加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术

迪那2凝析气田天然气处理采用J-T阀+乙二醇抑制剂低温冷冻分离工艺,设计单套处理量400×104 m3/d、制冷温度-20℃,投产后进站温度由设计的45℃升至65℃,乙二醇加注量不能满足设计制冷温度的要求,低温分离器频繁发生冻堵,单套处理能力限制在200×104m3/d、制冷温度-15℃。利用HYSYS软件对脱水脱烃装置进行模拟优化,确定天然气饱和水增加是造成装置冻堵的原因,制定了装置适宜运行参数表,避免装置发生冻堵,提出了分水器改造建议,实施后脱水脱烃装置达到设计参数,大幅度提高了液化气和轻烃产量,减少了乙二醇损耗,并提出了凝析气先空冷再分离的标准气处理工艺。     

黄台热网工程土建结构的设计

此文论述了黄台热网工程中土建主要结构－固定支架及管道大跨越结构的选型；介绍了Ａ形固定支架和管道大跨越－管道斜拉桥的结构设计；说明了这２种结构形式新颖、受力合理、节省材料和安全可靠。     

酸性交联压裂液性能对比研究

对比研究了羧甲基胍胶和聚合物类酸性压裂液的性能,主要包括基液黏度、交联性能、携砂性能、破胶性能。研究表明:与聚合物基液相比,相同浓度下羧甲基胍胶基液的表观黏度及零剪切黏度更大;当pH值为5～6时,两者交联效果较佳,羧甲基冻胶黏度更大。采用Ostwald-Dewaele方程描述冻胶黏度与剪切速率的关系,并计算出交联冻胶的稠度系数。研究表明:羧甲基冻胶稠度系数明显大于聚合物稠度系数;在携砂性能方面,聚合物冻胶弹性模量更大,支撑剂沉降速度更小,携砂性能更好;在破胶性能方面,与羧甲基胍胶相比,聚合物冻胶破胶后残渣更低,对储层的伤害更小。     

CT低伤害水基压裂液的研制及应用

水基压裂液的发展趋势是降低液体对储层的伤害。介绍了一种CT低伤害水基压裂液体系，该体系具有稠化剂用量小、残渣少、破胶返排迅速彻底等特点，在四川气田进行了4井次的现场应用，取得了良好的应用效果。     

四川盆地震旦系储层改造液体选择技术研究

四川盆地高石梯~磨溪构造带震旦系储层具有温度高、埋藏深、储层缝洞发育、非均质性强等特征,针对性的酸液体系及配方选择是获得此类储层增产改造的关键因素之一。结合震旦系储层特征,分析了储层改造技术难点,开展了针对性的酸液性能评价试验研究,结果表明:(1)胶凝酸、转向酸具有良好的控滤失性能,滤失系数为10~(-4)~10~(-5)级;(2)胶凝酸、交联酸具有较低的摩阻,平均摩阻系数分别为0.377 7和0.366 4;(3)胶凝酸、交联酸具有较低的酸岩反应速率,平均酸岩反应速率为10~(-5)级;(4)转向酸可对40倍渗透率岩心实现转向,变黏黏度可达70 mPa·s;(5)可降解纤维在150℃下,2.5h可完全降解。试验表明,注入压力提高了3.2 MPa。探索形成了4类储层特征下针对性的酸液体系优选原则,优选的酸液体系在震旦系储层得到了大量的应用。     

阳离子聚丙烯酰胺流变性及渗流性能研究

采用BohlinCVO流变仪和填砂管驱替渗流模型对阳离子聚丙烯酰胺进行测定,结果表明,阳离子聚丙烯酰胺表现出剪切稀释性能,低剪切应力下,储能模量和损耗模量相近,而在高剪切应力下,损耗模量将大于储能模量。在频率扫描下,溶液的储能模量随着频率的加快而增加。在多孔介质中,1600mg／L阳离子聚丙烯酰胺阻力系数和残余阻力系数为214和36．67,而1200mg／L时为20．33和5．79;后续水采用不同流速进行驱替时,残余阻力系数随流速的减小而降低。     

锅炉受热面焊接质量的监理实践

为保证莱城电厂 3,4号机组中 3号锅炉受热面焊口的焊接质量 ,监理工程师对影响锅炉受热面焊接质量的五大因素 :焊接和检测人员、焊接机具、焊接材料、焊接方法、焊接环境进行了过程控制。由于采取了严格的监理措施 ,使锅炉受热面焊口一次检测合格率达到了 98.2 3% ,锅炉水压试验一次成功。     

大规模增产作业中液体的回用技术探讨

针对页岩气、致密气等非常规气藏体积压裂过程中存在的配液用水缺乏、压裂返排液处理困难、环境污染风险大等问题,探讨了大规模增产作业中的液体回用技术。大规模增产作业对水资源的需求量大,井场用水供需矛盾突出,且产生的压裂返排液量大,面临的环境形势严峻,制约了非常规气藏的开发。压裂返排液的组成复杂,其成分主要取决于压裂液配液水质、压裂液化学组成、储层地质化学、地层水等,影响其回用时的压裂液性能,需针对性地进行处理。大规模增产作业中的液体回用技术主要是通过杀菌、沉降除机械杂质、化学沉淀除高价金属离子、补充损失的添加剂等措施使压裂返排液的性能满足再次施工要求。该技术在四川盆地须家河致密气储层及侏罗系致密油储层中得到了广泛应用,返排液回收后的利用率达95%,节约了水资源,实现了循环经济。     

CT低伤害压裂液在广安须家河储层加砂压裂的应用

广安须家河储层具有低孔、低渗、高含水饱和度、强非均质性、储层有效性取决于裂缝发育程度等特点，针对这类储层改造研究形成了CT低伤害压裂液体系。经室内评价和21井次的现场应用表明，该体系具有伤害低、与储层和工艺适应性强、现场应用增产效果显著等特点。     

页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术，单井水平井压裂液用量介于4×104～5×104 m3、支撑剂（石英砂和陶粒）用量介于2.5×103～3.0×103 t，在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中，压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀，有可能致使设备和管线穿孔失效，进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平，基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台，借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段，开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明：①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀；②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程，体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损；③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线，体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用；④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段，可以有效控制冲刷腐蚀；⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施，可以有效控制电化学腐蚀；⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为，所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术，有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。