苏里格气田压裂返排液回用技术研究与应用

根据苏里格气田压裂返排液的特点和回用配制压裂液对水质的要求,形成了一套以“预处理—混凝沉降—两级过滤—杀菌抑菌”为工艺路线的压裂返排液处理技术。经处理后的返排液固体悬浮物小于20 mg/L,钙、镁离子含量小于30 mg/L,化学需氧量低于100 mg/L,配制瓜胶压裂液72 h黏度下降率低于20%。处理后的返排液用于配制瓜胶压裂液和聚合物压裂液,其耐温耐剪切性、黏弹性、破胶液性能等各项指标均满足行业标准要求。现场可对各个模块和处理单元进行选择性组合实现快速处理和精细处理,速度为150～300 m3/d。近3年使用处理后的返排液配制压裂液超过3.6×104 m3,应用效果良好。      

苏里格气田压裂返排液回收处理方法

为了实现气田高效经济开发,对鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏采用了集群化布井和工厂化压裂技术,但井组集中压裂会导致作业现场短期内排液量急剧增加,环境保护形势严峻。为此,针对该气田压裂试气作业的特点,并结合其地形地貌特征等因素,研究形成了适合于苏里格气田的压裂返排液回收处理方法：①就井间压裂液回收再利用方面,形成了以多效表面活性聚合物可回收压裂液体系为核心的高效井间压裂返排液回收再利用技术,解决了常规胍胶压裂液体系处理效率低的难题;②针对井场末端液体回收处理难题,形成了以“混凝沉淀、过滤杀菌、污泥脱水”为主体的压裂返排液精细回收处理技术。该压裂返排液回收处理方法提高了现场水资源的利用率,并缓解了作业环保压力。2014年现场试验10个井组62口井,累计回收处理返排液32 980 m³,其中实现重复利用17 160 m³,回收再利用率超过70%,取得了显著的社会经济效益。     

苏里格气田防支撑剂回流压裂液快速返排技术研究

苏里格气田属于典型的“三低”气田,自然投产后单井产量总体偏低。理论和实践都证明,通过适度规模的压裂改造,可以显著提高开采效果。由于压裂井均有一个压后排液过程,排液速度过快或不控制放喷均会造成支撑剂回流。为此,要在不同的排液阶段选择合适的油嘴,并根据地层条件优化压裂施工顶替液量,同时,应用纤维加砂压裂技术,提高压裂改造效果。     

苏里格气田水平井快速钻井技术

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,属于大型陆相砂岩岩性圈闭气藏,是我国迄今为止已发现的开发难度最大的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”大型气田。气田开发模式历经直井、定向井再到水平井,但钻井周期长、建井综合成本高一直严重制约着该气田的经济有效开发。为此,中国石油长庆油田公司针对如何提高钻井速度、降低钻井成本等一系列难题,开展了多年的探索、攻关与实践,最终形成了以井身结构优化、PDC钻头个性化设计、井眼轨迹优化与控制,以及钻井液体系优化［斜井段应用复合盐钻井液、水平段应用无土相暂堵钻（完）井液］等为核心的水平井快速钻井配套技术。2010年至今,该技术已经在该气田240余口水平井上规模推广应用,平均钻井周期由以前的90.2 d缩短至67.1 d,平均砂层钻遇率达到了81%,取得了显著的技术经济效益,成为苏里格气田经济有效开发的主体技术之一。     

苏里格气田压裂液返排液重复利用的可行性

针对目前存在的压裂液返排液重复配液难的问题,对苏里格气田不同区块及不同压裂液体系返排液组分进行了系统分析,同时分别采用单因素及正交试验对影响压裂液返排液重复配液性能的因素进行了深入研究。研究发现,压裂液在返排过程中从地层携带出的大量金属离子,尤其是一些高价金属阳离子对返排液的重复配液性能有显著影响,其中返排液中的Ca²⁺、Mg²⁺和Fe²⁺对配液性能影响最大,针对0.4%的EM50和胍胶体系,实验测得这3种离子满足返排液重复配液的上限值分别为250、150、150 mg/L和275、250及200 mg/L。另外,返排液中高含量的Cl^-及矿化度等因素也会影响返排液的重复配液性能。通过向返排液中加入一定浓度的络合剂或沉淀剂,再辅以清水稀释的方式可有效解决由于金属离子或矿化度太高导致的返排液重复配液问题。图6表2参21     

苏里格气田水平井快速钻井技术研究

苏里格气田属于典型的"三低"气田,在2015年中它是长庆天然气产能实现350×1012m~3的主要气田。在实践过程中,由于长庆油田公司确定了"面对现实,依靠科技,简化工艺,走低成本开发道路"的苏里格气田开发理念。因此,在这些理念与经验的作用下,使得苏里格气田得到了迅速的发展。本文就苏里格气田水平井快速钻井技术进行分析,希望通过研究能够提升钻井质量。     

