低渗透油田压裂增产措施中一氧化碳生成机理研究

首次对低渗透油田压裂增产过程中一氧化碳气体生成机理进行了综合研究。研究表明，高能气体压裂配方本身及高能气体压裂产生的高温气体与伴生气或原油发生二次化学反应是产生一氧化碳及其它有毒、有害气体的主要因素，同时给出了生成机理。此项研究对采取有效的防治措施和合理开发同类油田具有十分重要的指导意义。     

高能气体压裂中CO气体生成富集规律

近年来,在一些低渗油藏高能气体压裂过程中出现了多次CO中毒事件,这对油田安全生产构成了严重的威胁。采用密闭爆发器爆燃模拟检测技术系统研究了国内所用几种高能气体压裂(HEGF)中火药配方爆燃产生CO气体的生成机制,并以陕北某低渗油田5口井为例,研究了在井场HEGF作业中CO气体的聚集规律。在此基础上,提出了低渗油田高能气体压裂措施中CO气体伤害的防治对策,这对于确保HEGF压裂增产作业施工的顺利进行具有十分重要的意义。     

中原油田高能气体压裂工艺技术

介绍了高能气体压裂的增产增注机理，叙述了固体火药和液体火药的配方及改进过程。对引进的固体火药及改进后的配方、液体火药及改进后的配方的现场应用情况分别进行了比较和分析。到目前为止，中原油田已累计施工油井２８口，成功率１００％，有效率８２．１％。据不完全统计，已累计增产原油１０２０５ｔ，创经济效益８００多万元。     

高能气体压裂施工工艺及其发展趋势

高能气体压裂技术是一种新型的油气井增产技术,与水力压裂相比具有显著的优点,在国内外都得到了一定的研究和发展。我国已先后在8个油田开展了该技术的现场试验,在施工工艺方面积累了较丰富的经验。本文介绍了高能气体压裂技术现场试验的三种主要施工工艺,并对其发展趋势进行了探讨。     

大港油田高能气体压裂技术的研究和应用

论述了高能气体压裂技术的增产增注机理，介绍了点火器及无壳弹、井筒内燃烧液体火药和层内燃烧液体火药室内研究概况以及选井选层的原则和现场施工工艺。对大港油田高能气体压裂的生产井１１井次、注水井１３井次、探井１３井次共３７井次的效果进行了对比和分析。     

用高能气体压裂模型研究裂缝条数

采用油火药燃烧规律方程,考虑了压缩性和水力阻力的井内流体运动方程、孔眼节流方程、驱替体进入地层和火药气流入随之成并延伸的裂缝的方程等组成的微分方程组来模拟压裂弹在井内的工作过程,计算可得不同地质条件、不同药量所压出的裂缝长度和宽度随时间变化的规律,从而求出裂缝生长速度。根据裂缝尖端生长速度不能超过该石传播横波速度的一半来确定裂缝条数。     

高能气体压裂工艺技术适应性及优化设计应用研究

高能气体压裂属负压效应增产增注措施之一。介绍了岩石破裂产生多条裂缝与瞬间高负压效应的增产增注机理，对老井负压效应和新井正压、负压、脉冲、差速高能气体压裂工艺以及射孔与高能气体压裂联作技术、高能气体压裂与水力压裂联作技术等进行了详细论证。同时，对单井施工方案优化设计中的储层伤害原因、工艺类型选择、施工参数确定等进行了分析，为减少二次作业污染奠定了基础。     

高能气体压裂在安塞油田的应用

高能气体压裂亦称爆燃气体压裂、可控脉冲压裂或径向多缝压裂,是国外70年代中期开始研究,80年代逐渐发展起来的一种油气井增产技术。本文对高能气体压裂的基本原理作了介绍。针对长庆安塞油田低渗、低压、低产特点,通过7口油水井的高能气体压裂试验,油井平均增产3.4倍,注水井吸水能力也有所提高,取得了明显的增产、增注效果,为经济、高效开发低渗透油藏提供了新途径。     

高能气体压裂技术研究与应用

阐述了水力压裂、高能气体压裂与爆炸压裂技术的不同；详细介绍了高能气体压裂增产增注机理，高能气体在压裂过程中的机械作用、脉冲冲击波作用、热效应和化学作用以及高能气体压裂技术的施工工艺。并对辽河油田进行的７０口高能气体压裂暗增注情况进行了比较和分析。认为高能气体压裂适用于中、高渗透污染油藏，比较适用于中低渗透裂缝较发育的灰岩、砂岩油藏，而对于花岗岩等致密、坚硬型油藏或泥质过多的油藏不太适用。     

常规孔密井高能气体压裂技术

研究的常规孔密井 (10～ 12孔 /m)高能气体压裂技术解决的技术关键有 :(1)研制了HEGF—L型压裂弹 ,由载体、点火具、引火药、主装药和缓速药组成 ,可根据地层情况调节缓速药的位置和数量 ,达到最佳压裂效果 ;(2 )给出了加药量计算公式 ;(3)制定了保护套管、水泥环和电缆的措施。 2 8口常规孔密井的现场试验及应用统计表明 ,该项技术施工成功率、工艺成功率 10 0 % ,施工简单 ,成本低 ,对套管和水泥环的伤害较小 ,压裂增产效果显著。     

二氧化碳泡沫压裂技术在低渗透低压气藏中的应用

针对低渗透、低压气藏压裂改造中压裂液返排困难的问题,研究了CO₂泡沫压裂技术,分析了CO₂泡沫压裂过程中井筒和储层温度场变化对CO₂液气转化的影响,对提高CO₂泡沫压裂液的流变性、内相恒定与工艺措施等进行了室内研究.现场试验表明,CO₂泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透、低压气藏的压裂效果.     

