵入含有石英砂的高压水射流流过喷嘴的概念。喷嘴和喷射器的设计就面临很大的挑战。在2002年以前, 大多数喷射器都是提前按油气井所需设计和制造。制造这种专用喷射器的准备时间较长。一般需要4~12周时间。另外, 对于喷射器的制造来说, 除了结构设计外, 还要充分考虑所使用材料的性能。

2 背景技术

水力压裂射孔是在目的层段, 通过含砂高压液流, 刺穿套管及地层, 形成较深孔洞, 成为压裂时压开油气层的突破口。为实现水力喷射射孔而设计的水力喷射器有多种多样, 有螺旋喷射器、滑套喷射器、单平面喷射器、可伸缩式水力喷射器等, 这些水力喷射器只可进行水力喷射射孔, 不能进一步实施水力压裂, 其喷嘴一般设计孔径为f3-f5m m, 使用功能单一。采用这些水力喷射器对油气井射孔完成后, 必须起出管柱, 再下入水力压裂井下配套管柱, 实施水力压裂。进行射孔和压裂时, 需要多次起下管柱, 施工周期长, 经济性差。

喷砂器的主要作用是形成节流, 造成压裂管柱内外压差, 为封隔器提供坐封压力, 保证封隔器密封;为压裂液提供通往地层的通道, 使压裂液进入地层;避免压裂砂直接冲击套管, 造成套管内壁损伤。常规的控制工具开启剪断销钉后轴向向下运动, 造成开启压力过大, 不易掌握, 易落入井底, 且容易因反向运动而重新关闭压裂孔, 因此常规的控制工具存在安全隐患, 而且工具结构复杂、可靠性低。本新型压裂喷射器可实现射孔、压裂一体化, 既满足了水力喷射射孔的要求, 又保证了水力压裂设计, 射孔和压裂只需起下一趟管柱, 简化了施工工序, 降低了油气田开发成本。

3 新型压裂喷砂器的设计

3.1 新型喷砂器总体设计

新型喷砂器总体设计见图1。

3.1.1 新型喷砂器的结构组成

喷砂器由1-上接头、2-喷射刚体、3-滑套管、4-压帽、5-陶瓷喷嘴、6-剪断销钉、7-球座、8-密封圈、9-下接头10-开口环等组成, 如图1所示。上接头1的下端外侧与喷射刚体2的上端内侧固定安装在一起, 喷射刚体2的下端内侧与下接头9的上端外侧固定安装在一起, 在喷射刚体2上的上步又是少一个压裂孔, 压帽4通过螺纹连接固定安装压裂孔内, 陶瓷喷嘴5固定安装在压帽4内, 滑套管3通过剪断销钉6固定安装在喷射刚体2内并挡住压裂孔, 滑套管3的下端内侧固定安装有能座在下接头9上步的球座7, 在滑套管3下方的喷射刚体2的内壁上有凹槽, 在滑套管3的外壁上有开口环安装槽, 开口环10安装在安装槽内, 开口环安装槽底部与凹槽底部之间的距离等于球座7底部与下接头9顶部之间的距离。

3.1.2 新型喷砂器的工作原理

投入钢球坐在球座上7, 从油管加液压, 剪断剪钉6打掉滑套管3, 滑套管3下行, 球座7底部接触到下接头9顶部时, 开口环10进入喷射刚体2上的凹槽内, 防止了滑套管3向反向运动而关闭陶瓷喷嘴5, 喷射刚体2进入工作状态, 高压流体经陶瓷喷嘴5喷出, 形成节流压差, 使相应的封隔器处于工作状态, 按照设计工艺进行压裂施工, 压开措施层。

