井下压裂

井下压裂（精选七篇）

井下压裂 篇1

为了提升采油区产量, 在油田开采时要求在采油区域开展压裂工程来改进生产环境, 提升开采效率。能够利用压裂等油层改进工艺来达成产量提升。压裂井压后, 伴随聚合物注入时间的延长和开采出的高浓度的聚合物区块的深入, 会产生越发严重的吐砂问题, 多个方面降低油田开采量。吐砂问题的严重性重点体现在如下几个方面:

(1) 由于砂掩埋了油层导致压裂成效不佳。

(2) 由于井下管道和有关器械受到侵蚀提高了工程消耗投资, 变相使油田开采量和开采效率受到不良影响。开展井下压裂原因能够简单概括为如下几点:

(1) 钻井的流程中有几率产生井眼周围的破坏, 井下压裂技术能够降低破坏, 提升产能。

(2) 低渗透油藏内部产生的缝隙存在较高渗透的高导流能力。

(3) 能够提高注水井和废液加工井的运作效率。

(4) 通过多次采油例如火烧、汽驱、注冰和提高井的运作效率。通过水力达成的压裂技术是提高油井产量的一大有效工艺。压裂工程在很大程度上决定了油田建设投资消耗和有关产量提高。因而在压裂工程过程中实时监控和研究有关层段的具体参数十分关键。原始的压裂技术施工监控是记录温度、井压等参数, 进而通过估算磨阻的方法求出井压。在现实流程中由于砂比、排量、压裂液、支撑剂等作用, 磨阻不断变化, 仅仅测量井口无法准确体现井底的实际状况。为了解决此问题, 利用了井下压裂实时监控工艺, 对工程整体进行实时监控。

二、改进压裂工程技术的重要技术数据

油层的压裂成效既和油层的地层物性有联系, 更直接和压裂重要工程参数有重要联系。因而要改进压裂工程技术还需要分析压裂工程技术。

1. 完善压裂液组成

在压裂流程中, 压裂液返排是否高效会对工程成效发挥直接影响。早期进行产量提高的措施是通过在汽油内填入粘性流体, 压裂并拓展裂缝;伴随工艺的改善, 施工人员利用胍胶压裂液, 提高压井深度, 提升温度, 需求的压裂液粘度也持续提升。

2. 准确管控技术参数

(1) 对混砂比实施科学处理。当混砂比重较高, 压裂较短, 混砂比重较高, 产出长窄裂缝, 混砂比在通常的压裂中一般是26.5%。针对扩边井或大砂量井等贯通程度较低的压裂井, 能够下降到20%, 造成裂缝窄长。

(2) 利用裂缝强制关闭工艺来减少扩散

为了确保裂缝壁面压实支撑剂延续压裂扩散时间, 避免裂隙出砂。若扩散时间过长, 压裂液破胶后渗透到裂隙面会导致地层损耗, 影响采油量。因此通过强制关闭裂隙工艺, 不仅可以减少扩散时长, 还可以规避出砂问题从而提升反排成效。

3. 完善压裂技术

(1) 选择性压裂流程中, 当炮眼滤失的压裂液在井筒附近的层段, 存在较大程度的高渗透层流体损耗, 而低渗透层损耗程度较低、高渗透层段破裂压裂不高。聚驱油井储层厚度和曾透过率的区别明显, 更广区域内的功能聚合物驱井利用选择性的压裂压裂, 以开启更多的低渗透层, 进而完善水库改进成效的区别度。

(2) 将核桃壳放置在注聚井压裂中, 在接近井筒区域的缝隙处设立防砂井壁, 如此压裂砂就无法深入裂隙内部而造成其提前关闭。此外, 由于添加的平均颗粒规格的支撑剂, 裂隙的款和颗粒直径的支撑剂的平均规模缩小, 提升了支撑剂的运作稳定程度。

4. 完善砂比结构

聚驱井压裂工程施工要求关注两大十分关键的参数标准是裂隙导流成效提升和聚合物溶液的作用区域扩展。聚驱油井开始发挥成效时, 由于其开采液粘度相对低, 因此需要通过短宽缝、高砂比实施压裂, 原始的压裂砂比重是26.5%, 要提升到35%、聚驱油井体现成效时, 采出液会提升粘度, 需要通过长窄缝、低砂比的压裂处理来规避出砂问题。要把原始的压裂砂比下降到20.5%。

三、压裂技术的发展前景

在分析创新压裂技术、推广并利用科学的压裂工艺。在压裂井运作后注重开采管理, 对新工艺实施调查研究时, 为了确保压裂处理发挥成效, 对压裂发展计划的设计十分关键。发展趋势为如下两个方面:

1. 高效能气体压裂工艺技术调研

通过大约二十年的创新探究, 当今我国对高效能气体压裂处理的探究逐渐发展到一个相对成熟的阶段, 在应用推广方面也卓有成就, 实现了较高的经济收益。对油气层实施改进的增产工艺证件拓展到综合性的压裂技术方面。最近比较基础的高效能气体压裂技术逐渐向高能气体和水利压裂、酸化、射孔等有关工艺方面拓展。高能气体压裂本身从运作形式和火药构成提升为液体或要高能气体压裂和可控脉冲等新型技术。而且高能气体和深穿透复合射孔工艺也实现了大范围的利用。

2. 三元复合驱油井防碱固砂工艺

三元复合体系与原油结合能够构成较低的系统张力, 可以促进驱油成效的改善。相对于水驱, 能够提升20%的采集收率。由于三元复合驱中具有的强碱系统会对地层岩芯造成将强的破坏, 很大几率会产生以砂岩、泥质粉砂岩和粉砂岩为主要形式的二类油层发生松散的问题, 造成压裂支撑剂突出或地层出砂, 会对压裂技术工程的有效时间产生不良作用, 有几率造成工程事故。因此对元复合驱防碱固砂工艺的创新存在关键影响。当今, 井下压裂技术施工企业在室内研究出了防碱固砂技术。这一技术达成了固砂剂对酸碱氧化的高强耐性, 同时也减少了固砂剂的压裂拓展时长。

