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。     

酸化助排研究现状与应用进展

综述了上世纪60年代以来酸化液助排剂及酸化液、压裂液及其他水基地层处理液多功能助排剂的发展历程。列表给出了文献报道的、目前国内外应用的12种主要酸化液助排剂的基本组成和技术性能。讨论了酸化液及水基处理液的发展趋势及存在问题。综述了目前国内形成的3种返排技术，即：注液氮层内助排；连续油管液氮气举助排；抽汲助排。参25。     

压裂助排工艺优化设计研究

如何提高返排率、减少压裂液对地层的伤害,实现人工裂缝高导流能力,已经成为油气藏增产改造技术面临的重要课题。通过分析氮气、CO2的物理化学特性,研究了液氮、CO2的助排机理,建立气体伴注排液模型,编制了气体伴注设计软件,对影响压裂井气体伴注效果的因素进行了研究,并对助排工艺参数进行了优化设计。结果表明,随着井深增加和压力梯度的降低,液氮伴注比和氮气伴注排量略有增大;井深每增加100 m,液氮伴注比增加约0.3%;压力梯度每增加0.01 MPa/m,液氮伴注比降低约0.6%。随着泵注排量的增加,液氮伴注比增大。井底压力的变化幅度与井口注入压力的变化幅度基本相同;井口注入压力每增加5 MPa,井底压力也增加约5 MPa。随注入流量的增加,井筒压力逐渐减小;注入流量每增加0.5 m3/min,井底压力降低约1.75 MPa。对胜利油田某井进行液氮助排参数优化设计,压裂液返排率达到90%,压裂井产量增加了2.7倍,表明所建立的数学模型准确可靠,可以用于指导油田现场施工。     

连续油管液氮气举排液技术在文古3井的应用

连续油管液氮气举工艺技术通过连续油管与液氮泵车、液氮罐车或现场制氮设备相配合，形成压裂与快速返排工艺技术的整合配套。在文古3井现场应用，取得良好效果。该工艺排液速度快，施工安全，可控制排液深度，尤其适用于含天然气井施工。     

表面活性剂助排法的进展

本文对互溶剂及表面活性剂用作助排剂的原理和国外在这方面所作的工作进行了综述。介绍了新研制的一种互溶剂和三种氟表面活性剂助排剂的性能和氟表面活性剂的现场使用效果。     

热气酸泡沫助排技术在狮子沟油田的试验与应用

针对狮子沟油田酸化解堵中存在的酸后残液反排困难、严重影响措施效果的难题，本文对热气酸泡沫助排液的配方和适应性进行了研究分析，并通过现场试验，提出了加强残液反排的有效疗法。     

液氮伴注助排工艺技术在大庆气田应用效果

长庆气田储层物性的特征决定压后排液困难,残液在储层中滞留时间较长,对储层伤害较大,且随着改造规模不断加大,储层地质条件的日益复杂,排液困难问题日益突出,严重影响改造效果。液氮全过程伴注与发泡剂相结合工艺技术,在长庆气田的压裂酸化的改造中已实施了150多口井,使长庆气田储层改造后残液的返排情况得到了很大程度的改善,有利于改造效果的提高,有助于提高单井产量,达到了经济高效开发长庆气田的目的。     

压裂液助排剂GCY-3的研制及室内评价

针对压裂液返排造成的地层伤害问题,采用季铵盐阳离子表面活性剂及醇复配了一种价格低廉、制作工艺简单的压裂液助排剂GCY-3,确定了其最佳配方。依据行业标准对该助排剂进行室内评价,结果表明,GCY-3具有较高的表面活性和良好的热稳定性,它不仅降低了破胶液的表面张力,还能提高川西常用压裂液的抗剪切能力。     

新型机械助排工艺在青海尕斯油田的应用

针对过热酸助排和液氮助排技术费用高、返排压力低及常规泵返排工艺存在返排不及时和抽油泵腐蚀的问题,提出了新型机械助排工艺。工艺管柱主要由循环阀、助排器、Y241型封隔器、坐封开关、返排专用花管等组成。助排器工作时通过喷嘴将动力液高压势能转变为动能,在喉管内高速动力液与低速地层残液混合进行动量交换。抽汲地层残液进入喉管,在喉管内2种液体混合,扩散管将混合液流速降低,压力增加,通过油管喷射到地面,达到排残酸、残液的目的。应用表明,施工成功率100%,残酸、残液排出彻底率达到80%。     

连续油管液氮排液技术在苏10-30-38H井的应用

苏里格气田苏10区块为典型低渗、低压、低丰度、低产的岩性气藏,针对苏里格气田苏10-30-38H井排液困难的问题,提出了应用连续油管液氮排液技术,并对连续油管类型、液氮注入排量、排液方法、连续油管下入深度、液氮用量等工艺参数进行了优化设计,现场应用取得了良好的排液效果。该工艺排液速度快,施工安全,可为低渗气藏水平井试气及生产提供保障。     

稠油三元复合助排工艺技术研究与应用

曙光油田稠油产量的比例逐年增大.高轮次吞吐后,回采水率低,地下存水增多,原油产量下降,套管变形或损坏数量增加,不能实施常规的封隔器隔热措施,使蒸汽吞吐受到限制.采取氮气结合化学助排剂辅助蒸汽吞吐的三元复合助排工艺,实现隔热助排一体化,配合一次泵等辅助措施,为油田的经济有效开发提供了新的技术保障.     

