加砂压裂

摘要： 米探1井试气获35.24万立方米的高产气流。奥陶系盐下30年磨一剑,首获高产气流,一举打破奥陶系复杂地层30年的勘探沉闷局面,实现了盆地战略接替领域的重大突破。米探1井取得突破,得益于体积加砂压裂这一关键技术。在几乎密不透风的岩层中,天然气极难流通,必须通过外力将大体量压裂液压注进井筒,挤压井壁四周岩体使其碎裂,夹带在压裂液中的支撑剂进入裂缝,支撑起一条条四通八达的通道,让油气释放。

摘要： 目的研究加砂压裂过程中,压裂液排量和含砂比对套管射孔孔眼冲蚀的影响规律。方法运用CFD数值模拟方法,针对射孔套管内流场、流迹特性和颗粒轨迹开展模拟分析,并使用E/CRC和Oka冲蚀模型模拟了压裂施工排量为5~15 m^(3)/min、压裂液含砂比为8%~23%工况下套管射孔孔眼及附近的冲蚀情况,总结其影响规律。结果随着排量的增加,孔眼处流速激增,压降达到5.5 MPa,但在管底形成一定憋压。E/CRC冲蚀模型考虑了颗粒数量的影响,相比于Oka冲蚀模型更适合于压裂过程中套管孔眼系统冲蚀的实际情况,在孔眼处上部流量进口方向的冲蚀速度明显大于下部管道方向,且冲蚀程度向四周逐渐减小,E/CRC模型的最大冲蚀速率由2.14×10_(‒8) kg/(m^(2)·s)上升至5.85×10^(‒8) kg/(m^(2)·s)。随着压裂液含砂比的上升,E/CRC模型在孔眼处的最大冲蚀速率由2.21×10^(‒8) kg/(m^(2)·s)上升至95.6×10^(‒8) kg/(m^(2)·s),孔眼附近管壁受冲蚀区域和冲蚀速率均逐渐增大,并在含砂比达到20%以上时,孔眼附近管壁最大冲蚀速率与孔眼处已相差无几。结论排量和含砂比均与孔眼冲蚀速率成正相关,且含砂比的增大还会加速孔眼附近管壁的冲蚀。建议在高排量时使用低含砂比,高含砂比时使用低排量,以减少孔眼及附近管壁的冲蚀。

摘要： 大规模加砂压裂是非常规油气资源开采的必要手段,也是导致井下管柱和工具发生冲蚀磨损失效的重要原因。针对这一问题,综合评述了国外学者基于不同材料研究提出的冲蚀理论以及主要研究结论,并总结了国内对于基础冲蚀理论做出的衍生研究。结合实际工艺工况阐述了加砂压裂过程中管柱严重冲蚀的主要原因;针对大规模加砂压裂过程中易被冲蚀的管柱结构和压裂工具介绍了研究进展。指出了当前压裂管柱冲蚀的研究难点及未来的研究方向,对压裂管柱的冲蚀防护问题,保护井筒完整性和提高非常规油气资源的开发效果有重要的参考价值和工程意义。

摘要： 文章重点针对页岩气平台井工厂化压裂施工过程中,高压管汇在压裂工作过程中会出现失效爆裂风险的问题进行了全面分析,高压管汇失效爆裂对整个生产工作造成了巨大的影响和威胁,因此必须要找到高压管汇出现爆裂事故问题的原因,并且提出针对性的安全事故控制方案,全面完善高压管汇使用工作技术以及相关管理工作制度,保证页岩气压裂作业的安全稳定进行.

摘要： 海相碳酸盐岩储层占世界油气储量的比重很大,是当前及未来油气勘探开发的重要领域之一.碳酸盐岩储层一般需要经过储层改造才能获取较高的产量,压裂技术作为砂岩储层最常用的储层改造手段,在碳酸盐岩储层应用中存在液体滤失大、施工压力高、加砂困难、缝高易失控等多种难题.通过多段塞加砂、组合粒径加砂、控缝高等多种工艺技术手段,可以实现碳酸盐岩储层的有效改造动用.