本设计是通过两个步骤将储层压开的。第一步:将水力喷射器正对油气井设计射孔段进行水力喷射, 在油气层形成一个或者多个喷射孔道;第二步:当孔道形成后, 压裂液经油管由喷射器喷嘴以很高的速度射入孔道, 同时油套环空也按设计注入一定的液体以提高井底压力, 使地层产生裂缝并开始朝深处延伸, 从而实现对油气井的有效改造。下入设计管柱时, 该新型压裂喷砂器下至需要射孔位置。管柱到位后, 首先采用洗井液小排量洗井, 至进出口水质一致。从油管注入射孔液, 实施水力喷射射孔作业, 排量和井口压力由压裂喷砂器的喷嘴数量、孔径以及喷嘴与套管距离确定。射孔时, 射孔液从油管注入, 由油、套环空返出。然后, 按设计要求的排量, 从油管注入压裂液, 同时, 从油套环空注入原胶液进行压裂施工, 为了满足压裂所需的排量和储层破裂压力要求, 油套环空注入排量为油管注入排量的1/3-1/2。下部压裂完成后, 反循环压井, 如果确认喷砂器性能完好, 上提管柱后, 可以按上述工序继续水力喷射射孔和压裂上部层段, 整个层段压裂完成后, 起出水力喷射射孔与压裂一体化工艺管柱, 下入完井管柱, 排液求产。

3.1.3 新型喷砂器的主要技术参数

内径:f 5 0 m m;外径:f 1 1 0 m m;长度:525m m;工作温度:90℃ (即华氏温度162℉) ;工作压力:35MPa。

3.1.4 喷砂器的结构特点

陶瓷球座圈采用陶瓷材料, 提高抗冲蚀能力, 为后续投球创造良好密封条件;喷嘴采用陶瓷材料, 提高抗冲蚀能力, 从而提高管柱的加砂能力。上接头的下端外侧与喷射刚体的上端内侧固定安装在一起, 喷射刚体的下端内侧与下接头的上端外侧固定安装在一起, 滑套管通过剪断销钉固定安装在喷射刚体内并挡住压裂孔, 滑套管的下端内侧固定安装有能座在下接头顶部的球部, 在滑套管下方的喷射刚体的内壁上有凹槽。在滑套管的外壁上有开口环安装槽, 开口环安装在安装槽内, 开口环安装槽底部与凹槽底部之间的距离等于球座底部与下接头顶部之间的距离。在滑套管下方的喷射刚体的内壁上有凹槽。在滑套管的外壁上有开口环安装槽, 开口环安装在安装槽内, 开口环安装槽底部与凹槽底部之间的距离等于球座底部与下接头顶部之间的距离, 滑套管不会在施工过程中反向运动而关闭喷射刚体上的压裂孔。喷嘴由压帽安装在喷射刚体上, 喷嘴采用流线结构, 陶瓷材料, 可更换组装。通过对本喷砂器上分布的喷嘴进行更换、封堵, 可满足不同井对压裂施工排量、地层破裂压力要求。对喷砂器的结构进行结构优化的设想, 主要对喷嘴和喷砂口位置进行结构优化研究。采用入口缩径角度30°, 出口扩径角度30°的喷嘴结构性能好一些。调整喷砂孔的尺寸、位置和数目。从流态、速度、耐磨性和大涡流等方面, 提出十孔不等径喷砂器结构, 优于原结构。

4 结论

(1) 喷砂器的主要作用是形成节流, 造成压裂管柱内外压差, 为封隔器提供坐封压力, 保证封隔器密封;设计了新型球座式压裂滑套喷砂器, 结构简单, 可靠性高。

(2) 开启作业压力低, 球座不会落入井底, 不会给后期施工作业造成影响;在滑套管与喷射刚体之间设计安装了开口环, 滑套管不会在施工过程中反向运动而关闭喷射刚体上的压裂孔;喷嘴由压冒安装在喷射刚体上, 喷嘴采用流线结构, 陶瓷材料, 可更换组装。

(3) 该封隔器操作简单, 与生产管柱完全配套, 使用方便, 具有很好的应用前景。

参考文献

[1]周锐.多级分层压裂酸化技术研究[J].科技传播, 2010, 163-164.

[2]张尚君, 柴国兴, 王登庆.新型压裂用防砂水力锚试验研究[J].石油矿场机械, 2010, 39 (12) :54-56.

[3]井下数据手册编写组.井下技术数据手册[M]石油工业出版社2000:372.

[4]井下数据手册编写组.井下技术数据手册[M]石油工业出版社2000:377.

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[7]Mitehell, R.F.Pull-Through Foreign Buekled Tubing[J]SPE Prod&Faellties.1995.10 (2) .109-114.

[8]练章华.水平井完井管柱力学-数学模型的建立[J].天然气工业2006, 7, (26) :32-34.

