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压裂工艺原理文档

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压裂新工艺 压裂工艺
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1 压裂施工工艺培训资料 一、水力压裂的基本原理 油层水力压裂一般是指利用液体传压的原理,在地面用高压大排量的泵,将具有一定粘度的液体以大于油层所能吸收的能力向油层注入,使井筒压力逐渐增高,当压力增高到大于油层破裂所需要的压力时,油层就会形成一条或几条水平的或是垂直的裂缝。当裂缝形成以后,随着液体的不断注入,裂缝还会不断地延伸和扩展,直到液体注入的速度与油层所能吸收的速度相等时为止,此时若取消外力裂缝还会重新闭合。为了保持裂缝处于张开的状态,随压裂液注入的同时混入一定比例的具有较高强度的固体颗粒做支撑剂来支撑裂 缝。由于支撑是经过严格筛选的,它具有良好的粒度和强度,沉淀在裂缝中,使改变了井筒附近地层的导流能力,从而降低了液体由地层流入井筒的阻力。 二、水力压裂目的和作用 油层水力压裂的目的在于改造油层的物理结构,人为地在油层中形成一条或几条高渗透能力的通道,以降低近井地带的流动阻力,增大渗流能力,使油井获得增产效果。对油层进行水力压裂有以下作用: ① 解除钻井或修井过程中由于压井液造成的油层污染和堵塞。 ② 改善厚油层上下渗透性不均匀的层内矛盾。 ③ 提高低渗透油层的渗透能力,调整油井的层间 和平面矛盾,改善开发效果; ④ 扩展和沟通油层原有的裂缝和通道,提高油井的产油能力和注水井的吸水能力 三、水力压裂效果评价 水力压裂效果评价可以从三个方面进行评价:裂缝状况(几何尺寸、导流能力等参数)压后产量变化,经济效益。水力压裂效果评价的意义: 取地层参数、用来指导以后的压裂设计 。 定几何裂缝的尺寸, 算经济指标、优化压裂规模 。 评价的结果可以验证或修正水力压裂中使用的规模、选择压裂液、确定加砂量、加砂程序、采用的工艺以及开发方案等,进而降低压裂成本 和提高油气采收率,达到开采油气的目的。根据所选的模型压裂效果评价参数如下:裂缝的长宽高、裂缝的导流能力、压裂液的滤失系数、产量、计算压裂收益。 四、泵注期间压力分析 2 2 . 502 . 5缝宽剖面 ( c m )3 3 0 03 3 2 53 3 5 025 50 75 1 0 0 1 2 5裂缝中支撑剂浓度 ( k g / m 2 )0 0 . 6 0 1 . 2 1 . 8 2 . 4 3 . 0 3 . 6 4 . 2 4 . 8 5 . 4 6 . 0支撑剂浓度 ( k g / m 2 )裂缝内压力梯度取决于压裂液的流变性、流速、缝宽。 沿缝长的压力梯度: 12k 地面施工压力计算 施工时地面压力可以根据地层破裂压力、井筒摩阻、近井筒摩阻计算得到,计算公式: 3 柱 Ⅰ;较小的正斜率( 缝正常延伸,表明裂缝在高度方向受阻。Ⅱ:压裂不变,意义不明确。可能注入与滤失平衡,裂缝不延伸。Ⅲ:斜率大于 1,裂缝底部受阻,缝内砂堵或端部脱砂。Ⅳ:斜率小于 0,缝高度增加、压开多条裂缝、或是遇到大规模裂缝体系。 压力导数对压力变化的敏感度提高了,用于量化缝高延伸至高应力遮挡层的程度,并实现端部脱砂的及早发现。 