摘要： 松辽盆地南部页岩油资源分布领域广、多层系、资源丰富,具有较大勘探潜力及前景,但物性条件极差,压裂是提高此类资源动用率的有效利器.针对松辽盆地南部页岩储层塑性较强、支撑剂嵌入严重的问题,开展了系统评价及现场试验,通过高砂比大规模加砂压裂有效解决支撑剂嵌入导致导流能力下降问题,压后见到好的提产效果,为国内外该类储层有效动用提供技术借鉴.

摘要： 选取准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系乌尔禾组砾岩岩心开展真三轴加砂压裂实验,研究杂基支撑细砾岩、颗粒支撑中砾岩水力裂缝扩展形态与石英砂支撑剂运移情况,并通过3D打印技术对砾岩压后粗糙面进行重构,分析粗糙面对导流能力的影响.研究表明:杂基支撑细砾岩水力裂缝整体相对平直,仅局部遇较大砾石时迂曲明显,易于加砂,缝内支撑剂运移距离约占缝长的70％～90％;颗粒支撑中砾岩水力裂缝以绕砾扩展为主,路径迂曲,缝宽多变,不易加砂,缝内支撑剂运移距离不足缝长的30％.杂基支撑细砾岩因基质含量高且硬度较低,缝内支撑剂嵌入缝面较为严重;而颗粒支撑中砾岩砾石含量高,硬度较大,缝内支撑剂破碎严重;高铺砂浓度(5 kg/m2)条件下,提高闭合应力(大于60 MPa),杂基支撑细砾岩、颗粒支撑中砾岩压后缝宽均大幅减小,导流能力较20 MPa低闭合应力时分别下降88％和92％.现场试验证实,在60 MPa以上高闭合应力下,保证高铺砂浓度的同时,使用高比例小粒径支撑剂,有利于增大运移距离,且支撑剂在粗糙缝内相对均匀铺置,裂缝导流能力较高,油井产量高且稳定.

摘要： 页岩气属于非常规油气,采用大型加砂压裂获得产能。压裂时,数万立方米液体注入地层,生产后,大量井筒积液难以排出。柱塞排采工艺是排出井筒积液的重要措施之一,它利用气井自身能量推动油管内柱塞举液,具有低成本、高效率和安全环保等优点,被业界认为是页岩气井最佳的排采工艺。在柱塞排采工艺措施实施之前,通常需要采用绳索投捞作业将卡定器投放到井下预定位置,卡定器坐放深度直接影响柱塞排采效率。在页岩气水平井大斜度井段.

摘要： 杨税务潜山碳酸盐岩储层具有典型的超高温(170～200°C)、高压、非均质性强等特点,纵向上发育3套层状储层段,近几年储层改造效果一直不理想.研究认为影响该地区储层改造效果的主控因素有:(1)储层改造的工程设计不适合强非均质性的地质特征;(2)射孔厚度过大造成单层改造裂缝的延伸长度小;(3)现有液体体系及配置不适合长缝的形成;(4)套管压裂方式常造成套管及环空水泥环的破坏,从而造成套管破损、井口环空带压等风险隐患.针对上述问题,通过技术攻关和现场实践,形成了针对性配套工艺:(1)减小储层改造厚度,提高压裂改造强度,增大横向改造面积;(2)优化压裂液配置,提高缝网支撑力度;(3)优化施工工艺,创新裂缝导流能力保持工艺;(4)优化管柱工艺,降低风险事故.该技术在杨税务潜山2口井进行了现场实践,均取得了良好的效果,为高温深层碳酸盐岩储层改造提供了技术借鉴.

摘要： 塔里木油田博孜凝析气藏单井酸压改造后,提产效果达不到预期目标,生产过程中井口温度低于析蜡点温度,井筒结蜡现象严重.根据博孜区块储层特点,采用不同粒径支撑剂组合工艺、纤维暂堵转向分层工艺和树脂覆膜陶粒支撑剂防砂工艺相结合的加砂压裂配套技术,实现了博孜区块超深储层改造作业.博孜X井采用该加砂压裂技术,日产气由4.68×104 m3上升为51.5×104 m3,是同区块3口常规酸压改造井平均气产量的3倍,日产油由0.46 m3上升为40.97 m3,效果显著.该技术为国内类似储层改造作业提供了技术支持.

摘要： 川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.本文在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性地将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多段加砂压裂工艺.采用该技术,在川西中浅层水平井共进行19口井的现场应用,现场试验对比结果分析表明,多级多段压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到8.68倍,经济效益显著.