结语

传统的压裂技术逐渐无法符合油田开采量提高的要求, 为了确保井压裂处理有效提升产量, 就需要对压裂井油层的物性、注采井距、井网布局等有关施工数据实施特殊规划, 探究可以提升油田开采量的方法, 对压裂技术实施科学深入的探究, 并发表对应的可以有效处理相关问题的技术方案, 对压裂改进水准的提升和压裂成效的改进有重要价值。

参考文献

[1]刘雪梅, 吕晶, 禇万泉, 胡瑞华, 刘安, 等.井下压裂实时监测技术及其应用[J].石油机械, 2012, 40 (5) :101-104.

[2]王立庆.高效措施压裂井技术研究[D].大庆石油学院, 2010.

试论井下压裂施工技术 篇2

在油区进行压裂开采技术, 可以改善开采条件, 提高油量开采效率, 继而达到提高油区开采量的目标。运用改造压裂等油层技术的方法可以使油井的开采量提高。压裂井压后, 随着注入聚合物时间的延长, 以及不断深入的开采浓度较高的聚合物区, 伴随而来的有越来越严重的吐砂问题, 在不同方面减少了油田的开采量, 吐砂问题带来的严重后果主要体现在以下几个方面:

1.1 油层被砂掩埋使得压裂效果不佳。

1.2 井下的管道和相关器械受到侵蚀使工程消耗投资加大, 在另一层面上使油田开采效率及油田开采量受到负面影响。

开展井下压裂施工技术的主要原因在于[1,2]: (1) 在钻井的过程中, 对井眼周围很很容易产生伤害, 井下压裂施工技术在一定程度上可以减少伤害, 提高油田开采量。 (2) 低渗透的油藏内部所创造的裂缝具有比较深的穿透、高导流能力。 (3) 能使注水井以及废液处理井的吸收能力和净化能力增强。 (4) 可以有效利用诸如火烧、汽驱、注水等方法提高井下的运作效率。通过水力形成的井下压裂施工技术是提高油井产能的一项重要的工艺。

压裂工程技术在相当大的程度上对油田建设投资消耗量以及油井产能的提高具有决定性的作用。因此, 在压裂施工技术施工的过程中, 对各个阶段实现实时监控, 以及研究不同层段的相关参数是十分重要的。传统的压裂技术的监测主要是对井口压力、温度等数据的检测, 继而以估算磨阻的方式算出井底的压裂数据。但由于在现实的施工工程中容易受到支撑剂、排量、压裂液、混砂比等不同参数的影响, 磨阻不是一个固定不变的值, 通过井口测量确切反映井底的真实情况, 对此采取井下压裂实时的检测技术, 以实现对整个压裂施工过程的检测是十分有必要的。

2 优化影响压裂施工技术的相关施工参数

油层的压裂效果不仅与油层的地层物性有直接的联系, 而且与压裂技术的重要施工参数有直接相关性。因此, 对压裂参数的研究对完善压裂施工技术是十分重要的环节。

2.1 优化压裂液的配方

在压裂的过程中, 压裂液返排的效率对施工效果具有重要的影响[3,4]。在早期阶段, 向汽油中添加一种粘性的流体, 压力并加宽裂缝是增产的一种主要方式, 伴随着施工技术的不断优化和完善发展, 胍胶压裂液开始被应用到施工作业中, 随着压井的深度的增加, 温度也不断升高, 要求的压裂液黏度也越来越高。

2.2 将控制施工参数控制在合理的范围内

科学处理混砂比;为避免出现裂缝, 应该控制支撑剂的扩散时间。

2.3 不断改善压裂工艺技术

由于聚驱油井的储存厚度和曾透过滤存在明显差异, 在实际操作中, 我们应该根据聚合物驱井的实际情况选择最终的压裂压力, 从而能获得更多的渗透层, 从而能有效改善相差度。在实际工作中, 一般会在注聚井压裂的位置放置核桃壳, 在接近裂缝的井筒处设置防砂井壁, 以此防止压裂砂进入裂缝中, 从而避免裂缝口过早关闭。

3 井下压裂技术的发展趋势

在研究符合现阶段是由开采技术的井下压裂技术的新工艺并推广和应用新的适合现阶段的石油开采技术的压裂新工艺, 为保证压裂新工艺能产生预期的效果, 在对其的调查和研究中, 明确压裂技术的方向显得至关重要。井下压裂技术新工艺的发展方向主要体现在下面两个方面:

3.1 高效能气体压裂工艺技术的调研

在近二十年的探索研究过程中, 目前国内对高效能气体压裂工艺的研究仅仅到了一个相对成熟的阶段, 在油田开采技术的实践操作中也得到广泛而有效的应用, 并取得了一定的经济效益。对油气层的改造增产技术证趋向综合性的压裂技术的发展方向。

3.2 三元复合驱油井防碱固砂技术

将三元复合体系与原油具体结合起来可以获得较低的系统张力, 并有效的实现驱油成效的优化。三元复合体系中具有的强碱系统, 将会对地层岩芯造成强有力的破坏, 产生以砂岩、泥质粉砂岩和粉砂岩为主要类型的二类油层上的松散问题的机率很大, 并出现压裂支撑剂突出地层或地层出砂等问题, 从而对压裂技术工程的有限施工时间产生极其不好的影响, 使出现工程事故的机率变大。所以, 对三元复合驱防碱固砂技术研究工作的开展具有战略性意义。如今, 防碱固砂压裂工艺的研究和开发在石油产业的相关部门的进行下, 这项技术已经达到了固砂剂的耐酸、耐碱和耐氧化性能的目标, 与此同时, 也大大缩短了固砂剂的压力散开的时间。