整个压力数据无明显的变化,压力导数在五十分钟的时候显著增加。 25分钟时压力导数增加由于支撑剂加入粘度增 加 。 4 泵注压力分析 五、 国内外压裂液技术 现状 针对意欲实施增产改造措施的各类储层在温度、渗透率、岩性、孔隙压力等方面的差异,发展出了许多不同类型的压裂液体系以适应不同的储层特性。 国外广泛使用的压裂液体系可分为水基压裂液、泡沫压裂液、油基压裂液和乳化压裂液 。 从 50年代初到 60年代初是以油基压裂液为主,而在 60年代初,以瓜尔胶稠化剂的问世,标志着现代压裂液化学的诞生 。 70年代,由于瓜尔胶化学改性 ( 如 羟丙基瓜尔胶 基 羧 甲基瓜尔胶 的成功,以及交联体系的完善 ( 由硼、锑 发展到有机 钛 、有机 锆) ,水基压裂液迅速发展,在压裂液类型占主导作用 ;随着致密气藏的开采和部分低压油井压后返排困难等因素,在 80年代泡沫压裂液技术又大规模在现场应用,取代了部分水基压裂液。 90年代 ,在国外压裂液体系中 仍是以水基压裂液为主 ( 占 65%) ,泡沫 (占 30% )、 油基、乳化压裂液 (占 5%)共存的局面。其中,在水基压裂液中,硼交联压裂液占 40% ,钛、锆 交联压裂液占 10%,未交联线性胶占 15%。 水基压裂液由聚合物稠化剂 ( 植物胶 , 如瓜尔胶、香豆胶等 ) 、交联剂、破胶剂、 菌剂、粘土稳定剂和助排 剂等组成 。水基压裂液可以分为稠化水压裂液和水冻胶压裂液,前者是水溶性聚合物配制成在环境温度下能悬浮支撑剂的粘稠液体,但是随着温度的增加,这类溶液将明显地变得稀薄。增加聚合物浓度可以减缓温度的影响,但此法费用昂贵。用交联剂取而代之的压裂液体系即水冻胶压裂液,可显著地增加聚合物的有效相对分子质量,具有粘度高、摩 5 阻低、滤失量小、能在指定的时间内破胶排液和配制简便的优点,是水基压裂液中应用较广泛的类型。胍胶是最初用于水基压裂液稠化剂的高分子聚合物之一,但在过程中并不能将胍胶与其它不溶于水的植物成份完全分离,因此在胍 胶溶液中仍有 6%~ 10%的不溶残余物。羟丙基胍胶( 胍胶的一种非离子型衍生物,通过反应改变了部分 胍胶的分子结构中引入了极性亲水基团羟丙基,使得稠化剂水溶速度加快且水合温度低、稠化能力增强、耐生物降解,不溶残余物含量仅为 2%~ 4%。由于羟丙基的取代作用使 此 150℃)中。目前,羟丙基胍胶已普遍应用于常规水基压裂液体系。总之,水基压裂液体系 具有价廉、安全、可操作性强、综合性能较好、运用范围广等特点,但潜在的问题是损害水敏性储层,以及由于残渣 、未破胶的浓缩胶和滤饼造成的导流能力损害。减少伤害、降低成本是其发展方向。 泡沫压裂液具有易返排、伤害小、携砂能力强等特点。 油基压裂液通常由烃类 ( 原油、柴油 ) 、稠化剂 ( 有机磷酸盐 ) 、交联剂 ( 偏铝酸盐 ) 和破胶剂 ( 强碱弱酸盐 ) 组成。通过两步交联法,提高了其现场可操作性和耐温能力 ( 达 130℃) 。它具有与油藏配伍性好,易返排、低伤害,适合于强水敏、低压储层,同时也存在安全性差、成本高、耐温能力较弱、滤失量大等特点。改善施工安全的可操作性,使用高效液体破胶剂是油基压裂液的发展方向。 乳化压裂液是介于水基与油基之间的 压裂液流体 。 