[9]李文洪, 王吉文.分层压裂工艺技术研究[J].2006, 11 (3) :258-262.

重复压裂工艺技术研究及应用第5篇

1 重复压裂应力和裂缝走向研究

(1) 破裂压力分析重复压裂井的破裂压力常常要比初次压裂时的破裂压力低, 其主要原因在于初次压裂时岩石的抗张强度高, 所需破裂压力大, 而重复压裂时岩石的抗张强度明显减弱, 导致裂缝破裂时所需压力减小, 从而导致重复压裂时其破裂压力下降。

(2) 重复压裂闭合压力的改变随着油气的不断开采, 储层的压力和孔隙压力要逐渐下降 ;同时, 由于油气井经过初次压裂施工, 生产一段时间后, 先前形成的裂缝导流能力大幅度降低。因此, 重复压裂使用的支撑剂, 要根据产层压力的变化, 选择与产层更匹配, 强度比初次压裂更高的。

(3) 局部应力变化对重复压裂裂缝延伸的影响局部的地应力方位主要受两个因素控制, 一是受支撑裂缝影响而产生的诱导应力 ;二是孔隙压力的重新分布产生的诱导应力。

1支撑裂缝产生的诱导应力场。随着裂缝延伸距离的增加, 对应力场的影响迅速减小。因此两个新产生的诱导应力差足够大时, 才能让裂缝重新定向, 使新的最大水平主应力方向上传播的第二个裂缝垂直于初始裂缝面, 在近井区域形成裂缝格状网面。尽管重复压裂在近井地带产生的裂缝会垂直于初次压裂的裂缝, 但随着裂缝的逐渐延伸, 会因诱导应力迅速减小, 而导致裂缝的延伸方向初次压裂的裂缝方向相平行。

2地层孔隙压力的重新分布产生的诱导应力。油气井的开采或初次压裂破缝所注入的压裂液, 将会使整个油藏孔隙压力重新分布。油气井在初次压裂后的一段时间内, 近井地带的压力对产生垂直于初始方位的裂缝分布是非常有利的。当裂缝延伸到诱导张应力区以外, 裂缝重新定向的能力将受到限制。将出现两种情况 :一是随着时间的推移, 裂缝在转向之前的长度逐渐增长 ;另一种情况是, 裂缝转向之前的长度反而变短。

2 重复压裂的应用范围

1油气井开采储层必须要有可开采价值的储量以及足够的地层能量。2前次压裂施工失败, 或压后由于作业问题造成近井污染。3前次压裂效果较好, 但没有达到支撑整个改造层的效果, 处理油气层的规模不够。4前次压裂所产生长的支撑缝并没有足够的导流能力。5距离前次压裂时间很长, 需要重新进行储层改造的, 具有开采价值的老油气井。

3 重复压裂所涉及的工艺措施

(1) 单层压裂施工要求重复压裂单一层段时, 要求采取比前一次压裂施工砂比更高, 并要进行规模更大的压裂措施, 从而达到产层改造的理想效果。

(2) 支撑剂的选择重复压裂时选择的支撑剂要求比前一次压裂所使用的支撑剂强度高, 而且要求导流能力好。如果前一次选用石英砂为支撑剂的施工井, 重复压裂时则选用玻璃微珠作为支撑剂较为理想 ;如果前一次压裂采用陶粒作为支撑剂的压裂井, 则重复压裂时应选强度更高的度陶粒作为支撑剂效果会更好。

(3) 投球封堵压裂工艺措施1封堵出水层。对于多层井, 如果存在水淹层, 为避免压开水淹层, 在重复压裂时, 应采取前置液阶段投入适量的尼龙球, 对出水层孔眼进行封堵, 从而防止水淹层在压裂过程中被压开, 导致大量出水, 进而控制含水量的上升。2改善产层出油剖面。重复压裂多个油层的油井时, 关键是改善前一次没达到理想压裂效果油层, 充分挖掘连通性差的除油层, 从而达到更高效的开发效果。针对此类问题, 在重复压裂时, 可采取前置液投球方法, 使得初次压裂已得到很好处理效果的产层得到封堵, 进而使初次压裂时未得到良好改善的产层, 裂缝延伸的更长更远, 在纵向上改善了出油剖面。