4 结语

在科学技术和工业迅速发展的今天, 高效的井下压裂技术是使油井获得更好的开发效果的关键性因素。这项工艺技术的难点在于压裂工艺和井下工艺, 要克服这些技术上的难题, 还需要我国石油行业不断进步和发展, 对于其中一些重大的科研问题, 需国家单位加大科研力度, 投入足够的人力、物力和财力, 为科研人员创造一个良好的研究环境, 使他们能不断加强研究探索和实践, 使我国的井下压裂技术与国际发达水平相接轨, 并为石油开采产业带来最大的经济效益。

参考文献

[1]宁智洲.井下压裂施工技术的研究与探讨[J].科技信息, 2013, (22) :105-106

[2]冯刚.井下微地震压裂监测技术研究与应用[A].中国油气论坛2012--地球物理勘探技术专题研讨会论文集[C].2012.

[3]杨澄.关于井下压裂施工技术探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (4) :07.

试论油田井下压裂技术的应用 篇3

关键词：井下压裂技术,应用,现状,措施

油田井下压裂技术主要是通过水力作用形成压力, 使油层产生裂缝的技术方式, 在应用中需要借助压裂车, 将具有高大压力的液体推入油层, 在油层产生裂缝后再进行支撑剂填充的方法, 井下压裂技术能够有效提高油层的渗透力, 增加油井的产能。压裂技术在我国的油田开发中已经广泛应用, 是油田增加产油能力、提高企业经济效益的一种关键技术措施。在应用中, 井下压裂技术受到我国各地地理环境的差异影响, 技术方法上也存在不同, 压裂技术要根据不同地形地质条件的油井进行应用上的调整。

1 油田井下压裂技术的类型

1.1 化学隔离技术

化学隔离技术的应用主要是针对套管井的应用技术。化学隔离技术的应用原理和过程主要表现为以下:对油管进行压裂处理, 在对已经被压裂的井管部位再用液体胶塞和砂子进行隔离, 按照该方法对整个井管的不同井段进行压裂处理。在该技术方法应用具有安全性高的优点, 只是对液体胶塞的浓度性要求严格, 而且在进行冲砂的施工时储层会受到不同程度的影响破坏, 需要在与填砂技术结合应用时克服较大的技术难度, 也需要耗费大量的金钱和时间, 因此该项技术应用成本高。所以化学隔离技术在此后并没有进一步研究发展。

1.2 限流压裂技术

限流压裂技术主要是通过射孔方式运用压裂液的高速射孔来提升井底的压力, 使该压力大于油井的承压范围时, 在每一层段上压开裂缝。这一技术方法主要应用于纵向裂缝的水平井, 但是该技术在对不同的井段的应用上效果不明显, 而面对油田生产的日益变化和复杂的油田井下环境无法满足应用需求, 近年来应用也在降低。

1.3 水力喷砂压裂技术

水力喷砂压裂技术是由水力喷射分段改造技术发展而来的, 在上个世纪末期该技术方法被广泛应用于油田的开发, 该技术主要是通过压力转换为速度的方法, 对油管内的流体进行加压处理, 流体在到达喷嘴后形成高速, 喷射出速度较快的射流, 促使地层形成裂缝, 再通过注入液体的方式平衡井底压力和裂缝压力, 使井底的压力被控制在裂缝的延伸压力范围内, 在射流的出口处流体的速度是最高的, 压力时最低的, 在压力差的环境下注入的液体进入射流区域, 与喷嘴喷出的液体一同被吸入地层, 形成动力迫使裂缝继续延伸, 在压力控制的作用下, 当裂缝延伸至压裂下一层时就不能再延伸了, 这样就实现了一部分井段的压裂改造, 进入下一个层段进行改造, 只需要拖动管柱, 挪动喷嘴即可。水利喷砂压力技术能够实现自动封隔, 不再需要使用封隔器以及桥塞等设备工具, 该技术可以应用于裸眼井、筛管完井的水平井、套管井等。水利喷砂压裂技术的优势在于可以用同一趟管柱在水平井井下压开几条裂缝, 且速度极快、位置精准。该技术方法还能够与传统的普通油管连接并介入井内, 还可以与大直径的油管结合使用, 这就加快了施工的进度, 使应用更加快捷。水利喷砂压裂技术方法具有安全性高、成本低、效益高等诸多优势, 是目前世界范围内最为有效简便可行的压裂技术。实践中, 已经有许多的油井应用了此技术完成了压裂处理, 效果极其显著。

2 井下压裂技术的应用问题和完善建议

2.1 井下压裂技术应用中存在的问题分析

第一, 在油田井下压裂技术的应用中, 需要投入使用的机器设备、工具材料多, 参与施工的工作人员也较多, 在施工现场人员和设备集中, 就存在着安全隐患。压裂技术应用所使用的设备中包括压裂车等一些大型设备, 这些大型设备对压裂技术应用具有重要意义, 同时对其管理也是最具难度的, 如何实现对这些设备和人员的布置和安全管理是一项关键的问题, 也是目前井下压裂技术应用中存在的主要问题之一。解决这一问题的关键主要还在于实现井场布置的科学化、规范化。

第二, 井下压裂技术应用中面临着施工风险高的问题。油田井下压裂技术本身就是一项十分复杂的技术工艺, 实施过程复杂, 尤其对于已经经过多年开发的老油井, 容易造成井身结构的损坏和管线的破坏, 尤其在管线受到破坏的情况下会引起严重的爆裂, 使得工程现场发生卡钻、引起井喷等事故, 这都会引起油井的严重的安全事故。

