前混合磨料射流新型连续加砂系统设计与实验

前混合磨料射流连续加砂难以实现,大大降低了工作效率,制约了该技术的推广运用.针对这一问题,提出在系统中并联两个磨料罐,运用气动闸阀实现磨料罐在加砂、供料两个状态间切换,运用射流泵自行加砂,为前混合磨料射流连续加砂提供新思路.对该系统的主要部件——射流泵进行实验研究,得出吸砂时最优喉嘴距为1.5d1左右,表明引射物的密度对射流泵最优喉嘴距影响较小;用直径为3mm的喷嘴在20MPa压力、8%磨料浓度下进行了30min的实验,共消耗4罐磨料,实现了前混合磨料射流的连续加砂;根据实验条件计算每罐磨料所使用的时间,调整两磨料罐状态切换的间隔时间即可实现不同实验条件下的连续加砂.

连续加砂型喷砂机的研究与应用

分析喷砂机的工作原理,研究影响喷砂机工作效率的主要因素,通过多次研究并进行实际的喷砂试验对喷砂机进行升级改造设计出连续加砂型喷砂机,可不停机加料,大幅提高喷砂生产效率,并提出目前使用的连续加砂型喷砂机在工作时待改进的不足之处,指出后续的研究方向。

大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术

针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题,通过优选聚合物降阻剂,优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量,形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验,优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合,经先导性试验,形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验,有效提高了施工效率和单位液体的携砂量,减少了压裂液用量,形成了较好的缝网体系,提高了储层改造程度,取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明,该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求,可以为页岩油高效开发提供技术支撑。

页岩气井滑溜水连续加砂技术研究与应用

随着页岩气规模开发,滑溜水压裂液因其低黏、低摩阻、易滤失、低成本以及更适应特低渗、超低渗储层的压裂改造等特性,应用越来越广泛。滑溜水加砂可以分为段塞式和连续式两种模式。从各油气田统计数据来看,压后效果与加砂量呈一定的正相关关系,因此采用滑溜水连续加砂技术提高加砂量是必然也是最为有效的手段。通过对大型可视平板裂缝模拟系统的试验数据进行分析,掌握了滑溜水携砂规律,并进行了滑溜水连续加砂成功率影响因素分析,制作了连续加砂优化版图,确立了实施低粘滑溜水连续加砂工艺方案,同时结合现场施工经验,提出了实施连续加砂前确保成功率的预判方法。现场应用结果表明,该项加砂工艺可以实现控液提砂,提高加砂强度,在同等液量的情况下,加砂量提高100%~200%,压裂增产效果提高10%~30%。

页岩油复杂裂缝形态段塞处理技术研究

松辽盆地古龙凹陷页岩油是大庆油田重要的接替领域。由于古龙页岩油储层地质条件独特,水平页理纹层发育,压裂时在近井端易形成复杂裂缝形态,裂缝转角大,易脱砂,导致主压裂施工中加砂困难,压力波动幅度大,无法有效连续加砂。为降低连续加砂施工难度,基于流体力学理论和颗粒冲蚀理论建立模型,利用有限元迭代法模拟低砂比段塞阶段支撑剂对裂缝转角的冲蚀效应。模拟结果表明,裂缝转角处的冲蚀效应与排量和砂比呈正相关,与压裂液黏度呈负相关。基于模拟结果建立排量、砂比及压裂液黏度与冲蚀效应的关系图版,并依据图版对试验井低砂比段塞阶段压裂液物性排量等施工参数进行优化,施工排量16m3/min,在砂比5%、压裂液黏度20mPa·s条件下缝内冲蚀效果最好。充分利用段塞加砂阶段,打磨裂缝转角,控制近井端裂缝形态,降低连续加砂施工难度。

深层页岩气分段压裂技术现状及发展建议

中国深层页岩气资源潜力巨大,近年来少数探井产气量取得了突破,但大多数探井页岩储层压后产气量低且递减快,达不到经济开发要求,总体上还未形成深层页岩气商业开发的格局。在总结分析Haynesville区块和Cana Woodford区块深层页岩地质特征、压裂工艺技术特点、压裂材料及工程成本的基础上,分析了国内外深层页岩可压性的差异,指出国外深层页岩气地层的孔隙度、含气量、脆性指数和地应力差等参数要远优于目前国内深层页岩气地层,认为良好的储层地质与工程条件、量身定制的压裂工艺技术以及较低的单井综合成本是实现深层页岩气经济开发的关键,提出了开展深层页岩网络裂缝形成机制研究,高应力条件下大规模、高导流、体积压裂技术研究以及耐高温、低摩阻压裂流体体系研究等技术攻关的建议,以尽快形成适合中国深层页岩气开发要求的配套压裂技术,促进中国各个深层页岩气区块实现商业化开发。

渝东南常压页岩气压裂关键技术研究与应用

为了解决渝东南常压页岩气储层因水平应力差大和高角度裂缝发育等地质特点难以形成复杂缝网体系,进而难以实现经济开发这一问题,开展了常压页岩气藏压裂关键技术应用研究。通过对彭水区块常压页岩气水平井压裂技术分析,借鉴国外海相页岩气压裂成功经验的基础上,不断探索,对压裂改造规模、连续加砂工艺和段内暂堵转向优化等关键技术不断优化,从而提高裂缝的复杂程度,增大单段改造体积形成大型复杂缝网。在LY2HF井和JY10HF井的现场应用分别取得了日产气9.6×104m3和16.7×104m3的良好效果,从而实现常压页岩气的经济开发。

威荣深层页岩气体积压裂工艺研究及应用

中石化威荣页岩气田埋深3 600~3 900 m,优质页岩储层厚度为35.5~46.6 m,孔隙度为4%~6.6%、TOC为2.2%~4.0%、Ro为2.0%~2.6%、含气量为2.56~4.88 t/m^3、地压系数为1.9 MPa/100 m左右。室内实验及岩心分析表明,威荣深层页岩脆性矿物及力学脆性指数较高,但两向应力差值在6~16 MPa之间,对于提高裂缝复杂程度难度较大。针对压裂改造难点形成的“变排量+密集段塞+连续加砂”工艺成功应用于WY23-1HF及WY29-1HF井,压后测试产量分别为26.01×10^4 m^3/d(35.4 MPa)、23.80×10^4 m^3/d(22.2 MPa),取得了威荣深层页岩气商业开发突破。