冷却水塔防冻装置的应用

热电厂冷却水塔冬季结冰对设备损坏严重,通过分析冷却水塔易结冰的部位和结冰原因,在比较各种冷却水塔冬季防冻方案后,最终采用自流反射双向化冰防冻管并加大进入防冻管的热水量来解决冷却水塔冬季结冰问题。     

可快速回用的防冻压裂液体系研究及应用

针对苏里格气田压裂液返排液处理速度低且成本高,特别是在冬季施工中因温度低引起的液体性能不稳定和回收利用困难,造成整体回收利用率低的问题,通过对聚合物压裂液体系添加高价阳离子屏蔽剂,提高体系耐盐性能,使现场返排液仅需要简单快速的过滤处理即可满足水质要求;同时对易受低温影响的液体添加剂加入防冻剂,将冰点降至-10℃以下,抑制低温下因絮凝、结晶析出导致的有效含量降低,满足冬季施工要求;形成的可快速回用压裂液体系耐盐达到45 000 mg/L以上,岩心损害率为12.22%,耐温耐剪切性能和破胶性能良好,并建立了返排液快速处理回用的施工流程。在苏里格气田成功开展了8口井现场应用,返排液整体回用率达到73.0%,平均无阻流量达到18.4×104m3/d,取得了显著的重复利用和增产改造效果。     

浅谈冷却水塔防冻挡风板改造对机组经济性的影响

针对抚顺地区冬季平均温度在-20℃左右,抚顺石化公司热电厂冷却水塔冬季运行存在结冰问题,通过分析结冰原因及危害,对冷却水塔进行了防冻改造,即在冷却水塔人字柱外侧安装四排固定支架,再将挡风板安装到固定支架上,改造后防冻效果显著,大幅度减少了冷却水塔各部位的结冰现象,提高了冷却效果,有效地改善了冬季汽机运行真空,减少了冷却水塔维修、维护费用,降低了发电煤耗,节能效果显著.     

连续混配压裂液及连续混配工艺应用实践

目前油气田实施水力压裂施工的流程是先配液,然后等待干粉增稠剂在储液罐中经过足够时间的充分溶胀后再进行压裂施工。这种传统的配液与施工作业模式,不仅存在着施工周期长、配液强度大的问题,而且长时间的配制和储存容易导致基液降解、黏度降低,如不能及时使用或施工失败,基液将全部变质腐败,由此造成极大的浪费和损失,也增加了成本与环保压力。同时,随着国内页岩气勘探开发进程的加快,丛式水平井组结合“工厂化”压裂用液量大、罐群数量多、场地占用面积大,传统的配液方式已不能满足页岩气井大规模压裂的需求。为此,在开发出速溶胍胶压裂液的基础上,对国产连续混配车进行了配套改造,研制出适应于页岩气大液量、高排量施工的滑溜水连续混配装置并进行了现场应用。结果表明：速溶胍胶压裂液能满足连续混配施工的要求,所研制的连续混配装备性能稳定、使用方便,解决了材料浪费、压裂工作液变质和环境污染等问题,缩短了施工作业周期、减少了作业费用、降低了现场作业强度,实现了高效、绿色环保的压裂施工。     

中国石油集团渤海钻探有限公司创国内水平井最长水平段纪录

近日,从中国石油集团渤海钻探有限公司传出喜讯:刚刚完钻的苏里格苏76-1-20H井,不仅刷新苏里格区块多项指标,而且以2 856m水平段长度刷新国内陆上水平井最长水平段纪录。苏76-1-20H井位于苏76区块南部,是渤海钻探在苏里格气田部署的一口三开超长水平段水平井。在该井应用"苏里格地区小井眼长水平段深水平井钻井液技术研究"科研成果,选用优质钻井液,精心维护和调整,五级净化,保持优质性能,定期短起下钻和技术划眼,解决了长水平段泥岩坍塌和送钻托压等难题。承钻的50251钻井队密切与油气开发公司和协作单位沟通配合,提高砂岩钻遇率,砂岩钻遇率达到95.86%,降低了施工难度,     

低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2010年,苏里格气田东区开始水平井开发试验,由于储层地质条件差,对伤害更为敏感,且多段改造沿用中、西区的常规羟丙基压裂液体系,裂缝和储层伤害大、压后返排困难,压后测试平均无阻流量仅为3.88×104m3/d,改造效果十分不理想。2011年,在前期大量室内研究和现场试验的基础上,分别应用羧甲基胍胶压裂液体系、低浓度羟丙基胍胶压裂液体系、阴离子表面活性剂压裂液体系等三种低伤害压裂液体系开展了8口水平井压裂试验,现场施工顺利,压后返排快,测试平均无阻流量31.63×104m3/d,增产效果明显。低伤害压裂液的试验成功为苏里格气田东区水平井储层改造开辟了新的方向,为苏里格气田增产增效奠定了基础。     