2.2 井下压裂技术的完善建议

在我国的油田开发中应用井下压裂技术是一种需要, 经过多年的应用和不断的革新, 在我国多地的油田油井都已经得到了应用, 但是由于我国地形地质条件的复杂, 所以在压裂技术的发展应用上与国外先进国家的技术还存在一定的差距, 但是经过实践证明, 压裂技术是适合我国复杂地形地势的油田开发的, 实践中压裂技术的应用也使我国的油田开发取得了显著效果。为了更好的使压裂技术促进我国油田企业的生产效率提高和经济效益增长, 完善压裂技术是重要的手段。今后压裂技术的发展方向是什么?根据我国的实践需要, 对水力喷射分段压裂技术的发展完善是最为有效的, 树立喷射分段压裂技术和水力喷射技术能够广泛的应用于各种类型的油井以及不同岩性的油井, 例如在裸眼、筛管以及套管完井等进行压裂技术应用时都能取得较好的效果, 水力喷射技术在应用施工的程序上也更为简便可行, 安全性能高, 是效果最为显著的压裂技术。我国在该技术的应用发展上应当加大对水平井水力喷射分段压裂技术的研究和改进, 进行突破和创新, 还要与目前广泛应用的大直径连续油管进行有效结合, 共同在油田开发中为油田发展提供安全、高效的技术支持。

3 结语

油田井下压裂技术是在油田开发中提高油井的产能和开发效果的一项关键技术, 在技术应用上关键是要针对不同的油井状况选择适宜的压裂技术方法。我国的油田分布分散, 各油田产区的地形地质条件差异大, 在压裂技术的应用上存在着较大的差异和难度, 这就要求我们要加强对井下压裂技术的研究, 结合实践进行改良和创新, 提高井下压裂技术的应用水平, 为石油企业进行石油开发提供更加科学有效的技术支持, 为提高油井产能和油田经济效益做出贡献。

参考文献

[1]张英芝, 等.特低渗透油藏开发技术研究, [M].石油工业出版社, 2004

胜利油田井下压裂废水处理研究 篇4

由表1及常年监测数据可知,此类废水主要特点是:(1)排放污水呈间歇性,每口井排放量在12～160 m3之间变化;(2)含有多种有毒性的难以生物降解的高分子水溶性聚合物,CODCr浓度在500～26000 mg·L-1;(3)废水中所含的固体物多以悬浮油颗粒为主,石油类浓度基本在20～960 mg·L-1之间。

显然,这种压裂废水的处理主要是针对CODCr和石油类的去除。为了减轻压裂废水对作业环境的污染,我们对此类废水的处理进行了实验研究。

1 实验材料与方法

1.1 实验方法

在油田范围内,絮凝沉淀法是当前去除废水固体物质及多种可溶性物质的较经济可行的方法。絮凝、隔油、沉淀对悬浮物和石油类的去除很有效,但对CODCr的处理结果一直不很理想[1]。针对CODCr难处理、难降解这一特点,借鉴国内江苏油田的做法,根据压裂废水特点,利用絮凝-隔油法处理之后再用次氯酸钠结合紫外光对废水进行深度处理,可氧化分解难处理的部分高分子有机化合物,该法具有快速、高效、无二次污染、污泥量少等特点,处理后废水能够达标排放。

1.2 药剂与仪器

药剂:聚合氯化铝(工业纯)、次氯酸钠(化学纯,有效氯5.2%)。

仪器:紫外灯(15 W)、磁力搅拌器。

1.3 水样来源

实验用废水水样取自胜利油田史127平1井压裂返排液。废水颜色呈灰黑色,处理前水质分析结果为:油类350 mg·L-1,CODCr 6525 mg·L-1,SS为39 mg·L-1,pH值为7.26。

1.4 实验步骤

取一定量废水至烧杯中,调pH值在7～8范围之间,再加入一定量的聚合氯化铝(PAC),快速搅拌2～3 min,然后慢速搅拌5 min,静置30 min,取上清液测定CODCr值及石油类的含量[2]。

再取经过絮凝、隔油后的水样500 mL于烧杯中,调pH值至最佳范围7～8之间,加入一定量的次氯酸钠,在搅拌的同时开启紫外灯进行照射,反应30 min后,静置10 min,取上清液测定CODCr的含量。

石油类和CODCr测定方法分别为非分散红外法及重铬酸钾氧化法[3]。

2 结果与讨论

2.1 絮凝实验

2.1.1 絮凝剂(PAC)投加量的影响

取废水500 mL(油类350 mg·L-1,CODCr 6525 mg·L-1)在pH为7.26时,实验不同的PAC投加量对废水处理效果的影响,结果见图1。

从图1可知,随着PAC投加量的增加,絮凝效果逐渐增强,当PAC投加量增至200 mg·L-1时絮凝效果最佳,此时CODCr、石油类去除率均达最大值,分别为80.9%、74.4%。继续增加PAC投加量,絮凝效果反而变差,因此确定PAC的最佳投加量为200 mg·L-1。

2.1.2 pH值对絮凝效果的影响

在PAC为最佳投加量时,改变废水pH值,不同的pH值对废水CODCr处理效果的影响见图2。

图2表明,pH值在6～9时CODCr的絮凝沉淀效果最佳,pH值的改变对油的去除影响不大,隔油后石油类含量从原先的350 mg·L-1降至31.4 mg·L-1。

2.2 氧化实验

2.2.1 次氯酸钠投加量对氧化效果的影响

选取经絮凝实验后的废水量500 mL,pH为8时,紫外灯照射30 min并搅拌反应下,考察不同的次氯酸钠(以有效氯计)投加量对废水CODCr去除率的影响,结果见图3。