摘要： 塔里木盆地雅克拉断凸深层裂缝性火山岩储层岩性复杂，压裂造缝时易产生多裂缝，液体滤失、砂堵风险高，压裂改造困难。在通过分析该区块储层岩性特征的基础上，结合火山岩压裂液滤失特征和等效多裂缝分析、优化了裂缝性火山岩储层改造压裂液材料优选以及压裂工艺技术，实现了降低施工井口压力、减少液体滤失、沟通远端裂缝的目的。形成了适合于该区块深层裂缝性火山岩气藏的压裂工艺，为该区块加砂压裂工艺提供有效的技术保障。

摘要： 川西深层大邑须家河组气藏埋深4500-6100m，地层温度127-140°C，具有低孔、低渗、地应力高、天然裂缝发育等特点，钻井过程中泥浆漏失，采用常规的压裂技术，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。rn 本文针对该气藏特征以及以往压裂技术存在的问题，从理论上分析了滑溜水低砂比段塞加砂压裂工艺的可行性，并开展现场试验3井次，施工有效率100%，最大加砂量达到50m3，最大加砂浓度达到352kg/m3，该项试验提高了气藏压裂技术水平，增产效果显著，如DY2-C1井压前无产量，压后达到3.1602×104m3/d。

摘要： 海南福山凹陷属于典型的复杂断块油气藏,具有断裂复杂、断块面积小、物性差、多薄层、定向井斜度大、产能低等特点.为了提高单井产能,解决难以进行经济有效开采的技术难题,在大量实验的基础上,结合钻完井、测井、油气井生产动态等资料,分析了复杂断块高温凝析气储层的特点,提出了与不同类型储层特征相匹配的压裂工艺技术.针对大跨度多段射孔的斜井多薄层进行了大型加砂压裂的尝试,该项技术在2010年获得成功实施后逐步得到推广与完善,已经完成了十二口井的现场实施,获得了较为显著的增产效果.本文针对复杂断块油田大型压裂工艺技术难点和针对性解决措施进行了深入分析,以期进一步推进大型压裂增产工艺技术在福山油田勘探开发中的应用.

摘要： 加砂压裂是川西地区储层改造增储上产的重要手段,但同时压裂产生的大量返排液污水也带来了沉重的环保压力和成本压力.本文通过室内研究研制出基于分子扩链技术的常规胍胶压裂返排液回收利用配方,并自主设计研发了一套返排液预处理设备,形成了一套压裂返排液重复利用工艺.在川西地区全面推广应用87口井,回收利用压返液14.2万方,同时在中石化其它油田推广应用50余井次,在取得显著环保效益的同时也获得明显的经济效益和社会效益.

摘要： 加砂压裂是川西地区储层增储上产的重要手段,但同时加砂压裂也产生了大量的返排液污水,且不能直接外排,因此给油气田生产造成了沉重的环保压力和成本压力.本文通过大量水质分析和返排跟踪调研开展了系列研究,提出基于分子重构技术的常规瓜胶压裂返排液的重复利用方法,调试出适用于川西中浅层储层的返排液重复利用配方,并自主设计一套返排液预处理设备,形成了一套压裂返排液重复利用工艺,在马蓬62-1井和马蓬23-9井开展了返排液重复利用压裂施工先导试验.现场试验表明该技术配液简单,适应性强,不改变现有施工方式,经济效益明显,为后期返排液重复利用技术的推广应用打下了坚实的基础.

摘要： 本文通过对新场气田上沙溪庙组气藏JS21致密砂岩气层水平井加砂压裂改造后气井的天然气测试产量、单井产气量、单位压降采出天然气量、气井动态储量等气层动态指标与同层的直井或定向井进行对比分析认为,水平井加砂压裂后测试产量较高、稳定产量是直井或定向井的2.45倍、单位压降的采气量明显高于直井或定向井、单井控制的动态储量是直井或定向井的3.6倍,水平井开发效果明显优于直井或定向井,说明水平井加砂压裂改造后达到了最大限度增大致密砂岩储层泄气面积的目的.水平井压裂井段增长、压裂规模增大、单井产量增加的同时,产水量也相应增加,同一区域水平井的产水量是直井或定向井的2～80倍,水气比是直井或定向井的2～5倍;水平并排水采气效果较差,受井筒条件的影响,目前仍缺乏有效的排水采气工艺技术,有待今后探索试验.