国内压裂液技术发展前期主要引进和借鉴国外技术,其发展经历了从引进到自主研发的阶段,特别是水基压裂液技术广泛应用以来,结合国内油田的特点和前期经验,制订了一系列水基压裂的标准,发展了一系列自主知识产权的添加剂产品,形成了适合国内油气田储层措施改造的水基压裂液体系。目前,国内压裂液类型以水基压裂液为主(占 90%以上),泡沫压裂液有一定的发展(占 10%左右),其他类型的压裂液由于国内技术条件不成熟,还处于试验研究阶段。 六 、压裂液体系选择 根据压裂不同阶段对液体性能的要求,压裂液在一次施工中可能使用 一种以上性能不同的液体,其中还加有不同使用目的的添加剂。对于占总液量绝大多数的前置液及携砂液,都应具备一定的造缝能力并使裂缝壁面及填砂裂缝有足够的导流能力。因此,为了获得好的水力压裂效果,对压裂液的总体性能要求为: 1) 6 滤失少; 2)悬砂能力强; 3)摩阻低; 4)耐温耐剪切性好; 5)配伍性好; 6)低残渣; 7)易返排; 8)货源广、便于配制、价钱便宜。 羟丙基胍胶作为水基压裂液体系中一种常用的增稠剂,在国内外应用较为成熟普遍,特别适合于中高温储层压裂施工。室内根据行业标准 5764裂 用植物胶通用技术要求》 对目前国内常用的几种羟丙基胍胶产品进行了对比评价, 结果见表 4 表 4丙基瓜胶检测结果 检测项目 一级品 二级品 生产厂家 /检测结果 无锡金鑫 长庆井下 江苏昆山 山东金明 外观 淡黄色粉末 淡黄色 粉末 淡黄色 粉末 淡黄色 粉末 淡黄色 粉末 含水率( %) ≤ 10 观粘度 (30℃ ,170 ≥ 110 ≥ 105 不溶物( %) ≤ .8 联性能 交联好,能挑挂 交联好,能挑挂 交联好 ,能挑挂 交联好,能挑挂 交联好,能挑挂 流动性 好 一般 好 好 好 好 土 防膨剂 常用的粘土稳定剂或防膨剂 分为两类 :一类是无机型 ,一类为有机型。它们都是为了保持一定的阳离子交换能力使粘土稳定,其中 无机型 防膨剂 作用明显但有效期短,而有机型 防膨剂 可吸附在粘土表面 具有 耐冲刷 和 有效期长 的特点 。 压裂施工结束后要求破胶液能够快速返排,助排剂的加 入能够降低液体表面张力,从而降低流体的毛管阻力,提高排液效率 。 杀菌剂是用于抑制和杀死微生物,使配制的基液性质稳定,防止聚合物降解,同时阻止储集层内的细菌生长。 7 交联剂是水基冻胶压裂液的主要添加剂,它与高聚物形成高粘度凝胶体,使压裂液具有优良的造缝和携砂能力。水基压裂液用交联剂经过了从硼酸盐、金属锑、铝、钛、锆等有机金属交联剂到目前广泛使用的有机硼交联剂。有机钛、有机锆等交联剂耐温耐剪切性能好,但大多数有毒,对地层有不同程度的伤害,而硼交联剂对剪切不敏感,且具有价廉、清洁、无毒等 优点,因此,在水基压裂液硼交联剂具有广泛的应用前景。 无机硼 交联荆的交联机理 无机硼在上世纪 60年代后期成为植物胶类水基压裂液的主要交联剂,它主要是以硼酸盐为主,有硼砂、硼酸和四硼酸钠等,硼砂是最早使用的交联剂 。 从以上分析得出,溶液的酸碱度和硼酸根离子浓度是无机硼交联植物胶反应的主要影响因素,决定了反应速率。同时,无机硼交联的冻胶结构中,每个交联点上只有一个硼,交联强度较差,故耐温性能差,且易受剪切作用而发生破坏,剪切速率降低则重新形成和恢复原有的交联结构 。 因此,该类交联剂只能用于低温浅井 层中 。 为了克服无机硼交联剂瞬时交联产生高摩阻的缺点,从控制溶液的酸碱度和硼酸根离子浓度研究延缓交联技术。对无机硼交联压裂液在延迟交联作用方面,有较多的研究成果 。 