图3表明,次氯酸钠与紫外光结合其氧化能力大大超过单纯加入次氯酸钠直接氧化的效果,可氧化废水中的大部分有机物质,在实验中发现氧化后废水颜色从灰黑色快速变为无色透明,而且沉淀物极少。另外随着次氯酸钠投加量的增加,CODCr去除率也在增加,当投加量增加到45 mg·L-1时,去除率不再增加,石油类在隔油后氧化去除率增大但不随其用量的变化而改变,因此选择次氯酸钠的适宜投加量应为45 mg·L-1。

2.2.2 pH值对氧化效果的影响

选择次氯酸钠最佳用量,在其它氧化条件不变的情况下,改变废水pH值,不同pH值对CODCr去除率的影响见图4。

由图4可以看出,pH值在4～10时对CODCr氧化效果影响不大,pH值大于10时去除率有下降的趋势,pH值对石油类的氧化效果没有影响。

2.2.3 最佳条件下废水处理效果

在最佳实验条件下,即当PAC为200 mg·L-1,次氯酸钠为45 mg·L-1,pH值为7～8范围内,同时紫外光氧化时间为30 min时,对压裂废水进行处理效果最好,实验结果如表2。

3 结论

(1) 絮凝-隔油及氧化法较好地解决了压裂废水中CODCr难降解、难处理的难题,处理后压裂废水完全达到污水综合排放(GB 8978-1996)二级标准。

(2) 该法具有操作简单、无二次污染、处理效果好等特点,CODCr去除率达98%,为其它类型的高有机废水的处理提供了参考依据。

参考文献

[1]陈家庆.石油化学工业环保技术概论[M].北京:中国石化出版社,2005.149-150.

[2]刘真.井下作业废水处理的实验研究[J].油气田环境保护,2000,10(4):19-21.

井下压裂 篇5

我们所采用的启裂装置, 通过不同的多种复合炸药进行优化组合匹配, 在燃烧后会温度迅速升高、压力短时间内极聚增大, 可以说控制难度极大, 我们必须要让它们在井下装置中得到有效控制和有序地释放, 这样才能形成多个有效的、连续的、可控制的高压脉冲群, 使井筒周围地层产生和形成径向的有规律的多裂缝体系, 从而对地层实施多次连续高压冲击加载压裂作业, 实现降低启裂压力的目的和良好的效果。

2 压裂点火装置的设计

针对辽河油田井区所开展的研究的全隔断式延时控制点火装置, 主要想要解决的问题, 就是合理控制好压裂能量。压裂点火装置的工作原理, 就是要通过延长对地层脉冲加载压裂的起效时间, 从而能够达到针对不同种类、不同燃烧速度、不同成分的各种药型, 或同一药型不同装药结构的合理的配装和使用, 从而实现更合理、更有效的延时控制引燃, 保证多脉冲多级控制的得到合理的实现, 从而进一步提高压裂的控制效果和压裂参数。

这种装置主要由辅助点火药、起爆组合药、点火组合药、喷火管、本体、延时点火药、等组件组成。这种装置的工作原理分为四个环节:一是燃烧转化为爆轰, 二是爆轰传递过程, 三是转为燃烧, 四是多组合延时喷火, 这四个过程不断循环往复, 形成整个的工作流程。由于延时点火药能够有效控制延迟点火时间, 通过喷火管的喷出, 就能有效地保证有足够长的喷火距离和点火压力, 从而完成延时点火引燃下级辅助点火。这四个过程虽然是各分不同阶段, 但在实际上是一个连续的过程, 就像一个作功的流程, 通过延时点火, 能够达到控制点火的延时控制效果。

这种装置有以下主要技术特点:

(1) 确保能够实现延时控制, 延迟点火时间;

(2) 时间连续可控, 并且根据需要进行调整;

(3) 能够多组合使用;

(4) 通过隔断引燃, 保证中心火不会串连到其它点火流程;

(5) 性能可靠、安全有效。

(6) 能够使时间延迟500～1000毫秒;

(7) 实现调整控制延时时间;

(8) 在高温达到200℃、压力50Mpa情况下可以正常工作。

3 井下枪身装置

井下枪身装置主要包括控制点火系统、引爆系统、多种复合药系统等构成。引爆系统一般采用相对比较安全的底火作为引火装置, 这样就能够保证点火的可靠性和稳定性。这种控制点火的系统一般是延时设计, 能够通过有效控制多级点火药得到逐级点燃, 能够控制多级复合药型的逐级、分段燃烧, 从而保证多级复合药的连续和持续燃烧, 使各种能量得到充分地释放和利用, 能够满足脉冲压力不同种类、不同功效的需要。

4 对枪身强度的技术需求

设计中所采用的泄气管为N80材料的4“油管, 下接尾堵, 上面连接撞击起爆器装置, 中间装有压裂药, 它的设计强度主要是要计算出精确的螺纹牙强度。

如, 泄气枪身螺纹牙采用T型扣Tr90×4螺纹, 根据:

螺纹牙剪切条件:

螺纹牙的弯曲条件:

安全系数:2.5

螺纹牙受剪切许用载:251t

弯曲许用载荷:262t

泄气管壁耐压为:182.2MPa

这时可以算出作用在连接尾堵的最大载荷为115.85t, 远远小于许用载荷 (表1) 。

5 地面模拟与现场试验

5.1 模拟实验的工作效果

多脉冲压裂装置控制点火和多级推进剂燃烧装置经过试制成功, 但能否在应用中起到设计的效果, 能否达到可操作性和可靠性的预期, 需要现场进行实验。我们在选择在地面靶场进行模拟试验中, 通过选用多种不同材料类别的点火药配方和不同燃烧速度和类型的双基、复合类火药进行综合实验, 所采用的实验总装药量是8.5k g, 每种药分别为4.5kg、2kg、1kg、1kg, 燃速分别是5m/s、10m/s、15 m/s、20 m/s, 将它们进行匹配组合后, 分四组进行综合试验。其中有一个实验照片显示, 靶直径400m, 高600m m, 模拟装药1.2kg分两级压裂, 模拟靶产生3条主裂缝, 延时设计为200～360m s, 基本形成1200夹角。通过实验, 效果良好。所以我们可以确定, 这种装置的整体结构设计是基本合理, 符合现场工作要求的, 它的点火控制系统能够按设计工艺进行引燃, 性能也比较安全和可靠, 能够达到设计工艺和现场施工的技术和安全环保要求, 能够在油田范围进行推广和应用。