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．     

泡沫排水工艺在积液井复产助排中的应用研究

针对部分特殊积液条件气井的特点,在泡沫排液实践中,研究提出并试验成功了积液停产气井泡沫排液诱喷复产工艺。该工艺利用自然积液停产气井关井后往往具有一定的井口余压,井筒有一定的储容气量,开井放喷初期,井筒有短时气流量的特点,采用液态发泡剂油管注入方式,解决了初始发泡需气流扰动,维持排液需发泡剂及时补充的停产气井泡沫诱喷施工工艺问题,试验取得了良好效果。文中在阐述泡排诱喷复产工艺原理的基础上,结合现场试验,对泡排诱喷工艺的选井条件、设计及施工工艺方法进行了详细的论述和介绍,提出了该工艺的应用技术关键。     

前置液氮压裂技术在吐哈油田的应用

吐哈油田除个别整装构造外，大多属“三低”储层，必须采取相应的增产改造措施。目前酸化压裂是比较有效的改造措施，但其缺点是返排困难。从1995年3月开始，吐哈油田提出并实施了前置液氮压裂技术：可以在注入前置液之前先将液氮用泵车泵入井筒内，也可以随同前置液、携砂液一起泵入，如将两种方式结合使用效果更好。吐哈油田六口井的实践证明，此项技术有助排降滤失、防污染、防干扰作用，缩短了排液周期，且安全可靠。     

增黏助排一体化聚合物分散液制备及性能评价

速溶耐盐聚合物是高矿化度地层水和返排水有效利用的关键产品,实现增黏助排一体化是稠化剂研发的主要方向。设计合成了一种弱疏水缔合聚合物,优化形成了增黏助排一体化分散液,并对压裂液的综合性能进行了评价研究。该聚合物分散液可满足194 557.93 mg/L的超高矿化水在线配制要求,在分散液用量0.1%～1.2%情况下可以实现黏度2～106 mPa·s可调;分散液用量大于0.4%以后压裂液破胶液表面张力小于27 mN/m;90℃下,剪切1h后增黏助排一体化压裂液黏度大于50 mPa·s;1.0%聚合物分散液在80℃下破胶2 h,破胶液黏度为4 mPa·s左右;在聚合物分散液用量为0.1%时,压裂液减阻率大于65%。该聚合物分散液可以满足超高矿化度地层水及返排液配液要求,可以实现在线变黏及助排一体化,大幅度降低压裂液成本,简化现场配液流程,具有广泛应用前景。     

压裂用破乳助排剂DL—6的研制与应用

在压裂作业中，破乳助排是影响增产效果的重要因素。本文介绍一种新型压裂用破乳助排剂，即ＤＬ６。考察了ＤＬ６的助排性能、破乳性能、洗油能力以及与压裂液的配伍性。ＤＬ６已在胜利、辽河、吐哈、塔里木、吉林等油田２８口井的压裂施工中应用，获得了返排快、乳化倾向小、助排能力强、增产效果明显的好效果。     

超稠油调剖助排体系液的初步研究与应用

超稠油老井进入高轮次生产后,油层动用不均,地层积水增多,汽窜矛盾日益突出,蒸汽吞吐效果逐渐变差,直接影响了区块稳产.油井调剖封窜、助排、固砂是提高蒸汽吞吐效果的有效措施.针对措施之间采用药剂的不配伍性,研究在超稠油井实施适合超稠油蒸汽吞吐工艺的高温调剖助排一体化工艺技术,通过一次油井措施即可起到调剖助排作用.     

液氮伴注压裂工艺技术研究与应用

针对低压低渗气藏水基压裂液压裂后,液体返排率低等问题,在室内研究了液氮伴注压裂工艺技术。通过现场试验表明,该工艺具有压后压裂液返排率高、滤失低、对储层伤害小等特点。     

超稠油化学助排增油剂研究与应用

原油粘度高、回采水率低是制约曙光油田超稠油油藏开发的主要问题。为了改善周期蒸汽吞吐效果,优选了化学助排增油剂,并对其洗油性、乳化性、耐温性和配伍性等进行室内试验评价。该助排剂82井次的现场应用表明,措施成功率100％,累计增油3.1441×104t,平均周期生产时间延长37.3d,周期回采水率增加了31.6％,改善了曙光油田超稠油油藏的开发效果。