高凝油油藏自生热压裂井筒温度场计算模型

在高凝油油藏的压裂施工中 ,对地层注入冷流体会使井底周围的原油冷却 ,导致原油析蜡或凝固 ,从而堵塞流动通道 ,降低裂缝的导流能力。因而采用自生热压裂技术 ,依靠生热剂发生化学反应所放出的热量来提高注入流体的温度 ,使井底压裂液的温度在施工期间高于原油的凝固点或析蜡点。在压裂过程中预测井筒温度的变化 ,以保证压裂液在进入裂缝后不会对裂缝和储层造成“冷伤害”是实施这一技术的关键。根据热平衡方程 ,建立了自生热压裂过程中井筒温度场的数学模型 ,采用隐式差分格式建立了数值计算方程 ,并对一口井进行了实例计算和分析。结果表明 ,采用自生热压裂技术能有效地提高压裂液的温度 ,防止高凝原油析蜡和凝固 ,避免储层伤害 。

自生热压裂生热剂用量优化方法

对于高凝、稠油油井的压裂 ,为避免注入流体对储层造成冷伤害 ,可采用自生热压裂液进行施工。自生热压裂液是在常规水基压裂液的基础上 ,添加一定量的亚硝酸钠、氯化铵和盐酸 ,当它们混合发生化学反应时 ,会释放出大量的热量。根据热平衡方程 ,建立自生热压裂过程中井筒温度场的数学模型 ,并编制出计算施工期间井底压裂液温度变化的软件 ,针对 1口实际施工井 ,采用正交设计方法研究分析了影响生热剂用量的各种因素 ,提出了生热剂用量的优化确定方法。

针对高凝油油藏的自生热压裂技术

为了提高高凝油油藏的压裂施工效果 ,必须避免注入地层的冷流体引起井底周围的原油冷却 ,导致原油析蜡或凝固 ,从而降低裂缝的导流能力。为解决这一问题 ,研究采用自生热压裂技术 ,利用生热剂发生化学反应放出的热量 ,以加热压裂液和油层的近井地带 ,保证压裂液在进入裂缝后不会对油层造成“冷伤害” ,达到提高裂缝渗流能力 ,增加油井产能的目的。文中探讨了自生热压裂的压裂、生热机理 ,生热剂的反应动力学特征 ,影响自生热速度的因素 ,自生热压裂液的配方研究 。

低渗储层自生热压裂改造技术

自生热压裂技术是应用化学药剂代替压裂前置液以提高压裂返排率和油井产能的低渗透储层压裂改造技术。从自生热压裂技术原理、室内药剂优选试验及施工工艺上论述了自生热压裂工艺的可行性，并结合现场试验对自生热压裂取得的降低污染、提高产能效果进行了分析，得出：自生热压裂改造技术能提高压裂液返排率，减小地层污染；能提高渗流能力，增加产能。

浅谈自生热压裂技术的试验应用

自生热压裂技术能够防止压裂液与地层产生热交换造成的原油析蜡,避免对油层造成的二次污染,解决压裂液对储层造成的冷伤害问题,从而达到提高油井产能的目的。自生热压裂技术的试验应用为高凝油的油层改造开辟了新思路,同时也填补了国内化学压裂技术领域的空白,具有较好的推广应用前景。

曹台潜山高凝油大型热压裂工艺研究与试验

根据曹台古潜山储层特征及开采现状,为了使该区块的原油储量尽快转化为原油产能,在充分利用现有油井和历次试油、试采试验数据资料的基础上,对油藏特征、渗流特征、流体性质、工艺技术的适应性等进行了分析研究,提出了采取大型热压裂的工艺措施。通过大量室内实验,研究出了高温压裂液体系,并对高温压裂液的配制和施工工艺进行了优化设计。现场试验表明,大型热压裂可更大限度的提高曹台古潜山油藏的渗流通道,同时采用热压裂液可以提高油层温度和热压裂波及范围内的原油流动能力,使油井在一定时间内得到有效开采。

曹台潜山高凝油大型热压裂配液温度的估算

辽河油田曹台潜山油区属于高凝油区块,为了使该区块的原油储量尽快转化为原油产能,对曹6井和曹2井采用了大型热压裂施工。热压裂液的温度降低对压后能否迅速投产起重要作用。通过对原油凝固点、粘温曲线及压裂目的层温度分析,及对不同温度环境下热压裂液在罐车、车组、地面管线、支撑剂、地下管线、裂缝中的温度变化测试,在充分利用试验数据的基础上,结合现场环境温度、配液时间、施工时间等估算配液温度,为后续热压裂施工配液提供参考。该研究成果已用于现场配液与施工,并取得预期效果。