其主要成果有 : (1)通过向无机硼压裂液体系中添加一定的活化剂来控制交联速度,制成了延缓交联无机硼压裂体系。这些活化剂的作用机理是缓慢释故碱性物质,使水解反应向有利方向进行,即逐步增加硼酸根离子浓度,以达到延迟交联的作用。 这种方式克服了用 H",能达到延缓交联的目的。 (2)利用缓溶性硼矿物作为延缓交联体系。 主要有硬硼钙石、钠硼解石、水方硼石等,因这些溯矿物具有较小的溶解度,降低了硼酸根离子的降放速率,故有效地延迟交联作用 。 破胶剂是压裂液的一种重要添加剂,其主要作用是使压裂液冻胶发生化学降解,由大分子变为小分子,有利于压后返排,减少对储集层的伤害。 常用的破胶剂包括酶、氧化剂和潜在酸。由于潜在酸可控性和配伍性均不好,应用不普遍;酶是一种较理想的破胶剂,具有破胶持续时间长,破胶彻底的优点,但受到使用温度和 约,且成本较昂贵,所以在高温井 中应用受到限制;目前,国内普遍使用的是氧化型破胶剂,高温深井作业常选用过硫酸铵及其胶囊作为冻胶破胶剂,且技术比较成熟。因此,选择过硫酸铵及其胶囊作为压裂液体系 中的 破胶剂。 8 支撑剂用于支撑张开的裂缝,以便在停泵和压裂液滤失后,形成一条通往井筒的导流通道。在裂缝内铺置适宜浓度的支撑剂和选择适宜的支撑剂类型是保证水力压裂作业成功的关键。 七 、 裂缝高度延伸机理分析 影响水力压裂裂缝高度的主要因素包括:岩石特性、油层和隔层应力差、压裂液性能、工程参数等。 ( 1)岩石特性 影响裂缝高度延伸的岩石特 性主要包括:弹性模量、波松比、孔隙度、界面强度。其中弹性模量对缝高的影响较明显,如果上下遮挡层的弹性模量高于目的层的话,将会对裂缝高度的延伸起到一定的限制作用。当遮挡层的弹性模量是目的层的 5倍时,裂缝将完全被控制在目的层内。 ( 2)地应力差 们的观点得到了理论、实验以及现场数据的支持,这些都表明地应力差是控制裂缝高度最重要的因素。 理论和实验室试验都证明地应力差比岩石性质起更主要的作用。两种物质接触附 近的裂缝行为并没有显示因物质性质不同而产生明显的影响,而显著的应力差异却能阻碍甚至中止裂缝增长。目前国内外学者的研究结果几乎一致认为,油层和隔层的水平地应力差是影响裂缝垂向延伸的主要因素。 有人指出,油层与上下隔层的应力差为 以将裂缝的垂向延伸控制在产层内,但是当油层很薄或上下隔层为弱应力层,或存在其它复杂情况时,压开的裂缝高度往往容易超出产层。 ( 3) 工程参数 影响裂缝几何形状的施工参数,包括流体的粘度和密度以及其他性能、支撑剂浓度、泵排量、压力和射孔孔眼的布置。射孔孔眼的布置可 确保裂缝在油层内产生,一旦裂缝离开井眼延伸,则岩石的性质和周围应力将再次成为控制 裂缝 的因素。 ① 排量 9 施工排量与裂缝高度的关系是排量越大,裂缝越高。不同地区由于地层情况不同,施工排量对裂缝高度的影响也不相同。通过分析总结,一般认为排量与裂缝高度具有以下关系 :  ( 1) 式中: m; m3/a, ② 压裂规模 除了施工排量、施工泵压等施工参数对裂缝高度的 控制至关重要以外,施工规模的控制也是缝高控制的重要因素之一;因为随着裂缝的不断延伸,裂缝前端的净压力由于裂缝摩阻的存在也将不断降低,当净压力低于岩石的抗张强度时,裂缝将不再继续延伸,如果此时继续泵注,将导致裂缝高度失控。因此针对具体的储层情况,对施工规模的优化也显得尤为重要。 ③ 液体性质 压裂液对缝高的影响很大,尤其是高粘度的压裂液将使缝高大幅扩展。在同样的压裂造缝面积下,裂缝越高则缝长越小,从而降低了压裂效果。压裂液粘度的变化能影响压裂液的摩阻、悬砂、滤失和返排等性能,对裂缝形成、延伸和裂缝渗透率影响很大 。根据压裂施工不同阶段的要求,对压裂液的粘度及变化实行动态控制,对获得最佳压裂效果至关重要。 ④ 净压力与缝高的关系 缝高的发展和净压力有非常敏感的关系,可以说一切可以减小净压力的方法,都可以减小缝高。据研究表明,当净压力  之比  < 本不考虑缝高的延伸,此时缝高完全被限制;当  > 高将失控。因此减小缝内净压力将可以减小裂缝高度的延伸。 2、 裂缝高 度控制技术 裂缝缝高控制技术,经过国内外学者多年室内试验和现场实践相结合的研究,取得了一些成果和认识,并形成了相应的缝高控制技术。各种研究主要从施工参数、岩石力学性质、地应力和液体性质多方面进行研究。主要的控制裂缝高度技术有:① 优化射孔 ②人工隔层技术;③变排量压裂技术;④注入非支撑剂塞控制缝高;⑤ 调整压裂液性能控制缝高 。 10 目前 在现场应用较多的缝高控制技术是优化射孔、人工隔层技术和变排量技术。但是要想达到理想的裂缝高度控制效果,目的 层上下必须有一定厚度的高应力隔层,否则很难达到理想的控制效果。 前置液比例 前置液用于压开地 层,具有造缝和降低储层温度的作用,为携砂液的进入准备裂缝空间。 对水力压裂来说,前置液量确定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。一旦前置液耗尽,裂缝可能在不渗透层中继续延伸直至支撑剂在宽度窄的裂缝内桥 塞 。这样,泵注充分的前置液是关键,才能造出所需的缝长。前置液量必须使裂缝保持足够的张开宽度,以便允许支 撑 剂进入。 另一方面,太多的前置液可能引起更多的伤害,特别是对于要求高裂缝导流能力的情况。泵注结束后,裂缝继 续延伸,在裂缝的端部附近遗留下较大的未支撑。然后压后裂缝的残余塑性流动在裂缝内可能会发生,支撑剂将被携带至端部,并最终形成较差的支撑剂分布。压后裂缝的残余塑性流动直至裂缝闭合后才会停止,这时携砂液脱水并停止了延伸。 常规施工的理想工序是前置液耗尽时支撑剂达到裂缝端部,并且这时恰好达到所需的裂缝穿透深度 。 放喷、排液时机确定 因地层存在微裂缝, 压裂改造后为了尽量减少压裂液在地层中滞留时间,降低压裂液对储层伤害,需要使压裂液尽快返出地层。但是过快的排液容易使未破胶的压裂液携带支撑剂返出,造成大量出砂,影响裂缝尤 其是近井地带的导流能力。因此需要确定最优的排液时机,既保证压裂液快速排出,又不会造成大量出砂。 放喷、排液时机由以下几项因素来确定,通常加以综合考虑得出结果。 ( 1)依据施工压降曲线,求得改造层的闭合应力和闭合时间; ( 2)在室内进行压裂液破胶性能测试 。 常规水力封隔器压裂管柱示意图: 11 按设计泵注程序进行各阶段液量的泵注。泵前置液阶段要调节好交联比,观察裂缝延伸情况;泵携砂液阶段,用 仪表车监控仪,密度计监控携砂液砂比、密度、及时调整加砂速度,定期对携砂液进行取样监控,严密注意支撑剂输送时的压力变化,若裂缝拖砂砂堵,应及时停泵处理;顶替阶段是压裂施工的最后阶段,要特别注意观察高砂比段能否顺利进行,严禁过量顶替,顶替过量,会将支撑剂推向裂缝深处,使井筒附近闭合,缝口处得不到有效的支撑,降低裂缝的导流能力。 