苏里格气田液氮助排工艺技术

苏里格气田储层物性差,单井自然产能较低,不经过增产措施改造就难以获得工业气流。该气田主要采用液氮伴注加砂压裂对储层进行改造,以达到增产增效的目的,因此,压裂后排液的时机与压裂后返排工作制度的确定直接影响着压裂改造的效果及该井的产能情况。根据经验,苏里格气田气井在压裂后停泵压力大于25MPa时需要关井使压力扩散,等压力降到25MPa以下时用油嘴或者针阀控制放喷。根据苏里格气田现场试验研究,提出了苏里格气田天然气井压裂的合理液氮泵注程序及适合于苏里格气田压裂后排液强化返排技术。     

苏里格气田压裂返排液消泡工艺现场应用

苏里格地区进行压裂施工时,在压裂液中加入发泡剂来减小施工后的返排时间,提高返排率。返排液在发泡剂的作用下会产生大量的泡沫,对环境造成污染,且过多的泡沫影响潜水泵的工作效率,延长返排时间。针对这一问题,采用聚醚改性聚硅氧烷作为消泡剂,在苏里格两口直井进行了消泡施工现场实验。根据现场返排液的组成,研究消泡施工工艺,施工效果良好。     

苏里格气田小井眼定向井快速钻井技术

针对苏里格气田大位移小井眼定向井钻井过程中存在的携砂困难、电测成功率低、钻头泥包等技术难题,通过优化井身结构、优化剖面、优选钻头及大功率螺杆,采用钻井大数据分析,探索出一套快速钻进技术,成功实现了最大位移1 440 m、位垂比近0. 5小井眼钻井现场施工。该技术的钻井速度比常规井的钻井速度略有提高,米进尺费用比常规井米进尺费用下降12. 5%,岩屑减少约48%,生态效益和降本增效成果显著。该技术的成功应用对油田该类井的降本增效具有推广意义。     

制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田的应用

井底积液是导致单井产量下降和储层污染的主要原因,采用何种方式能够实现积液井快速有效低成本地排液复产是苏里格气田开发及正常生产的关键。连续油管氮气气举排液技术是使用制氮车或者液氮泵车配合连续油管设备进行排液作业的工艺技术,在现场应用中发现使用制氮车比用液氮泵车进行连续油管氮气气举排液作业的成本更低、更安全。苏里格气田采用NPIU1200-35HP膜制氮增压设备进行现场制氮和增压,配合进行连续油管氮气气举排液作业施工数井次,取得了显著的成效。因此,制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田开发生产中具有重要的应用价值。     

压裂返排液不落地回收处理技术在苏里格气田的应用

随着苏里格气田水平井改造、体积压裂工艺、混合水压裂方式、工厂化作业等实现推广应用,返排液量剧增,尤其是新环保法实施后,不允许挖建防渗排污坑,环保形势异常严峻。急需研发返排液不落地回收处理技术,实现其重复再利用。针对返排液中含有大量天然气、压裂砂、悬浮物,压力高、分离处理难度大等难题,优化形成了压裂返排液在线连续处理技术,主要包括管线节流控制模块、高压除气模块、低压除气除砂模块、精细化过滤模块和浓残液蒸发模块,经过10μm精细过滤,得到纯净的压裂返排液。进一步化学处理后,添加稠化剂等重新配液用于下次压裂施工,重复利用率达到90%以上,少量浓残液采用蒸发处理。现场先导性试验23井次,回收液体44 649m~3,取得了显著的社会、经济效益,为国内压裂返排液环保处理技术的创新发展提供了借鉴。     

苏里格气田气井凝析油对泡排携液能力影响分析

苏里格气田含凝析油气井生产中,凝析油的存在会降低起泡剂起泡能力并加速泡沫衰减,严重影响泡沫排采技术现场应用效果。为提高含凝析油气井的泡排效果,利用动态携液法在室内开展不同凝析油含量的地层水对泡排携液能力影响的实验,模拟井筒积液从井底被携带至地面的演化过程,对实验现象进行机理分析,并优化改进起泡剂加注量公式。结果表明,随着凝析油含量的增加,泡沫携液能力不断下降;0～20%含量的凝析油对携液能力影响相对较弱,返排率大于80%,返排率环比平均降低2.33%,这表明起泡剂可将表面张力远小于地层水的凝析油乳化,并有效降低凝析油对起泡剂的抑制作用;20%～40%含量的凝析油对携液能力影响相对较强,返排率小于80%,返排率环比平均降低9.13%,这表明未被起泡剂乳化的凝析油严重抑制泡沫生成。经苏X-9X井现场应用取得良好排液增产效果,该分析为苏里格地区气井积液治理提供新思路。     