(4) 制造人工隔层, 防止串层重复压裂时, 可采用制造人工隔层方式控制缝高。在前置液造缝阶段, 利用携带液和隔离剂组成的混合液体制造人工隔层 ;然后按照正常压裂程序加入携砂液, 依照设计完成压裂全过程。

4 结语

(1) 重复压裂的目的, 主要是改善前一次压裂所未改善到的油气产层, 在前次压裂未压开的层位造新裂缝 ;通过工艺的改善, 提高压裂效果, 降低或避免含水量的大幅度伴随增加。

(2) 搞好重复压裂, 应做好油气井储层的分析工作。判断油井失效的主要原因, 根据原因有的放矢, 确定重复压裂工艺措施, 提高改善效果。

摘要：本文针对低渗透油层地质特点和重复压裂工艺的要求, 确定了重复压裂选井选层原则及主要工艺措施, 通过研究提高了重复压裂施工成功率和有效期。所采取的主要工艺措施有, 加大施工规模、提高施工砂比, 选用比初次压裂强度高、导流能力好的支撑剂, 投球压裂, 人工隔层控制缝高, 暂堵压裂施工等配套的重复压裂工艺技术, 较好地满足了低渗透油田开发的需要。

关键词：重复压裂,机理研究,选井选层,压裂工艺,诱导应力

参考文献

[1]李志明, 等.地应力与油气勘探开发[M].北京:石油工业出版社, 1997.

海水压裂液连续混配工艺研究第6篇

1 适合海水连续混配的稠化剂研制

海水中的矿化度高, 成分复杂, 多价金属离子的含量高;较高的矿化度对水体中聚合物分子链节的伸张具有抑制作用, 多价金属高温下的助氧化性可加速稠化剂长链的断裂, 降低稠化剂的耐温性。所以, 海水压裂液用稠化剂一般通过胍胶改性得到, 以增加其抗盐性, 提高水溶性。

1.1 稠化剂改性

通过采用强亲水基团、抗盐基团对植物胶的接枝改性, 增加植物胶的水溶性, 降低水不溶物的含量, 增强植物胶的可交联性, 进而开发出能够满足海水连续混配要求的稠化剂产品[1]。

称取500g进口瓜胶原粉和1000ml的无水乙醇加入耐压的不锈钢反应釜中, 再加入25ml 1%Na OH溶液和1000ml环氧丙烷, 然后充N2置换釜中的空气10min, 再将反应釜密闭, 开启加热阀门对反应釜进行升温, 控制反应温度至50~55℃, 恒温反应12h, 然后打开反应釜加料阀门, 再加入115g30%Na OH溶液, 同时, 将一定量的氯磺酸通过滴加的方式加入反应釜中, 滴加完毕后, 密闭反应釜, 继续反应6h。

将反应后的物料进行真空抽滤, 然后将抽滤后的物料取出, 盛放在不锈钢托盘中, 放入恒温鼓风干燥箱中, 于75℃下, 进行干燥8h, 干燥后的改性物用粉碎机粉碎。

1.2 耐盐稠化剂溶解性评价

海水基液配制:取500ml海水样品加入一定量液体瓜胶和其它添加剂, 吴茵搅拌器6000rmp搅拌开始计时, 然后分别在1、3、5、8、10、60、120min时, 用R/S Plus测定其粘度。

从压裂液粘度随时间变化的数据中可以看出, 5min压裂液的粘度可以达到最终粘度的80%, 满足连续混配施工、实时配注的要求。

2 海水压裂液连续混配工艺

通过对瓜胶溶解影响因素分析, 形成了压裂液连混混配的基本原则:首先实现水粉高效混合, 从源头消除“鱼眼”, 即水包粉现象, 然后再添加其他添加剂;尽可能的延伸水粉接触时间, 同时提高搅拌强度, 使瓜胶快速增粘。