封隔器 人工井底 水力锚 节流嘴 施工井 段: 喇叭口 9” 套管 51/2” 套管管 21/2油 管 环套空间 压裂油管井口 阀 井口压帽 压裂套管井口阀 12 八、 压裂风险及控制措施 1、地层压不开 如果在限压下无法压开地层,小排量蹩压到 限压 ,停泵,油管放压,反复低排量蹩放压缓冲试验数次,根据压力判断是否压开地层。如果能压开地层,则按泵注程序泵 注。 2、地层滤失大,加砂困难 如因 地层压开后,压裂液滤失大,应在前置液阶段 加入支撑剂段塞 ,通过段塞一方面降低近井筒摩阻,另一方面降低压裂液向地层的滤失。如果在加砂阶段,支撑剂进入地层后压力升高,为保证压力平稳,应及时降低砂比直至停止加砂,同时在设备及井下管柱可以承受的压力范围内提高施工排量。 3、封隔器漏失 如果在 做封后 封隔器出现漏失,套 管闸门出现漏水现象 ,此时应密切观察 出水量 变化情况, 如出水量很小,可以在严密观察的情况下继续施工,如出水量 仍然呈 放大 趋势,此时需停止加砂, 关闭套管阀门, 进行顶替,顶替一个井 筒容积后停泵。 然后进行反洗。如套管闸门处突然出水,且水量很大, 泵压突然下降的情况下,应及时关闭套管闸门,并立即停泵进行反洗,然后通知作业车立即起管柱。 4、 压裂泵失效 否 是 否 是 是 在压裂作业过程中 ,如果出现压裂泵失效事故,则启动以下应急程序: 1)如果剩余的压裂泵水马力能够满足继续压裂作业的需要,则 将失效的压裂泵的排量转移至其他的压裂泵,按照原设计步骤继续施工。 2)如果剩余压裂泵的水马力不能满足按原设计施工的需要,则根据井下是否发生砂堵,按照以下步骤执行: 压裂泵失效 是否有储备泵车 启动储备泵车 ,继续施工 是否开 始砂堵 停止加砂,注顶替液 根据设计能否提供足够排量 按设计完成施工 13 ①如果已经发生了砂堵,立即停止加砂,根据剩余压裂泵的水马力顶替胶液,让更多的砂粒进入地层。按砂堵应急计划处理 ②如果没有发生砂堵,则根据剩余压裂泵的作业能力决定下步作业措施: 作业监督批准后,根 据剩余压裂泵的作业能力,降低排量继续按照设计完成施工; 根据剩余压裂泵的能力顶替胶液,尽量让更多的砂粒进入地层。 5、 砂堵 如果在压裂作业过程中出现砂堵情况,则执行以下应急程序: 1)如果支撑剂没有顶入地层,则执行以下步骤: ① 停泵 ; ② 关闭井口阀门 ; ③ 高压软管泄压 ; ④ 进行返排作业,返排过程中监测油井压力 ; 2)如果支撑剂已经顶入地层,则执行以下步骤: ① 重新设置 泵车监测压力,继续顶替胶液,如果超过最大工作压力,则停泵; ; ② 关闭井口隔离阀; ③ 高压 软管泄压; ④ 进行返排作业,返排过程中监测油井压力; 6、 采集监测系统失效 在压裂作业过程中,如果发生压裂设备采集 /监测系统失效,则执行以下应急程序: 1)如果井筒内没有支撑剂,则: ①停止泵注作业; ②维修测试采集 /监测系统; ③继续施工; 2)井筒内已经泵入了支撑剂,也不能采用手动控制继续进行压裂作业,则停止加砂,进入顶替胶液作业; 14 4)井筒内已经泵入了支撑剂,但采用手动控制能够继续进行压裂作业,则执行以下步骤: ①如果能够按照原设计继续进行施工,则手动控制继续施工; ②如果不能按照原设计继续 施工,调整设计也满足不了无法施工,则停止加砂,进入顶替胶液作业; ③如果不能按照原设计继续施工,但调整设计后能够继续施工,则: 