高效低伤害瓜胶压裂液体系在苏里格的应用

介绍了高效低伤害压裂液体系的组成,对常规压裂液与高效低伤害压裂液的流变性能、压裂液悬砂性能、破胶液性能、压裂液伤害性能进行对比。对实验结果进行了分析,并在苏里格气田进行了现场试验。结果表明,高效低伤害压裂液体系的性能高效,低伤害压裂液体系成胶性能、耐剪切性能、悬砂性能、破胶性能好,伤害低,能够满足目前苏里格气田水力压裂施工工艺和储层要求。     

水平井裸眼分段压裂工艺在S20-17-15H井上的应用

水平井压裂工艺技术作为提高低渗气层的技术措施,在苏里格地区逐步应用,以S20-17-15H井为例,针对苏里格储层特点,分析了水平井裸眼分段压裂改造的技术难点及采取的技术措施,从裂缝分段优化、压裂液体系及支撑剂的选型、压裂规模等详细阐述了应用情况,为下步苏里格地区水平井压裂改造提供参考数据。     

苏75-70-6H水平井裸眼封隔器10级分段压裂实践

苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性,压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案,并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业,累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅,测试无阻流量高达316.51×104 m3/d,压裂效果显著,标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破,并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。     

抗冻型JYC降失水剂的室内研究与应用

为了解决高寒地区冬季固井施工中液体降失水剂易结冰的问题,在聚乙烯醇交联反应中通过引入冰点降低剂并控制交联反应的交联度,合成了在低温下具有适度流动性和良好降失水性能的JYC降失水剂。通过室内试验对JYC降失水剂的抗冻性能、JYC降失水剂加量对水泥浆性能的影响及海水对JYC水泥浆性能的影响进行了评价,结果表明:JYC降失水剂可以在-20 ℃的环境下使用;随着JYC降失水剂加量的增加,水泥浆的失水量逐渐降低,但其加量超过8 %时,失水量的降低幅度很小;随着JYC降失水剂加量的增加,水泥浆的稠度略微增大,稠化时间稍有延长,但对其抗压强度无不良影响;采用海水和部分海水配浆,JYC水泥浆的失水量会增大,但仍小于50 mL,水泥浆会增稠,其抗压强度有一定提高。在吉林松南区块的应用表明,JYC降失水剂不但解决了高寒地区冬季固井施工中液体降失水剂易结冰的问题,而且固井质量也得到了提高。      

水平井裸眼分段压裂坐封球座的研制与应用

针对直井压裂使用的坐封球座结构单一、水平井中使用常规坐封球座不能满足分段压裂施工工艺的问题，研制了水平井分段压裂坐封球座。该坐封球座不仅可以实现球与球座之间的密封，坐封球座本体也可以实现自封，避免了水平段坐封球不能固定而导致整个管串不能密封的问题。在苏里格气田进行了4口井的现场应用，水平井分段压裂管柱上悬挂封隔器的坐挂、裸眼封隔器涨封及悬挂封隔器液压丢手作业均顺利完成，表明该坐封球座工作性能稳定，满足水平井分段压裂施工要求。     

阴离子表面活性剂压裂液的研制及在苏里格气田的应用

研制开发出一种新型阴离子表面活性剂压裂液,确定了该压裂液的配方。大量的室内试验表明,该压裂液具有防膨性能好、滤失小、易破胶、携砂性能好、摩阻低和对储层伤害低等优点。目前该压裂液已成功应用于苏东地区6口双层改造井,增产效果明显。该压裂液适合用于对苏里格东部岩屑砂岩储层进行改造。     

水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用

为了能更有效地利用水平井裸眼完井压裂技术开发苏里格低渗透气田,自主研发了水平井分段压裂配套工具。裸眼封隔器是其重要组成部分,其性能直接影响压裂施工的效果。针对现场实际情况,设计了开启阀式裸眼封隔器,封隔器开启压力可根据施工井情况进行调节,有效防止了下井过程中封隔器提前打开坐封。密封胶筒采用单流阀设计,可以保证胶筒充分膨胀,加强密封效果。该封隔器采用扩张式胶筒结构,配合悬挂器、投球滑套、压差滑套、坐封球座等工具在苏里格地区进行了4口水平井的成功应用,证明能满足水平井分段压裂工艺管柱要求,为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。     

腰英台油田裂缝发育储层水平井压裂技术研究

腰英台油田属于低孔特低渗油藏,储层物性条件差,层内、平面非均质性严重,天然裂缝发育,压裂施工难度大,施工成功率低。2012年在腰东地区进行水平井评价,共实施水平井分段压裂4井次(31段),施工成功率54.3%,加砂符合率低。本文通过开展前期压裂施工情况及难点分析,找出的主要问题是储层天然裂缝发育,压裂时容易形成多裂缝,压裂液滤失大导致早期砂堵。为此针对性地开展了水平井完井及压裂方式优化研究、多裂缝控制技术研究和压裂液体系优化研究,形成了适合于裂缝发育储层水平井压裂技术系列,成功解决了腰英台油田裂缝发育储层水平井压裂施工成功率低的问题。增产效果较好,为腰英台油田的高效开发提供了技术支持。     