3 海水压裂液连续混配装置

通过对瓜尔胶水溶特性的研究以及对大量操作实例的分析, 瓜尔胶的添加方式基本决定了是否会产生水包粉现象, 由此, 提出了采用负压抽吸的方式添加瓜尔胶[2], 这样可以使瓜尔胶均匀分散, 杜绝了产生团块的可能, 且有利于黏度的进一步释放。配制过程中, 胶粉的加入速度通过精密给料装置控制, 使给粉速度与配液总量相匹配。为尽可能的延长瓜胶与水的接触时间和提高搅拌强度以加快胶粉的溶解速度和提高最终的黏度值, 设置快速释放装置:静态增黏和动态增黏。静态增黏延长瓜尔胶与水接触的时间, 使其充分溶涨, 动态增黏通过其高速旋转的转子产生高线速度, 高频机械效应带来强劲动能, 使物料在定子、转子狭窄的间隙中受到强烈的机械及液力剪切、离心挤压、液层摩擦、撞击和湍流等综合作用, 最终得到质量稳定的压裂液。

3.1 高能恒压混合器

高能恒压混合器具有混配能量高, 流量变化时清水混配压力恒定的特点, 保证了粉和水的高能量混合, 从根本上解决了混配不均匀、存在“水包粉”的难题。高能恒压混合器能产生足够的负压将物料吸入, 负压吸料无环境污染。

高能恒压混合器的喷嘴像一个活塞, 可以左右移动。喷嘴向右移动时, 流量减小;喷嘴向左移动时, 流量增大。清水压力与混合器控制压力大小相等。混合器的控制压力为恒定值 (由外界提供) , 因此无论喷嘴处于那个位置, 清水压力恒定, 连续均匀吸入的粉料被瞬间溶于高压混合清水中, 混配能量高, 有效解决了“水包粉”的难题。

3.2 静态混合器

当胶液高速通过时, 静态分散装置将增加胶液的碰撞和被切割次数, 从而使胶液黏度快速高效释放。

3.3 动态增粘系统

特点:先进先出延长胶液水合时间, 水合时间一致出口粘度均匀, 钢丝网扰流板搅拌器双叶轮双层叶片液体上下对冲, 增加剪切。

3.4 连续混配装置现场试验

研发的海水压裂液连续混配装置由一台压裂液混配橇 (包括动力橇和混配主橇) 及一台水合罐橇组成;自备动力, 能独立完成压裂液连续混配作业。2014年10月, 利用海水压裂液连续混配装置实施在线压裂施工, 用液量534方, 加砂55方, 整个施工压力平稳。

4 结语

(1) 通过对胍胶改性开发出了适合海水连续混配的耐盐稠化剂, 解决了常规稠化剂难以溶于海水的问题。

(2) 研发的海水压裂液连续混配装置解决了目前海上压裂配液劳动强度大、配液速度慢的问题;并且消除了水包粉现象, 保证了配液质量。

(3) 与海水压裂液相配合, 可以实现实时配注, 解决了因海上储液空间小而限制施工规模的问题, 为海上进行大规模水平井施工奠定了基础。

(4) 通过现场试验证明, 研发的海水压裂液连续混配装置配液性能稳定, 满足现场施工要求。

摘要：通过对胍胶原粉的改性开发出了适合海水连续混配的耐盐稠化剂, 并提出了一套海水压裂液连续混配技术;同时结合海上压裂施工的特点研制了大流量 (8方/小时) 海水压裂液连续混配装置;应用该装置配制压裂液, 配液速度快并可消除“鱼眼”, 液体质量稳定。

关键词：海水压裂液,速溶,混配

参考文献

[1]刘刚芝, 王杏尊, 鲍文辉, 等.一种海水基压裂液体系的研究[J].钻井液与完井液.2013, (3) .73-75.

[2]曾红, 潘英民.压裂液快速混配工艺及装备的研究[J].矿冶, 2005, 14 (04) :79-82.

新型压裂工艺第7篇

1.1 带压拖动分层压裂作业技术

1.1.1 带压作业技术

带压作业是指在不进行压井作业,在油气井内存在压力、井口带压的情况下通过堵塞器封堵油管内腔、防喷器组控制油套环空压力进行起下井下工具及管柱、钻磨等井下作业的修井技术。国内塔里木油田带压修井最高井口压力接近85MPa, 2012年,长庆油田完成71口井带压修井作业施工,施工安全可控。

1.1.2 带压拖动分层压裂工艺技术

带压拖动压裂工艺技术借鉴了连续油管带底封隔器分层压裂工艺,结合了水力喷射压裂、带压作业的优点。在一段压裂完成后,不放喷泄压、不反冲,在管柱内投放可捞式桥塞封堵油管内腔,井口采用防喷器组密封环空的方式带压拖动管柱,进行换层压裂。