5.2 现场应用实例

辽河油田某区块油井, 岩性为细砂岩, 电测解释结果为低油, 压裂井段2773.8-2785.5m, 射孔孔密为16孔/m。我们在进行第一次压裂过程中, 对压裂井段进行8孔/m的补孔作业, 通过泵车启动后, 排量达到0.1-0.3m3/min, 泵压最高52MPa, 这时无法压开地层, 此次压裂没有成功完成。经过对方案的再次分析和研究, 我们在第二次压裂中, 放置了46kg的总装药量, 并进行了多脉冲加载破岩启裂措施, 通过将两级延迟时间分别设定为500毫秒、800毫秒, 峰值压力最高确定为90M P a。在这种情况下, 组织人员进行压裂现场施工, 泵压的参数值设定等不同的规格, 排量设计为3.8-4.1-3.6m3, 平均砂比达到15.9%, 此次压裂施工十分顺利, 并获得圆满成功, 压开后日增油7.9t/d。

6 结论

(1) 我们通过地面的模拟试验, 证明这种装置的整体结构设计合理、可行、可靠, 能够达到预期效果; (2) 此装置是一项技术领先并且具有较强破岩能力的新技术, 在油气井的压裂现场应用前景十分广阔。由于它可产生多次的高压脉冲波, 所以该井下装置可在井筒较长、较多, 情况较为复杂的的径向产生微小的裂缝, 从而能够降低启裂的压力, 有效减少污染的发生; (3) 井下枪身装置、全隔断式延时点火装置设计符合现场需求, 科学、合理, 能够保证复合炸药的多次、有序、分层释放, 对于节能和环保都有很强的参考价值。

摘要：本文主要针对辽河油田地区高裂缝启裂泵压等现象进行分析, 对部分岩性坚硬, 井部分应力较为集中、井筒附近污染、孔眼弯曲摩阻等原因所引起的情况进行综合分析, 研究了井下多脉冲加载破岩启裂装置, 对全隔断式延时点火装置的结构及井下枪身装置进行综合分析, 对枪身强度进行了校核和计算, 通过进行模拟试验和现场应用, 取得了较好的实验效果, 可以进行推广。

关键词：脉冲,压裂,装置,分析,研究

参考文献

[1]张阳春, 杨志康, 郭东.石油钻采设备., 2000, 8

井下压裂 篇6

1 试油工艺概述

我国幅员辽阔、环境多变, 复杂的地质环境是导致油田勘探开采工作难度增加的主要原因。同时, 加上石油资源分布广泛的特征, 油田勘探开发工作者需要应对各种不同的情况, 相对应地, 需要更加灵活的方法。

1.1 试油工艺的重要性

所谓“试油”, 是在地震勘探、测井等数据基础上利用各种设备工具和技术获取地下油藏情况的一种操作, 对于油田作业人员而言, 可以清楚地了解地下石油产能、温度、压力等数据, 对油井建设开采具有重要的意义。

相对应地, 油井所在的地质环境不同所采用的试油方法也不同, 面对复杂的情况需要量身制定出各种方案。例如一些高压、高温、低渗透率实验等, 根据实验结果设计出开采策略。如果在设计上出现较大的缺陷, 很可能导致开采工作工作的失败, 造成重大的经济投入损失。在现实操作中, 油井工作人员往往要依据井筒构造来考虑石油作业, 包括套管的抗压能力、油管的通畅性、管柱的抗压性、耐热性等。

1.2 常见的试油工艺类型

从上世纪五十年代开始, 我国油田发展至今出现了许多的试油工艺, 总结起来主要有两种类型, 分别是井下工艺和地面工艺。

其中, 井下工艺主要采用的是射孔技术, 即采用电缆设备在高渗透压的油层中进行操作, 并使用钻杆下的测试工具。而在中渗透或低渗透的油层中, 这一技术存在一定的缺陷, 一般会结合测试技术和密封技术共同使用。

而地面试油工艺主要在远程的开完井中应用, 液动阀门的两侧都能够利用, 可以方便试油操作人员在高压环境下展开。

1.3 井下压裂工艺研究

压裂工艺主要有压裂液和配套设备两部分共同组成, 使用压裂工艺, 可以改变地下地质情况, 探明开发区域的油气层存在的问题, 结合现实情况进行改造, 并促使油田产能大大最大化。

针对井下压裂工艺而言, 常用的类型主要有选择性压裂技术、分层式压裂技术、限流法压裂技术和滑套式压裂技术。其中, 滑套式压裂技术应用的范围很广, 无论油层的渗透率如何, 都具有很好的表现。这一原因是由于滑套式压裂技术所采用的水力扩张式封闭器可以实现从下到上对关注进行作用, 并具有很好的持续性。近年来, 随着井下设备的设计和强度完善, 多裂缝压裂投球压裂技术也得到了很好的应用, 特别是针对一些油层多、高密度、隔层小的地质有很好的效果。

2 试油压裂新工艺探讨

所谓“新工艺”本质上说是在试油压裂为基础的工艺上进行不断开发的, 也可以看作是传统试油、压裂技术的结合和优化。新技术最大的特点是适用性广, 通过组合优势, 几乎可以解决各种地质环境中的油藏问题, 高温、高压、低渗透率等, 在传统工艺下具有较高的难度, 而在新的工艺应用下, 可以发挥更好的经济效益。