交作业监督审批,通过后手动控制继续施工; 交作业监督审批,如果作业监督没有批准,则停止加砂,进入顶替作业; 7、 压裂高压管线泄漏 在压裂作业过程中,如果发生高压管线泄漏,则执行以下措施: 1)如果还没有开始加砂作业,则: ①停止压裂作业; ②泄压,更换管线,试压; ③继续施工; 2)如果已经 开始加砂,但管线能被旁通,则旁通问题管线,继续按 设计施工; 3)如果该管线不能被旁通,则停止压裂作业; 4)关闭井口阀门; 5)地面管线泄压; 6)根据施工进程,进行下步作业: ①如果在加砂途中发生管线泄漏,则开始返排作业; ②如果是在顶替胶液的过程中管线出现泄漏,则执行以下步骤: 更换管线并试压,试压合格后继续顶替; 开始返排作业。 8、 压裂低压管线泄漏 在压裂作业过程中,如果发生低压管线泄漏,则执行以下措施: 1)如果还没有开始加砂作业,则: ①停止压裂作业; 15 ②更换 管线; ③继续施工; 2)如果已经开始加砂,但管线能被旁通,则旁通问题管线,继续按设计施工;(压裂领队) 3)如果该管线不能被旁通,则停止压裂作业; 4)根据施工进程,进行下步作业: ①如果在加砂途中发生管线泄漏,则通知开始返排作业; ②如果是在顶替胶液的过程中管线出现泄漏,则执行以下步骤: 更换管线,然后继续顶替胶液; 立即通知开始返排作业。 压裂施工连接流程示意图 1、 橘黄色线条为低替出口。 2、 红色线条为高压管线。 3、 蓝色线条为低压上水管线。 4、 储液罐内为活性水及反洗液。 5、 仪表车停车位置最好能观察到井口。 6、 虚线为仪表控制线。 井口 井 井 井 井 储 液 罐 污水池 压裂泵车 压裂泵车 混砂车 仪表车 砂车 液罐车 液罐车 液罐车 交联剂车 16 酸化压裂技术状况 1 目前常用酸压的特点 酸压是碳酸盐岩、石灰岩、白云岩、白云质灰岩等储层改造的重要增产措施之一。随着碳酸盐岩储层的深入开发,酸压得到越来越广泛的应用,取得了较好的增产效果。但对一些岩性特殊、复杂,物性极差,低渗透、天然裂缝性的油藏效果还不是很理想。虽然稠化酸、乳化酸、泡沫酸等酸液体系和一些新工艺的应用有助于解决这一问题,但总体来说目前酸压使用的酸液体系存在粘度低 (不利于压裂工作液的控滤失 )、与地层岩石反应较快 (尤其是中、 高温油气藏 )、酸蚀裂缝长度有限、穿透力差 (从而造成酸的刻蚀方式差,布酸时酸的波及率低 ),等无法深度改造储层,酸压后递减快的缺点。 2 国内外酸压技术的发展应用概况 目前国内外已相继研制开发出酸液缓蚀剂、缓速剂、粘土稳定剂和铁离子稳定剂等产品系列,并在此基础上配套开发出低伤害、多功能的缓速、降滤失的酸液体系,提高了酸化成功率,但遗憾的是对低渗透地层的高温深井,酸岩反应速度过快和酸液有效作用距离短的问题并没有得到很好解决。盐酸和土酸是目前最常见的酸化工作介质,都为强酸,在地层条件下与碳酸盐的反应速度极快,导致大部 分酸液消耗在近井地层,而纵深部分却得不到充分酸化,酸液穿透距离有限。美国 司曾在油田的板深 4 井实施的酸压施工,钻采院也在乌深 1 井实施过多级注入酸压技术,几次施工都没有取得成功。其原因不是设计和施工的问题,而是由于所采用的酸液体系无法达到深部酸压的要求。而国外公司 在总结沙特东部 , 气藏前期压裂及酸化失败的基础上,提出了新型的缓速胶凝酸体系,实施闭合酸压工艺并取得成功。