压裂液流变性研究的新进展

在对压裂工艺有影响的压裂液诸多性能中,最为主要的是压裂液的流变性,它涉及到压裂过程中压裂液的稳定性、悬浮能力、摩阻计算等最重要的参数设计。综合调研有关压裂液流变学的文献,介绍了目前压裂施工用的各种压裂液,实验室采用的模拟现场井筒条件预测摩阻压力的方法,以及如何应用实验模拟数据预测井筒的水力学动态和压裂液的流变性。但在压裂液弹性特征、动态特征和支撑剂在动态条件下的传递与沉降方面认识不断深入。还应开展     

准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂液流变性分析

针对准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂施工中使用的KCl加重压裂液,本文利用实验测定了压裂液的流变性。实验得出,当前准噶尔盆地致密碎屑岩储层开采所使用的压裂液具有高粘度,抗剪切能力强,耐高温,交联性好的特点。其性能优劣的主要受羟丙基胍胶（GHPG）的浓度以及交联比的大小的影响。此外,本文还将其性能与常规压裂液性能进行了比较,对比显示出其在携砂能力方面具有较强的优越性。     

压裂液流变性研究的新进展

在对压裂工艺有影响的压裂液诸多性能中 ,最为主要的是压裂液的流变性 .它涉及到压裂过程中压裂液的稳定性、悬浮能力、摩阻计算等最重要的参数设计 .综合调研有关压裂液流变学的文献 ,介绍了目前压裂施工用的各种压裂液 ,实验室采用的模拟现场井筒条件预测摩阻压力的方法 ,以及如何应用实验模拟数据预测井筒的水力学动态和压裂液的流变性 .但在压裂液弹性特征、动态特征和支撑剂在动态条件下的传递与沉降方面认识不够深入 .还应开展模拟现场条件下的实际动态特性及压裂液的化学特性和结构研究 ,完善分析和评价压裂液的现场模拟程序 .     

锆冻胶压裂液的高温性能

本文用测定突破真空度的方法评价了无机锆冻胶压裂液的高温性能,研究了这种冻胶作为高温压裂液的各种影响因素。从对比实验证明,这种压裂液具有成本低、易配制、高温稳定、能自动破胶、破胶后残液无残渣,并有粘土防膨性能等特点,是一种理想的高温压裂液。     

力竭性运动影响血液流变性的相关因素分析

观察了一次性递增负荷至力竭运动对血液流变性的影响,同时测定心率、血乳酸、血氧饱和度、血清丙二醛和最大吸氧量等指标,并对血液流变学指标与最大吸氧量、血乳酸、心率等指标进行相关分析.发现:力竭运动引起全血粘度、血浆粘度增加等血液流变性质的改变,运动后心率、血乳酸、血氧饱和度、血清丙二醛浓度的变化与血液流变性改变密切相关.     

高温压裂液对低流度型致密油压裂水平井产量影响因素模拟研究——以新疆昌吉J3水平井为例

高温压裂液技术对低流度型致密油起到降稠、有效避免储层冷伤害的作用,为找到不同压裂施工参数对低流度致密油开发效果的影响,建立井筒温度场模型和模拟压裂液的注入反排过程,得到精确的井筒温度场,并计算出高温压裂液从井口到井底的温度变化、各压裂施工参数对于生产过程的影响。研究后认为,低于54℃的高温压裂液从地面到达井底会升温,反之会降温;随压裂液温度的升高,初期能有效增产,随时间增长,增产效果下降;原油黏度对压裂液温度越敏感,高温压裂液的增产效果越明显,并随压裂液的温度增高,增产效果越好;注入高温压裂液后,关井时间越长,获得的累计产油量越小,但日产油量在关井半年时间能获得最大值。     

基于大数据挖掘技术的页岩气井压裂液产出规律分析

为了准确分析页岩气井压裂液产出规律,通过大数据的筛选和分析对影响页岩气井生产的26个因素进行得分排序,得出影响页岩气气井压裂液产出率的主控因素为地质储量、平均单段砂量、孔隙度、A靶点和B靶点深度。通过主成分分析和多元线性回归建立气井压裂液产出规律预测数学模型,计算表明,压裂液产出率的预测值与实际生产数据相比,预测精确度在90%。     

聚乙烯醇压裂液有机硼交联剂YL-J的合成及应用

合成了一种适用于聚乙烯醇压裂液的有机硼交联剂YL-J.确定最佳合成条件为:硼砂质量分数20％,丙三醇25％,二乙醇胺30％,氢氧化钠1％～5％,反应时间4.Oh,反应温度80℃.流变实验表明,交联剂YL-J与聚乙烯醇稠化剂交联产生的冻胶在80℃剪切速率为170 s-1下连续剪切3600s,压裂液黏度250 mPa·s.静态悬砂实验表明,该压裂液体系具有较好的携砂性,砂子的沉降速度低于0.18 mm/s.破胶实验表明,聚乙烯醇压裂液破胶液黏度为2.3 mPa·s,低于油田要求的10 mPa·s,残渣质量浓度为79 mg/L.实验结果表明,有机硼交联剂YL-J交联的聚乙烯醇压裂液完全能满足压裂现场施工的要求.     