苏里格气田完善压裂助排技术试验效果分析

苏里格气田上古生界储层具有低孔、低渗、低压、非均质强、低产等特点，迫切需要进行储层改造技术攻关．以期提高单井产量和实现经济有效开发。2001年在大量的室内实验研究基础上．开展了CO2增能压裂、大规模压裂等试验，取得了一定的效果，同时也发现大规模压后排液困难、排液周期长、返排率较低的问题。针对此问题，为使苏里格气田整体排液状况进一步得到改善．自2002年起深入开展了一系列的技术攻关．首次对起泡剂的抗吸附性及耐盐性进行了评价分析，其次对液氮最佳拌注比例及拌注工艺进行了优化，形成了苏里格气田特色的液氮工艺技术。本文从排液现状、原因分析、措施原理论证、操作方法、实施效果分析等方面入手，对2001—2003年苏里格气田的排液工艺的发展进行了论述．     

苏里格气田水平井快速钻井技术研究与应用

高钻井成本与低产出之间的矛盾一直制约着苏里格气田的有效开发。分析了苏里格气田水平井快速钻井配套技术,通过对井身结构优化、上直段防斜打快、导向PDC钻头个性优化、长半径水平井剖面优化、大斜度探顶入窗轨迹控制和分段钻井液体系优化与技术集成,钻井速度明显提高。2009年以来,累计在80口井进行应用．平均钻井周期由74．36d缩短至45．87d,最短钻井周期为23．25d,最长水平段达到了2606m。     

苏里格气田长水平段水平井快速钻井技术

针对苏里格气田超过1 500 m的长水平段水平井,主要存在以下几方面的技术难点:一是砂体夹泥岩,井壁稳定性比较差;二是地层研磨性强,钻进效率低;三是水平段长,摩阻扭矩大,轨迹控制难度大.文章从井身结构、剖面设计、工艺工具、轨迹控制等方面进行了分析研究,形成适应于苏里格气田开发的长水平段水平井快速钻井技术,并在苏5-3-16H1井进行了成功应用,提高了水平井的机械钻速.     

苏里格气田井下节流技术

苏里格气田属于低压、低渗气田，产气量低，地层能量衰减快，容易产生水合物和井筒积液，影响正常的生产。为此，分析了井下节流器对压力、温度的影响，发现井下节流器能够在低产气量下起到防止水合物产生、提高提高气体携液能力、减缓井底压力激动等作用。苏里格气田实行早期井下节流技术，能够达到减少甲醇注入量、延长气井稳产时间、提高最终的经济效益，这在现场实践中也得到了证明。     

苏里格气田数字化集气站技术

苏里格气田数字化集气站是按照站场工艺流程和生产管理的要求,用数字化、信息化管理手段,以生产过程监控为主,完成数据采集、过程监控和动态分析.集气站数字化主要包括8项关键技术,数字化集气站建成后,站内动态生产数据可实时监测,设置多级远程分区自动关断装置,提高自动排液安全可靠性,实现了"站场定期巡查、运行远程监控、事故紧急关断、故障人工排除"的功能;通过优化监控点,避免人员误操作,降低安全风险;达到了精简组织机构,提高生产效率,控制用工总量的目标.     

苏里格气田水平井临界携液产量分析

水平井开发技术作为提高采收率的重要手段,在苏里格气田逐渐进行规模实施。在气藏水平井的生产过程中,当气体不能将产出的液体连续携带出井口时,水平井井筒中将产生积液,积液将增加对气层的回压,严重限制气井的产能,甚至会造成气井“水淹”,影响气井的正常生产。在直井连续携液模型研究的基础上,采用角度相关李闽连续携液理论,确定了苏里格气田水平井临界携液产量,结合苏里格气田水平井的单井生产动态,验证了该方法在苏里格气田水平井临界携液产量计算上的适用性和准确性,对鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井的生产具有重要指导意义。     

苏里格气田分支井钻（完）井液技术

苏里格分支水平井难度最大的地方在于分支井眼,分支井眼首次将大斜度井段和水平段设计为全裸眼,针对苏里格气田分支井眼斜井段和水平段处于同一裸眼段的技术难题,室内研发了强抑制性有机-无机盐低伤害钻井（完井）液体系,并在桃7-14-18H分支井和桃7-15-20H分支井的分支井眼成功试验应用。室内和现场试验结果表明,该体系能有效解决气井水平井斜井段和水平段同处于裸眼段情况下的的泥页岩井壁失稳、气 层保护、高摩阻大扭矩、井眼净化、携砂悬砂等一系列技术难题。该体系抑制性强,其页岩一次回收率达到了97.2%,二次回收率达90.3%;体系利于保护产层,对盒7和盒8产层岩心的平均伤害率为10.60%,属于低伤害。钻井液优良的综合性能保障了1742m装有裸眼封隔器的套管完井管串直接穿越裸眼斜井段安全下至水平段的预定位置。     

苏里格气田气井泡排剂优选及实践

本文分析了目前常用起泡剂的类型,基于实际情况提出了泡排剂的性能要求,并通过实验优选了复合型泡排剂的配方和比例。