可见,作为酸压技术重要组成部分的酸化工 作液体系,其性能的好坏将直接决定酸压施工效果的好坏。因此,开展新型胶凝剂和酸压工作液体系的研究就显得更为重要了。 化工作液 凝酸 胶凝酸是一种高分子溶液,属于亲液溶胶,具有很高的粘度。胶凝酸的主要技术特点是在酸化液中加入高分子聚合物 (胶凝剂 )后,使之成为亲液溶胶而降低H+的扩散速度,从而降低酸岩反应速度及酸液滤失速度,增加活性酸穿透距离,达到深度酸化目的。 国外 司研制出了系列胶凝酸 , 司研制出 凝剂,司研制出 列胶凝剂。国内 中国石油勘探开发科学研究院、四川石油管理局天然气研究院、胜利采油院等单位也进行了胶凝酸配方研究和现场应用,己经研究出适用于中、高温井 (60裂酸化的油井用胶凝酸配方和气井用胶凝酸配方及一系列配套技术,并在注入工艺方面成功地采用了前置液十胶凝酸、前置液 +胶凝酸 +常规酸等技术。并在大港油田、冀东油田、长庆油田、辽河油田、四川油田等油田的砂岩和碳酸岩盐地层进行了岩体酸化和压裂酸化施工实践,经百余井次现场施工资料表明,胶凝酸明显地减缓了酸岩反应速度,增大了酸化作用半径,延伸了裂缝长度,有效地解除了井筒 中水锁、乳堵以及其他堵塞,沟通了油气通道,提高了酸化效果。 化酸 乳化酸是国外在 70 年代开发应用的一种酸化工作液,尤其适用于低渗透碳 17 酸盐岩油气藏的深度酸化改造和强化增产作业。乳化酸多为在乳化剂及其助剂作用下,用酸 (盐酸、氢氟酸或它们的混合酸 )和油 (原油或原油馏分 )按一定比例配制而成,它依靠油对酸的包裹作用,有效地阻挡 H+的扩散和运移,以减缓酸与岩层的反应和降低酸反应速度,实现酸的深度穿透。与普通酸液相比,它具有反应速率小、有效作用时间和距离长、腐蚀速率小的特点。 沫酸和胶束酸 泡沫酸 是用充气或气化了的酸液来代替常规酸液,以降低酸岩反应速率,实现深穿透。泡沫酸由酸液、气体、起泡剂、稳泡剂、水溶性聚合物等组成,它含液量低、表观粘度高、滤失量小,可有效地减缓酸岩反应速率并迅速返排。国外在 90 年代中期,又开发出新型泡沫酸,它除含有部分水解聚丙烯酞胺和负电性的多糖外,还含有丙三醇、异丙醇类互溶剂和氯氮化钱类粘土稳定剂。 胶束酸是国外近些年发展起来的一种多功能酸液,它借助在基酸中加入一种性能优良的酸液胶束剂,使离子或分子发生缔合作用,形成酸液胶束体系,从而使酸液具有较低的界面张力,防乳破乳能力,以 悬浮地层中的酸不溶物微粒,解除地层水锁,降低毛细管阻力,促进残液返排和延缓酸岩反应,扩大酸液波及范围,提高酸化效率。 生酸 自生酸是指地层条件下能产生酸的物质,不同的自生酸可以产生 用自生酸可用常规油井设备作业,酸化高温油气层时,能有效地延缓酸液对管柱、井下工具的腐蚀。 90 年代以来,石油勘探开发科学研究院、吉林油田等先后开发出磷酸 /氢氟酸体系 (四氯化碳体系、 系等自生酸工作液,应用于现场取得了成效。在 90 年代中期, 司研制开发出一种新型砂岩酸 ,它通过利用磷酸络合物 (代 解氟盐,产生磷酸胺和氢氟酸来酸化地层。该酸具有与粘土反应速度慢、溶解石英能力强、和石英有较高反应速度的优点。经在多个国家进行试验证明 :该酸腐蚀程度小,使用安全,在酸耗尽后还兼有分散剂和鳌合剂的功能,能抑制近井地带沉淀物的生成。
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