永和气田压裂优化技术研究与应用

永和气田为低渗、低压、低丰度岩性气藏,常规的压裂施工压后返排困难,且对储层的伤害较大,影响压裂增产效果。为此,通过全程液氮伴注,加快压后返排速度,降低压裂液对储层的伤害,优化施工工艺,优选低伤害、高性价比的压裂液体系,形成了适合永和气田的压裂改造工艺技术。现场实施证明,该压裂改造工艺技术能够满足永和气田低成本开发战略需求。     

输气管道天然气水合物段塞形成机理

针对现有的多数水合物预测模型无法描述输气管道水合物段塞形成过程这一问题,依据管道中气液分布特点,构建了描述输气管道中水合物生成状态的物理模型。以此为基础,借用传热学、多相流和相平衡理论建立了预测水合物段塞形成的数学模型。给出了定解条件,继而采用数值模拟方法对水合物段塞的形成过程进行了研究。结果表明,模型可以成功预测段塞的形成位置、形态及变化过程;气流量、绝热层的厚度和导热系数对初始状态下水合物生成区域会产生明显的影响,而且随着气流量的增加,气芯的携液能力增强,液膜厚度减小;水合物段塞形成过程中引起管线压降增大、温度降低、气芯携液能力增强、液膜厚度减小等一系列参数的变化,这些变化又可以作用于段塞使其进一步生成。     

多功能表面活性剂在致密气藏压裂中的应用

川西地区致密砂岩气藏低孔低渗、孔喉结构差、粘土含量高、水锁严重,且气田进入开发中后期,地层压力下降,造成压裂过程中储层易伤害,压后返排效果差。为此,在压裂液中加入了一种具有起泡性能优良、表面张力低、防膨性能好等诸多优点的多功能表面活性剂,大大降低了压裂液对储层的伤害,促进了液体的返排。该压裂液现场应用返排率和返排速度均有显著提高,增产效良好。     

低温甲醇洗尾气中CO含量高的原因分析及优化措施

目的 降低尾气中的CO摩尔分数至0.20%以下,达到设计指标。方法 分析了低温甲醇洗尾气中CO含量高的原因,对系统进行了优化操作;同时在低温甲醇洗系统富甲醇次中压闪蒸段增加了气提氢气工艺,并对气提氢气量进行了优化调整;此外针对系统冷量回收利用不平衡不充分的问题进行了技术改造。结果 优化改造后,低温甲醇洗尾气中的CO摩尔分数降至0.19%,达到了设计指标要求,实现了节能降耗的目的。结论 系统优化操作中,增加气提氢气的设计、优化调整气提氢气量以及对系统冷量回收利用的技术改造,可以有效降低尾气中CO含量,并使其达到设计指标。     

川西非常规气藏压裂改造工艺初探

新场地区须家河组五段地层为砂泥岩互层的非常规储层,储层厚度平均500 m左右,脆性矿物含量约60%且天然裂缝发育,通过体积压裂改造具备形成大型缝网的条件。针对该类储层的地质特征,在引进国外页岩气压裂工艺的基础上,研制形成的降阻水体系降阻率达到80%、探索形成的分层压裂工艺及体积压裂的规模、排量、停泵次数等施工参数,通过现场实施得到验证,压后平均产量为3.5×104m3/d,取得较好改造效果。     

微通道反应器中Cu-Ce-Zr-O催化剂催化氧化去除富氢气体中CO的研究

利用溶胶-凝胶法制备Cu-Ce-Ze-O催化剂并将其负载于微通道反应器内,用于富氢气体中CO的选择性氧化。考察了Zr的掺杂量、焙烧温度以及催化剂预处理对催化剂性能的影响,并确定反应的最佳空速。结果表明,Cu1Zr2Ce9Oδ催化剂催化作用下,在反应温度180℃～240℃,CO转化率达99%以上;在温度210℃～230℃内,产品气中φ(CO)降到10×10-6以下。与新鲜催化剂相比,经H2处理后的催化剂反应性能有了较大的提高,且低温活性较好。空速的增加有利于反应的选择性提高。     

JY1HF井筇竹寺组页岩气体积压裂实践

井研-犍为区块筇竹寺组页岩气为页岩气勘探突破的有力区块,储层埋深3 500~4 000 m,资源量为4 658.1×10~8m~3。JY1HF井为区域内第一口水平井风险探井,储层表现为水平应力差异大(32 MPa)、脆性矿物含量中等(56.2%)等特征。针对储层特征,通过体积压裂改造形成复杂裂缝网络,将大通径压裂技术、变排量控缝高技术、水平井分段优化技术、高砂比体积压裂技术等先进技术进行集成创新,并成功应用于JY1HF井。该井压后在油压18.5 MPa下,测试产量5.9×10~4m~3/d,获得较好的增产效果,证实该套技术在井研-犍为区块具有较好的适应性。