相变自生固相压裂液及施工工艺优化

常规水力压裂存在摩阻高、易砂堵、设备磨蚀、残渣伤害等难以避免的问题。针对上述问题,提出一种全新的相变自生固相压裂技术,即：向地层中注入由相变压裂液、非相变压裂液组成的自生固相压裂液体系。在地层温度条件下,相变压裂液通过相变由液态转变为固态,代替陶粒、石英砂等支撑剂,非相变压裂液占据的空间在其返排后形成具有高导流能力的流动通道。压裂液体系在水力裂缝内的流动形态、铺置长度、填充率受注入工艺影响较大,研究不同工艺下的自生固相压裂液体系流动形态、铺置长度、填充率,对提高该技术成功率具有重要意义。文章建立了一套自生固相压裂液体系流动分布数学模型,模拟不同工艺下的流动形态、铺置长度、填充率,模拟结果表明：相变压裂液形成的固体支撑剂能够有效支撑裂缝;随着注入液量的增加,相变压裂液前缘距离井眼越远;冻胶可以降低滤失量,形成更长的铺置长度和更高的填充率;顶替液不能过量,防止形成饺子状裂缝。     

煤储层压裂液滤失计算模型

为揭示煤储层天然裂缝开启后的动态滤失过程,将裂缝的动态渗透率和煤储层裂缝-孔隙型双重介质的特性结合,建立煤储层压裂液的滤失模型,模型的拟合结果表明裂缝渗透率的动态变化导致天然裂缝中的滤失量几十倍的增加,而由于弹性储容比的影响,天然裂缝向基质中的窜流量反而减少。通过对比不同模型下的滤失量,可以得出动态滤失量是PKN和CGD模型下滤失量的4.5倍左右。为验证滤失模型的准确性,利用压裂酸化动态滤失仪进行实验,实验结果表明模型的数值拟合曲线与实验曲线有较一致的变化趋势,模型能较好地模拟煤储层天然裂缝中随时间变化的滤失过程。     

深层碳酸盐岩破裂压力预测方法研究与应用

塔中奥陶系碳酸盐岩埋藏深,地层温度高,构造应力强,破裂压力预测的难度大。砂岩地层钻井过程中考虑温度的破裂压力预测应用较多,而在深层碳酸盐岩压裂方面的应用报道很少。建立了耦合热应力的预测模型,提出了由压裂资料反演地应力的方法,在塔中进行了应用。与压裂施工的对比表明,该方法的预测误差在5MPa以内。对线胀系数、温度与破裂压力的关系进行了分析,发现温度对破裂压力的影响为约7．42MPa／10℃,线胀系数对破裂压力的影响为约2．71MPd10^-6℃^-1。     

温度刺激响应型超分子相变压裂液的制备与性能评价

在石油开采水力压裂增产措施中,支撑剂的注入易导致脱砂、砂堵或注不进等问题,影响压裂效果。利用超分子材料自组装特性,以N,N-二甲基甲酰胺(DMF)为溶剂,加入异氰脲酸酯和四甲基氯化铵等制备得到超分子构筑单元,再加入功能单元以及十二烷基苯磺酸钠、聚乙烯呲咯烷酮、过氧化氢和氯化钙等对构筑单元进行修饰制得相变压裂液。将相变压裂液和非相变压裂液混合后加热至80℃制得相变固体。通过核磁共振和扫描电镜对合成产物进行表征,分析体系的微观结构,研究了相变压裂液的注入性和相变固体的抗压性、导流能力等。结果表明,在升温过程中,相变压裂液分子自组装排列发生相变形成固体。相变压裂液的注入性良好,在20～70℃的平均黏度仅为17.55 mPa·s。相变固体具有良好的耐压抗破碎性能,28、52 MPa闭合压力下的破碎率分别为1.83%、3.22%。不同铺砂浓度下相变固体的导流能力较好,高压导流能力接近陶粒且远高于石英砂。压裂施工过程中只注入液体,压裂液在地层温度下形成固相从而支撑裂缝建立油气通道,避免了固相支撑剂的砂堵和注入性问题。图15表1参26     

淹没状态下磨料射流破煤岩数值模拟仿真研究

基于ANSYSLS-DYNA软件,建立了淹没状态下磨料射流破煤岩靶体的仿真模型。并通过正交实验法得出了射流参数对破碎效率的影响程度,同时还利用单因素法分析了不同射流参数对破岩效率的影响。结果表明,随着射流直径的增大,冲蚀深度随之递减,冲蚀孔径随之增加;考虑破碎效率和经济效益,磨料射流破煤岩最佳射流速度在300 ms左右;磨料体积的最佳浓度在6%左右。