自生热压裂技术在中原油田胡庆区块的应用

中原油田胡庆区块属于低温低压低渗地层,以往该区块压裂后返排率低,通过开展降低地层污染、补充地层能量、提高液体返排速度的技术研究——自生热压裂技术,取得了良好的效果。该技术利用亚硝酸盐和氯化铵混合发生反应,放出的热量加热压裂液和油层的近井地带,保证压裂液在进入裂缝后不会对油层造成"冷伤害",同时两种物质反应后还产生大量气体,增加了压裂液破胶化水液返排速度和返排量。从而减小液体滞留,降低压裂流体对储层的伤害。

热压裂技术在辽河油田高凝油区的应用

辽河油田是我国高凝油主产区，以高凝固点、高含蜡为特征，常现的水力压裂对地层的冷伤害严重，针对高凝油藏的特点采用热压裂技术，使用处理过的地层回采水做为压裂液基液，解决了与地层配伍的问题。该技术在同类油藏具有较好的推广应用价值。

长庆油田环西-彭阳探区长8油层自生热压裂工艺研究与应用

长庆油田环西-彭阳探区长8层常规压裂改造效果差,室内研究发现关键原因是原油“冷伤害”。自生热压裂工艺是解决该问题的有效手段。对比分析目前几种自生热压裂工艺的优缺点,提出了一种改进的自生热压裂液体系,该体系的关键是稠化剂——超支化聚合物,该聚合物可以在高矿化度盐水和酸性条件下形成胶体。经实验评价,该体系可使压裂液升温幅度达55.2℃,最高携砂砂比35%,破胶性能良好,破胶液对支撑裂缝及地层基质伤害率较低,具有良好的耐温耐剪切性能,对管柱腐蚀较弱,体系反应释放出的气体可明显提高地层压力,提高返排率。2020年自生热压裂工艺在长庆油田环西-彭阳探区已实施6井次,与常规压裂工艺相比,试油产量由平均3.5 t/d上升至13.27 t/d,产液量由平均20.44 t/d上升至21.86 t/d,试油成功率由21.7%上升至50%,效果显著,为长庆油田环西-彭阳探区长8层的进一步开发提供了有力的技术支撑。

干热岩压裂储层布井方式优选数值模拟

增强型地热系统(EGS)是从干热岩储层中提取热能的重要手段,而布井方式是影响其采热效果的关键因素,目前开展的布井方式研究较少考虑压裂储层开采模型的影响。建立了干热岩压裂储层采热的数值模型,通过不同位置的基质岩体温度下降幅度、热提取率、采出温度和采热功率对比分析了4种不同的布井方式对EGS采热性能的影响。结果表明:相较于直井,水平井的流体热交换的面积更大,能充分开发裂缝间的热量。在生产30 a时,考虑水力压裂裂缝连通的情况下,水平井一注两采模型的采热效率最高,其在垂直于井方向上温度波及范围约690 m,基质岩体平均温度下降38.09 K,热提取率为24.42%,采热功率为3.5 MW。研究成果为提高地热系统产热量、实现干热岩高效可持续开发提供了理论参考。

热压浸渍裂解法制备3D-BC_f/SiC复合材料性能的研究

本文通过先热压后先驱体浸渍裂解工艺制备 3D BCf SiC陶瓷基复合材料 ,以期达到缩短材料制备周期的目的。着重对热压温度、压力、时间等因素进行了研究 。

王家岗油田高凝油储层热污水压裂液技术

针对王家岗高凝油储层在压裂过程中易产生冷伤害的问题,提出了高凝油储层热污水压裂技术。由于热污水在配制常规胍胶压裂液时,存在配伍性差、交联冻胶热稳定性差的问题,开展了热污水胍胶压裂液体系研究,研发了新型有机硼锆JH交联剂。该交联剂可以完全分散在水中,与常规羟丙基胍胶可形成高黏度冻胶体。室内实验及现场应用结果表明,该压裂液体系能满足现场施工要求,是高凝油储层压裂改造的一项有效措施。

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了＂新区提液,加密区控水＂的要求。

辽河油区稠油井下作业技术现状及发展方向

介绍了在稠油作业中比较成熟并行之有效的3种工艺技术。其中稠油井冲砂、捞砂作业技术是“绿色修井技术”的关键技术之一,稠油、高凝油油藏热压裂工艺技术填补了国内该领域的空白。

先驱体聚碳硅烷的合成研究进展

介绍了近年来先驱体聚碳硅烷 (PCS)的制备、性能和应用的研究现状和进展。着重介绍了合成先驱体PCS的主要方法 :常压循环热裂解法、高压法、常压催化法和常压高温裂解法。比较了这几种合成方法的优缺点 :从用PCS制备陶瓷纤维的用途来说 ,高压法是一种较成熟的方法 ,所制备的陶瓷SiC纤维的性能也较好 ,但装置复杂、成本较高、安全性较差 ;常压高温裂解法合成装置简单、成本较小、安全性也好 。