快速水合瓜胶压裂液的研究与应用

为满足水平井体积压裂技术中连续混配作业要求,并缓解常规羟丙基瓜胶原料供给压力,开展快速水合瓜胶压裂液体系的研究。探索对瓜胶原粉进行细度分级和表面处理,使其能够快速分散水合,替代常规羟丙基瓜胶,为水平井体积压裂的压裂液体系提供一种新的路径。本文优选配套杀菌剂,压裂液基液72 h稳定性提高70%;制备配套交联剂,有效降低稠化剂浓度,解决基液黏度高、冻胶交联速度快、残渣含量高等问题,改善混砂状态、施工摩阻和储层伤害。研究结果表明,快速水合瓜胶压裂液的3 min溶胀率大于90%,72 h基液黏度保持率在85%以上,交联时间30～180 s,在120℃、170 s-1剪切1 h后的黏度达200 mPa · s,破胶后残渣含量小于400 mg · L-1,可适用于30～120℃储层的压裂作业。已在新疆油田开展5口水平井连续混配现场试验,施工及生产效果良好。      

苏里格气田苏平36-6-23井裸眼完井分段压裂技术

为苏里格气田探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,通过对国内外目前应用的水平井压裂技术进行调研,提出在苏里格气田应用裸眼完井多级分段压裂技术,并在苏平36-6-23井进行了探索性试验。施工后该井实现了水平井裸眼分段压裂合层排液,测试无阻流量101.4764×104m3/d,成为历年来苏里格气田第1口无阻流量逾越百万方的水平井,为苏里格气田水平井开发提供一种可靠的完井工艺和增产措施。     

深层裂缝性储层降滤失技术研究

分析了裂缝性储层压裂液漏失机理和影响因素,结合川西地区工程地质特征,从压裂液的优化、施工参数的优化、控制多裂缝的形成三个方面提出了降低裂缝性储层滤失的方法,包括高粘压裂液体系、升降排量测试压裂技术、多级粒径段塞技术等。这些技术的应用效果很好,对提高裂缝性气藏施工成功率具有重要意义。     

快速水合胍胶压裂液的研究与应用

为满足水平井体积压裂技术中连续混配作业要求,并缓解常规羟丙基胍胶原料供给压力,开展快速水合胍胶压裂液体系的研究。探索对胍胶原粉进行细度分级和表面处理,使其能够快速分散水合,替代常规羟丙基胍胶,为水平井体积压裂的压裂液体系提供一种新的路径。本文优选配套杀菌剂,压裂液基液72 h稳定性提高70%;制备配套交联剂,有效降低稠化剂浓度,解决基液黏度高、冻胶交联速度快、残渣含量高等问题,改善混砂状态、施工摩阻和储层伤害。研究结果表明,快速水合胍胶压裂液的3 min溶胀率大于90%,72 h基液黏度保持率85%以上,交联时间30～180s,在120 ℃、170 s~(-1)剪切1h后的黏度达200 mPa·s,破胶后残渣含量小于400 mg·L~(-1),可适用于30～120 ℃储层的压裂作业。已在新疆油田开展5口水平井连续混配现场试验,施工及生产效果良好。     

低浓度羟丙基胍胶压裂液在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低孔、低渗透储层压裂增产改造的需要,在优化胍胶、交联剂和压裂液中其他助剂的类型并降低使用浓度的基础上,开发出一种新型低浓度羟丙基胍胶压裂液体系,并与常规羟丙基胍胶压裂液进行对比分析。结果表明:低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的压裂液破胶液残渣含量为290 mg/L,不到常规浓度羟丙基胍胶压裂液残渣含量的2/3;低浓度羟丙基胍胶压裂液体系增稠效率高,携砂性能佳。截至2012年底,低浓度羟丙基胍胶压裂液体系在苏里格气田的3口直井和1口水平井上得到了成功应用。直井平均单井产气量为1.756 8×104 m3/d,相比采用常规压裂工艺的邻井产气量1.409 8×104 m3/d,增产效果明显。     

新型酸性压裂液的研制及应用

研制开发出一种新型酸性压裂液增稠剂--CJ2-9,并确定了酸性压裂液的配方.通过大量的室内试验表明,该压裂液具有良好的流变性、防膨性能好、破胶彻底、表界面张力低、残渣含量低、对储层伤害低等优点.目前,该压裂液已成功压裂苏东地区5口双层改造井,增产效果明显,表明该压裂液适合用于对苏里格东部气田砂岩储层进行改造.