第一, 试油压裂新工艺的使用范围更大, 作用更明显。组合优势是很明显的, 但除了使用范围广泛之外, 更主要对低渗透的油层发挥很好的驱油作用, 而且在深油井的开发中, 可以更好地满足压裂技术的效果, 利用各种不同的工艺来达到油田产量提升的目的。

第二, 油田的地质环境不同, 所采用的钻井方式也不同, 是试油压裂新工艺的基础;经过实践证明, 新工艺的应用要远远超过了传统单一的试油压裂效果。

进入21世纪以后, 石油工业对新型技术的要求越来越明显, 虽然新技术的应用现阶段与早期相比在效果上存在差距, 但对整体系统的科学性优化却更加明显。一套全面、具体、科学的技术应用设备, 可以大大缩短石油勘探开采的进度, 在提高经济效益的同时, 也有效地避免了对周边环境的影响。

3 结语

科学技术是第一生产力, 对于石油产业而言尤为如此。近年来, 在科学技术的推动下, 石油需求量和石油产量都在提升, 形成了一种动态追逐的平衡竞赛。因此, 油井项目工程中要不断加强对试油压裂新工艺的研究和突破, 考虑到石油勘探开采领域的不断扩大, 所遇到的障碍因素越来越多, 所以新工艺的发展是没有尽头的;在未来的油田技术应用发展中, 所面临的问题会越来越多、越来越困难, 新工艺的出现和发展对解决复杂地质问题、开采效率问题提出解决方案, 对我国现代石油产业发展具有重要的现实意义。

摘要：由于石油是一种宝贵的不可再生能源, 随着社会的大量消耗数量正在急剧减少, 如何高效利用和开采就成了我国石油产业所面临的重要问题。石油资源的获得主要有勘探和开采两个步骤完成, 这是油田产能的基本保障, 而井下试油压裂新工艺既是油田勘探的最后一道工序, 也是油田开采的第一道工序, 由此显得十分重要。本文以下针对井下试油压裂工艺展开研究和讨论, 并提出相应的解决方法, 为我国油田开采工作给出参考意见。

关键词：井下试油,压裂工艺,石油勘采,新型工艺

参考文献

[1]石鹏飞.劳山探区试油压裂工艺研究及效果分析[D].西安石油大学, 2012.

[2]秦丽斌.试论试油压裂新工艺的技术探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 02:102.

[3]张小纪, 马新东.深层气井试油压裂技术的研究[J].化工管理, 2013, 14:128.

[4]陈根林.试油压裂作业环境污染对策[J].中国科技信息, 2013, 24:37-38.

井下压裂 篇7

依据文献[6]建立了裂缝尺寸计算模型,分析了松软低透气性煤层水力压裂裂缝形态,并通过压裂液在裂缝中流动摩擦阻力计算,确定了压裂泵注压力的影响因素。以淮南矿业集团潘一矿东井水力压裂为现场实际工程背景,验证了松软低透气性煤层水力压裂工艺参数设计的正确性和可行性,为相似条件矿井煤层水力压裂实施提供一定依据。

1工程背景

淮南矿业集团潘一矿东井西一( 13 -1) 盘区顶板回风上山石门揭13 - 1煤层区域瓦斯压力高达6. 2 MPa,瓦斯含量14. 2 m3/ t,煤体坚固性系数0. 73,透气性系数0.032 415 m2/ ( MPa2·d) ,属于松软低透气性煤层,煤岩层综合柱状图见图1。同时该石门揭煤地点埋深大,煤层标高为- 750 m,突出危险性严重,钻孔工程量大,揭煤周期长,制约了矿井的生产,急需寻求一种增透强化抽采工艺技术,为矿井深部松软低透气性煤层开采提供安全保障,提高矿井的生产效率。

基于此,拟采用水力压裂增透工艺技术对石门揭煤区域进行强化增透,为矿区深部煤层安全开采提供技术保障,同时为企业可持续发展奠定坚实基础。

2水力压裂工艺参数力学分析

2. 1压裂裂缝尺寸计算模型

煤层压裂缝的长、宽、高尺寸是影响压裂效果的重要因素,根据断裂力学相关理论,将煤层裂缝尺寸计算统一到线弹性断裂力学Ⅰ型裂纹( 如图2所示) 在平面应变( 或平面应力) 状态下的位移场关系式[6]:

式中v( x) ———在x处的裂缝半宽;

E———煤岩弹性模量;

μ———煤岩泊松比;

σ———缝内液压力,取平均值;

a———裂缝半长;

x———距裂缝中点的水平距离。

松软低透气性煤层具有高泊松比、低弹性模量及低强度的明显特征[7,8,9],因此一般情况下,其破裂强度明显低于上下围岩的破裂强度,且煤层与上下围岩交界处连续性好,无明显水平分层界面时,裂缝不能突破上下围岩而只能限制在煤层中扩展,并在煤层与上下围岩交界处不能发生两缝面的相对分离滑移,裂缝高度恒定,可将压裂裂缝简化为长度x方向上连续排列的许多个竖向Ⅰ型裂缝的合成,如图3所示。

将式( 1) 用于任意一个分裂缝,可得在一定压裂泵注流量Q和注入时间t下的缝宽方程:

式中H———裂缝高度;

z———距裂缝中点的垂向距离;

σ———2x位置处的液压力。

由体积守恒得:

若用平均值 σ 代替 σ( x) ,积分并整理得裂缝半长:

由式( 2) 和式( 4) 可知,在其他参数一定的条件下,松软低透气性煤层裂纹的宽度分别与E- 1、( 1 - μ2) 呈正比例关系,裂纹长度分别与E1 /2、( 1 - μ2)- 1 /2呈正比例关系。可见煤体的弹性模量、泊松比是影响压裂裂纹的宽度与长度,决定裂纹的形态及产状的主要因素。