1.2 工艺危害分析

工艺危害分析(简称PHA)是通过系统的、有条理的方法来辨识、评估和控制工艺操作中的危害,以预防工艺危害事故的发生。主要有三种形式:一是从已知的中间事件(或工艺参数的变动),推测可能导致的后果,并找出其原因;二是对既定的灾害事故(后果),按系统的构成逐项分解展开,以探明发生事故的原因;三是从基本的故障类型或各种失误(原因)推测可能导致的事故(结果) [1]。

常用工艺危害分析方法有:故障假设/检查表法(What if/Checklist)、危险性与可操作性研究(HAZOP)、故障类型和影响分析(FMEA)和故障树分析(FTA)等方法。

1.3 带压拖动压裂工艺危害分析的必要性与意义

带压拖动压裂施工过程具有作业难度大、风险高的特点。如果风险识别不到位,或预防措施不齐全很可能造成井喷、环境污染、物体打击等重特大事故,所以开展带压拖动压裂工艺危害分析非常必要。

通过对带压拖动压裂进行工艺危害分析,分析工艺、设备方面存在的问题、风险、现有的保护措施、风险控制手段,提出可行性建议并予以整改,以确保新工艺安全。

2 工艺危害分析过程

PHA实施过程分为:计划和准备、初始危害辨识、危害分析、后果分析、风险评估、建议的提出回复和关闭、PHA报告、建议的追踪8个步骤。

2.1 技术资料的收集

工艺技术资料包括以下内容:带压拖动压裂HSE计划书;带压拖动压裂施工设计、带压拖动压裂工程设计、带压拖动压裂井控设计;井史资料、地质资料、油层数据;带压作业施工总结;井下压裂管柱结构图;压裂、酸化作业操作规程、安全要求;钢丝桥塞使用说明;钢丝作业技术规范;常规修井作业规程《井下作业井筒准备》;井口安装示意图;环形防喷器、闸板防喷器设计图纸,使用说明;气井带压作业PHA报告。

2.2 初始危害辨识结果

2.3 工艺流程图建立、节点划分

带压拖动压裂流程可分为16个步骤,依照带压拖动压裂工艺的步骤及难易程度,评估范围包括油管内部堵塞、带压拖动管柱、打捞堵塞器、水平喷射压裂4个风险高、施工难度大的作业步骤。

2.4 危害分析与评估

2.4.1 PHA方法的选择

故障假设法是运用头脑风暴的形式,让分析小组成员对研究对象提出各种可能出现故障问题的假设。然后辨识现有的防护措施,判断其完整性和可靠性,并根据需要提出建议措施。检查表法是利用预先准备的检查表,对研究对象进行逐项查对,如有漏项应进行判断,需要时提出建议措施。该方法适用于工艺危害分析从原因、偏差、后果分析的各个阶段。

危险性与可操作性研究(HAZOP)分析方法是以引导词驱动,分析工艺每个部分的偏差引起的危害结果,并注重保护措施的验证。是针对化工工艺而设计的工艺危害分析方法,也可用于其他工艺[2]。

故障类型和影响分析(FMEA)是应用一定方法识别设备故障、故障后果的工艺危害分析方法。

故障树分析(FTA)适合于已造成工程、质量事故,从事故结果反推事故原因、保护措施的一种方法。

带压拖动压裂工艺适合与采用故障假设/检查表法(What if/Checklist)进行分析。

2.4.2 故障假设/检查表法(What if/Checklist)方法分析结果,见例表2。

通过采用故障假设/检查表(What if/Checklist)方法和危险对带压拖动压裂工艺关键节点进行工艺危害分析,评估出工艺危害因素15个,中级别风险10个,低级别风险5个。

2.5 后果分析

后果分析的目的是帮助分析小组了解潜在伤害的类型、严重性和数量。

2.6 其他需要考虑因素辨识

2.6.1 人为因素分析

在工艺安全分析过程中,人为因素主要关注人员与其工作环境中的设备、系统和信息之间的关系,重点辨识和避免人为失误可能发生的情况。

2.6.2 设施布置定位