摘要： 页岩气藏具有致密、低渗等特点,加砂压裂是对页岩气进行开发的有效措施,但是,加砂压裂给地面返排测试又带来了一系列问题,如何有效减少高压携砂流体对设备的冲蚀和损坏是地面返排测试的关键.本文针对这个问题进行分析研究,形成了一套具有除砂、回压控制等功能的工艺技术,基本满足了加砂压裂施工地面返排测试的要求.

摘要： 大北地区气藏主要产层为白垩系巴什基奇克组，属高压低孔低渗裂缝性砂岩储层，由于天然裂缝发育，在钻井过程中泥浆伤害比较严重，多数井必须通过储层改造才能达到经济开发的要求。迄今为止本区共进行11井次酸化解堵作业和5井次的加砂压裂改造。本文从压裂施工曲线拟合，试井资料解释和改造后产能对比等多方面对储层改造效果进行了综合分析，研究结果对该类型气藏下一步储层改造工作有重要的指导意义。

摘要： 针对S2井埋藏深、特低孔低渗、天然裂缝发育但硅质胶结强度大、高杨氏模量和脆性强等特点,压裂中如何在控制滤失的同时注重天然裂缝的改造与保护,是裂缝性储层改造液体体系和压裂工艺面对的难题.根据储层特点和改造难点,优选出23％KCl防水锁加重压裂液体系,借鉴非常规油气藏体积改造中对天然裂缝采用疏与堵的处理模式,采用大规模复合压裂工艺技术,缩小基质-裂缝流动距离,提高基质贡献程度.该技术已在S2井成功应用,取得了较好的应用效果,对昆仑山前地区的下一步勘探开发具有重要意义.

摘要： 本发明涉及石油机械技术领域，提供一种二氧化碳压裂加砂设备及加砂系统、加砂方法，包括储砂装置、注入管汇、排出管汇、增压装置和混砂装置，注入管汇用于与二氧化碳罐车或二氧化碳储罐连接；排出管汇用于与压裂车连接；增压装置的进口与注入管汇连接；混砂装置用于混合二氧化碳液体和支撑剂，增压装置的出口和储砂装置的出口分别与混砂装置的进口连接，混砂装置的出口与排出管汇连接。提高了二氧化碳液体和携砂液的输送效率，注入管汇、增压装置、储砂装置、混砂装置和排出管汇集成为一体，减小了设备的占用空间及减少压裂现场的车辆或设备种类及数量，减轻作业人员的作业强度。

摘要： 本发明提供了一种适用于煤矿井下水力压裂加砂作业的压裂液，所述压裂液由如下组分组成：稠化剂、交联剂、防膨剂、破胶剂和水，所述稠化剂：交联剂：防膨剂：破胶剂和水的质量体积比为0.2～0.35g：0.2～0.35g：0.5～2.0g：0.05～0.2g：100L；制备方法如下：(1)修建配液池；(2)向配液池中加入水；(3)将上述稠化剂加入到配液池中，边加入边搅拌；(4)将上述防膨剂加入上述混合溶液中，并搅拌；(5)将上述交联剂和破胶剂加入到步骤(4)的混合溶液中，即得到压裂液。采用本发明的方法制备的压裂液具有良好的悬砂性能、防膨率及破胶液残渣含量低，适用于煤矿井下水力压裂加砂作业环境。

摘要： 本发明涉及石油开采技术领域，是一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液，该压裂液原液组成有胍胶、粘土稳定剂、氯化钾、助排剂、杀菌剂、pH调节剂、降滤失剂、低温激活剂和水。本发明减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

摘要： 本发明公开了一种可输送高浓度加砂压裂液的压裂泵减振泵阀装置。该装置包括凡尔胶皮、阀杆、减振橡胶、阀盘、非金属圆盘、金属压板、锁紧螺母、矩形橡胶圈和阀座。阀盘、减振橡胶、非金属圆盘等零件通过锁紧螺母与阀杆固定在一起，组成阀盘系统。阀杆的下导向杆上安装有四个矩形橡胶圈，并将其穿过阀座的导向支架上，使阀盘系统平稳的坐落在阀座上。当泵阀即将关闭时，非金属圆盘梯形斜槽将过滤一定范围的固体颗粒，降低了阀盘、颗粒和阀座之间的磨料磨损；当泵阀关闭时，凡尔胶皮和减振橡胶将降低阀盘对阀座的冲击作用。该装置阀盘系统质量较轻，有利于提高压裂泵的冲次，同时改善了泵阀的抗冲击和抗磨损性，具有较高的实用价值。

