混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

EM50可回收压裂液体系的研制及其在苏里格气田应用

合成了一种具有表活性特征的多效高分子聚合物,进而研制开发出一种新型的可回收压裂液体系,通过实时调整主剂使用浓度,实现了降阻水、低黏液及携砂液的功能。室内实验结果表明,该压裂液体系具有低摩阻、可回收、易返排,易破胶,携砂性能好,且可以满足连续混配、污水配液等优点。截至2014年年底已成功应用于苏里格气田工厂化作业78口直井,取得了较好的改造效果。该研究解决了长庆气田"工厂化"作业返排液重复利用技术难题,有效缓解了环保压力,同时极大地节约了配液用水和化工料的用量。     

通道压裂中顶液脉冲时间优化模型研究

通道压裂维持高导流能力的前提是支撑剂团完全支撑裂缝,但目前对于不同厚度和直径的支撑剂团能否完全支撑裂缝尚不清楚。基于弹性力学理论,建立支撑剂团与地层接触有限元模型,研究不同厚度和直径的支撑剂团在地层闭合压力下的最优铺置间距,即支撑剂团最优铺置间距。当相邻支撑剂团间距小于最优铺置间距时,支撑剂团可完全支撑裂缝,反之裂缝部分闭合,导流能力下降。以支撑剂团最优铺置间距为基础,根据物质守恒原理,计算出最优中顶液脉冲时间。研究结果表明:施工排量和地层闭合压力越高,最优中顶液脉冲时间越短;裂缝宽度越大,最优中顶液脉冲时间越长。整个通道压裂过程应提高施工排量,在高闭合压力地层中减小最优中顶液脉冲时间,在低闭合压力地层中应增加最优中顶液脉冲时间。     

天然气水合物抑制剂研究与应用进展

天然气开采及储运过程中,天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等的堵塞,虽然防治天然气水合物的工业方法很多,但是最有效的方法还是添加化学抑制剂。为此,介绍了防治天然气水合物所采用的物理和化学等工业方法、天然气水合物抑制剂的最新研究现状、作用机理及应用范围,比较了几种天然气水合物抑制剂的优缺点,明确了天然气水合物抑制剂的选择原则：以技术和经济因素为基础,通过工业实践寻求一种抑制效果好、用量小、环境友好、操作简单、便于储存运输、成本低廉的天然气水合物抑制剂;列举了国内外工业现场试验的成功案例,指出了天然气水合物抑制剂的发展趋势是低剂量天然气水合物抑制剂和复合型天然气水合物抑制剂将逐渐替代热力学天然气水合物抑制剂,其中低剂量天然气水合物抑制剂需要不断改进自身的缺点才能更具有竞争力。     

盐酸乌拉地尔PLLA微球的制备及性能研究

采用溶剂挥发法制备盐酸乌拉地尔PLLA微球并通过SEM对其结构进行了表征,同时对微球的包封率和药物释放进行了测试。通过有机相加入乙醇或外水相加入盐的方法可以提高微球对药物的包封率。结果表明,当无水乙醇与三氯甲烷的比为1:2时,制得的微球包封率最高,达到30.52%。外水相中加入盐类电解质的方法也能提高药物的包封率。盐的加入使得盐酸乌拉地尔在外水相的溶解度降低,减少了药物向外水相的泄漏,从而提高了药物的包封率。其中KCl的加入对药物包封率的影响最大。当KCl浓度达到0.4%(mol)时,微球的包封率最高,达到35.52%。体外药物释放结果表明,PLLA微球具有明显的缓释作用,其释药动力学满足Higuchi方程。     

水力压裂近井裂缝转向延伸轨迹模拟

室内实验和现场实践已经证明射孔方位对水力致裂裂缝延伸转向有极其重要影响,但尚无定量化的理论预测模型。针对均匀各向同性线弹性多孔材料,考虑射孔井水力裂缝起裂的原地应力场和孔隙压力、孔眼内压、压裂液向地层渗滤附加应力等多种机理,基于弹性力学和孔隙介质流体渗流理论,建立了孔眼深度任意位置的应力分布计算模型;基于孔眼末端最大周向拉应力判据,首次建立了压裂裂缝转向模拟的理论计算模型。结合长庆某气田参数进行模拟分析,揭示了垂直井射孔方位对压裂裂缝转向规律:水平主应力差是影响水力裂缝转向半径最主要因素,且随水平主应力差增加,射孔深度减小;射孔方位小于30°时对裂缝转向半径影响较小。     

新型清洁转向酸的研制及性能评价

针对靖边南下古碳酸盐岩储层为白云石、方解石,充填程度较高,且与靖边气田相比,储层更致密,纵向上多层系特征明显,非均质性强.从提高酸液的有效作用距离、酸蚀裂缝导流能力角度出发,研发了新型清洁转向酸液体系.该体系以甜菜碱两性表面活性剂为主剂,依靠反应生成的盐类物质浓度自然调节酸液粘度,当酸液与地层内的烃类或大量水接触后,胶束结构转变为球状,残酸黏度迅速下降,有利于降低酸压后的返排阻力.该技术在G72-13及G75-13井获得了成功应用,平均无阻流量为23.54×104 m3/d,对非均质储层的改造初见成效.     

苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术

苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8 m3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5 d缩短至11.0 d,提产提速效果显著。     

致密气藏水平井分段压裂地质模式及降本增效优化研究与应用

苏里格致密气藏水平井没有适应的压裂技术模式,导致部分井低产且成本高。本文通过建立了三类水平井压裂地质模型,以及生产动态和压裂软件模拟,开展裂缝参数、施工参数和压裂工艺设计等优化研究,形成了针对性强的三类水平井压裂技术模式,达到Ⅰ类井降本,Ⅲ类井提产的目的。结果表明,压裂地质模型符合率误差＜6%;压裂改造技术模式现场试验70口井,无阻流量和初期产量较对比井分别提高12.5%和7.7%,核算直接节约费用3800余万元,促进了水平井效益开发,同时对国内同类气藏具有借鉴和指导意义。     

聚乳酸-壳聚糖接枝共聚物的制备及性能

以L-乳酸(LLA)和壳聚糖(CS)为原料,4-(二甲胺基)吡啶(DMAP)及N,N′-二环己基碳酰亚胺(DCC)为催化剂在室温下,通过直接缩合方法制备了聚乳酸-壳聚糖接枝共聚物(PLLA-CS)。采用IR、1H-NMR及薄板毛细渗透法对其结构进行了表征。探讨了原料配比、催化剂用量、LLA的二氯甲烷溶液浓度、反应时间等对共聚物收率和亲水性的影响。得到最佳工艺条件:-NH2∶LLA为1∶15,DCC∶LLA为1∶1,LLA的二氯甲烷溶液浓度为1.88 mol/L,反应时间为24 h。此方法合成路线短、反应条件温和。聚乳酸-壳聚糖接枝共聚物具有良好的细胞亲和性,有望成为一类优良的组织工程材料。