2. 2水力压裂泵注压力计算分析

根据煤矿井下压裂设计施工规范,水力压裂泵注施工压力pw为:

式中pk———煤层破裂压力;

pH———压裂管路液柱压力;

pr———压裂液在管路中沿程摩擦阻力;

pf———压裂液在管路末端孔眼处的摩擦阻力。

另外,压裂液达到破裂压力pw产生裂缝,而同时液流本身在裂缝中自缝口至续端的流动又形成一定的沿程阻力损失Δp(流动摩阻),其决定了缝内净压力pn(x)。若破裂压力pw恒定,则裂缝不同位置处的总液压力就取决于净压力的大小,因此式(5)可修正为:

压裂液的流动摩阻由流变性、流态、注入流量、 裂缝过流断面尺寸和形状等因素所决定。对于清水或低黏液压裂液,其流变性表现为牛顿流体,其流变关系式( 本构方程) 为[10,11]:

式中 τ———流动剪切应力;

η———牛顿黏度;

γ———剪切速率或流速梯度,γ=dv /dx。

根据流体力学有:

由于H远远大于W( x) ,故式( 9) 可表示为:

可见煤体水力压裂注水总压力不仅取决于使裂缝起裂扩展的压力和沿程摩阻,缝内净压力也是一项不可忽略的关键因素,其也是决定注水压力的重要参数。

现场对潘一矿东井压裂区域13 - 1煤层进行了取样并在实验室测定了煤体弹性模量及泊松比等基本力学参数,结合现场实际地质条件测定计算得知, 水力压裂裂缝将在松软煤体范围内起裂扩展,煤层起裂压力为24. 3 MPa,泵注压力30. 2 MPa。

2. 3压裂设备选型及布置

结合计算分析结果,潘一矿东井水力压裂试验的压裂设备使用2台压裂泵( BZW - 200 /56型) 并联,以及1个清水箱( SX -3000型) ,注水流量400 L/ min。压裂前设备在井下安装到位,安装地点位于岩石回风上山与1252( 3) 底板巷三岔门上风侧,距压裂孔25 m远,操作台距压裂泵50 m远,设备连接如图4所示。

3工程应用

3. 1水力压裂实施

潘一矿东井西一( 13 - 1) 盘区顶板回风上山石门揭13 - 1煤层水力压裂钻孔,在1252( 3) 底抽巷内施工,另外为了考察此次压裂过程中压裂设计参数的有效性,在压裂区域设计了3个辅助考察孔,钻孔布置如图5及表1所示。

压裂时采用井上下联合监测的方式对注水压力进行监测,同时使用井下摄像头观测压裂泵和压裂孔孔口现象。孔口压力传感器压力数据传输至地面,压力监测曲线如图6所示。

压裂过程中,在距离压裂孔30 m范围内的3个辅助孔在压入8 m3水后开始涌出高压水,并携带大量煤粉,初始煤粉颗粒粒径在3 ~ 5 mm内,后期煤粉颗粒粒径均在1 mm左右,孔口瓦斯浓度最高10% , 其余监测过程中均为3% 左右,巷道瓦斯浓度未见异常变化。随着煤粉的不断涌出,2#辅助孔在注入15 m3水后被堵塞,1#辅助孔在注入50 m3水后被堵塞,3#辅助孔在注入120 m3水后被堵塞。根据辅助孔在压裂过程中的现象,表明裂缝通道在煤层中延伸,压裂半径大于30 m。

压裂结束后经统计得知,压裂孔共注水226 m3, 煤层起裂压力25. 1 MPa,与理论计算的起裂压力误差仅为3. 3% ,起裂压力与设计压力基本相符,证实了理论计算方法的可行性。

3. 2压裂效果考察

煤层水力压裂后,在距离压裂孔不同位置布置3个检验钻孔,检验结果如表2所示。

根据考察结果,实施水力压裂后在压裂孔周边40 m半径范围内,煤层瓦斯含量相比未进行水力压裂的原始煤体有所降低,且煤层含水量明显增高,压裂孔影响范围达到40 m。

压裂试验实施后,通过测试各钻孔瓦斯流量, 并采用钻孔径向不稳定流量法测定煤层透气性系数,计算得知经水力压裂后的煤层透气性系数为0. 839 896 m2/ ( MPa2·d) ,较未压裂煤层提高了25. 9倍,13 - 1煤层经过水力压裂后透气性明显提高。同时水力压裂煤层抽采效果考察钻孔( 5 m × 5 m) 施工完成后接入到矿井抽采系统进行瓦斯预抽,抽采效果对比如图7、图8所示。

由图7 ~ 8可以看出,该矿西一( 13 - 1) 盘区顶板回风上山石门揭煤区域经过水力压裂后,煤层瓦斯抽采量大幅提高,百孔瓦斯抽采量达到未进行压裂区域煤层抽采量的2 ~ 3倍,水力压裂后抽采效果得到极大改善; 煤层瓦斯的抽采平均浓度也略有提高。

瓦斯抽采钻孔单孔控制半径达到2. 5 m,而该采区未压裂区域有效抽采半径仅为1. 5 m,抽采钻孔工程量减少64% ,预抽达标时间缩短33% ,节约打钻及封孔成本近600万元,瓦斯治理成本大幅降低。

4结论

1) 建立了松软低透气性煤层压裂裂缝尺寸计算模型,分析得出煤体的弹性模量、泊松比是影响压裂裂缝尺寸及决定裂缝形态产状的主要因素; 通过分析计算压裂煤体裂缝缝内净压力,研究了压裂泵注压力的影响因素。

2) 基于理论分析结果,设计了潘一矿东井西一( 13 - 1) 盘区顶板回风上山石门揭13 - 1煤层区域压裂泵注压力30. 2 MPa,现场水力压裂试验与计算的起裂压力误差仅为3. 3% ,证实了理论计算方法的可行性。