摘要： 本发明涉及油气田开发技术领域，具体提供了一种用于油气开采的脉冲加砂压裂方法及脉冲加砂压裂装置，旨在解决在脉冲加砂阶段的砂堵问题。该方法包括如下步骤：S1、向井筒内泵注前置液以制造裂缝；S2、以递增砂比分次向井筒内泵注携砂液直至井筒内压裂压力变化量达到压裂压力变化允许量；S3、脉冲式交替地向井筒内泵注携带有纤维的携砂液和顶替液。该方法增设了步骤S2，通过前期试探性加砂对裂缝口进行打磨，增加裂缝的宽度，直至压力平稳或平稳下降，为后续的泵送提供可靠的空间，防止发生砂堵现象，以保证施工成功率和安全性。

摘要： 本发明涉及石油开采技术领域，是一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液，该压裂液原液组成有胍胶、粘土稳定剂、氯化钾、助排剂、杀菌剂、pH调节剂、降滤失剂、低温激活剂和水。本发明减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

摘要： 本发明公开了一种煤矿井下受限空间加砂压裂系统及压裂方法，加砂压裂系统，包括供水系统、混砂系统、压裂系统和高压管汇；还包括用于提供压裂液基液的基液供液系统和静态混合器，基液供液系统连接在混砂系统的进口端；所述静态混合器连接在混砂系统的出口端。压裂方法基于压裂系统实施，并采用即用即配型的小分子粘弹性清洁压裂液作为压裂基液。本发明的有益效果是，压裂系统结构简单、布局紧凑，特别适用于井下空间狭长受限环境；压裂方法充分利用系统布局紧凑的特点，且压裂增透效果好。

摘要： 本发明提供了一种水力加砂压裂系统，包括从巷道向待抽采煤层施工的钻孔，所述钻孔内设置有端部延伸至待抽采煤层的抽采管，所述抽采管处于待抽采煤层区域的部分表面具有通孔；所述抽采管处于巷道内的端部通过三通分别连接有排气管道和压裂管道，所述压裂管道的另一端连接有加砂装置，所述加砂装置包括腔体，所述腔体轴向的两端分别设有进口和出口，腔体上方设置有加砂口，下方设置有排砂口，所述加砂口和排砂口均设有阀门；进口与供水系统连通，出口与所述加砂管道连通；本发明还提供了水力加砂压裂方法。本发明提供的一种水力加砂压裂系统及压裂方法的优点在于：通过引入加砂装置，方便的实现加砂压裂，使用方便，抽采效率高。

摘要： 本发明提供了一种页岩加砂压裂停泵压裂转向方法，所述方法针对页岩压裂过程中扭曲摩阻过高地层，所述压裂转向方法包括步骤：泵注携砂液打磨地层裂缝，监测泵注压力；在泵注压力升高达到井口限压时，用滑溜水顶替携砂液进行泵注；停泵使泵注排量由第一排量降为零并保持预定时间段；开泵向井内泵注前置液体并使泵注排量快速提升至第一排量；前置液体泵注完后，再次泵注携砂液进行压裂施工；在停泵和开泵产生的能量脉冲和支撑剂沉降产生的压力差作用下，开启新的裂缝，使裂缝转向；重复上述过程完成压裂施工；其中，第一排量为设计施工排量或井口限压条件下的最大施工排量。本发明具有无需加入暂堵材料、解决扭曲摩阻过高问题、保障施工质量等优点。

摘要： 本发明公开了一种煤矿井下水力加砂压裂系统及压裂方法，压裂系统包括供水系统、配液系统、混砂系统、压裂系统和高压管汇系统；压裂系统由两台压裂泵组并联形成；高压管汇系统包括Y形三通，Y形三通的两个进口通道分别与两台压裂泵组的出口连通；配液系统包括两个配液池。压裂方法基于压裂系统实施，包括由稠化剂、交联剂、防膨剂、破胶剂和水按比配制成压裂液；支撑剂粒径为40～70目，体积密度为1.25g/cm