影响磷酸酯铝类油基冻胶压裂液性能的因素

研究了不同交联比（ＮａＡｌＯ２交联剂／ＰＥ９２磷酸酯胶凝剂）对ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值以及对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液粘度的影响,并探讨了硫酸的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比、最佳交联ｐＨ值以及其耐温能力的影响．结果表明：（１）ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值随着交联比的增大而增大;（２）磷酸酯铝类油基冻胶压裂液最佳交联ｐＨ值为４４０～４．６０;（３）硫酸的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联ｐＨ值没有影响,但磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比随着硫酸浓度的增大而增大;（４）在磷酸酯铝类油基冻胶压裂液中加入硫酸后,可以使其耐温能力提高１８℃左右．     

新型超高温压裂液的流变性能

利用羟丙基瓜胶和部分水解聚丙烯酰胺为复合增稠剂,引入具有延缓释放功能有机锆作为交联剂,开发新型超高温水基压裂液,并考察其流变性能。结果表明:引入复合增稠剂和具有延缓释放功能有机锆,能优化压裂液交联网络的结构;引入具有延缓释放功能有机锆使得压裂液在高温剪切过程中产生二次交联,从而极大提高压裂液的温黏性;在恒温200℃和剪切速率170 s-1条件下,连续剪切2 h以上,压裂液的剪切黏度大于80 mPa.s,可满足大庆油田4.7～5.0 km深层致密高温气藏增产改造的需要。     

高压气井压井井筒温度场预测与影响因素分析

从反循环压井工艺特点出发,以质量守恒、动量守恒和能量守恒为理论基础,推导出反循环压井过程井筒温度场计算模型,并对压井液入口温度、压井液密度、循环时间、压井液排量、压井液导热系数、井深等对反循环压井过程中井筒温度场的影响进行分析.结果表明:随井深增加、压井液入口温度提高、压井液排量减小、循环时间缩短、压井液导热系数增大、压井液密度减小,井筒温度线向高温偏移,反之井筒温度线向低温偏移;调整压井液排量和压井液入口温度是改善井筒温度场最有效的途径.     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm³的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm³的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。     

High efficiency linear compressor driven pulse tube cryocooler operating in liquid nitrogen temperature

The inertance tube is one of the key components of a pulse tube cryocooler. It has great influence not only on the efficiency of the pulse tube cryocooler, but also on the efficiency of the linear compressor. Meanwhile, it is very difficult to predict the impedance of an inertance tube because of the turbulent flow. In this paper, using a quasi-turbulent model, the inertance tube is optimized to match a linear compressor driven pulse tube cryocooler. Experimental results show that this model can predict the impedance quite well. With 127 W input electric power, the pulse tube cryocooler obtains 9.4 W cooling power at a temperature of 77 K. The relative Carnot efficiency of the whole system reaches 19.8%.     

PVT分离实验分离器气影响因素分析

针对在产量鉴定测试(Production Vertfication Test,PVT)分析分离实验过程中,对于气油比低的井下原油样品一级分离器气组成存在异常的情况,采用chandler3000GL型PVT仪进行大量室内实验。对影响一级分离器气组成的影响因素进行分析,得出在实验中采用的分离器保压氦气是影响一级分离器气体组成的主要因素。在此基础上对目前的实验方法进行了完善,解决了目前实验中存在的问题。并对日后PVT实验分析方法提供了参考依据。     

深部油气勘探用高温压电陶瓷材料研制及产业化

深部油气资源的勘探与开发已成为当今解决石油资源短缺的一个重要途径。多极子阵列声波测井仪(MPAL)是新一代声波测井仪器。但目前国内多极子阵列声波测井仪一般只能用到150℃左右的环境温度,远远不能满足深部(大于5000米)油气勘探的需要。多年来,高温高稳定压电陶瓷材料难以取得实质性突破一直是制约我国高端声波测井仪器发展的主要技术瓶颈。中国科学院上海硅酸盐研究所针对锆钛酸铅〔Pb(Zr1-x Ti x)O3,PZT〕和偏铌酸铅(Pb Nb2O6)两类压电陶瓷在高温应用中急需突破的技术难题,开展了压电陶瓷组成设计新方法研究和制备技术创新研究,经过多年的持续攻关,成功研制出了具有完全自主知识产权的高温高稳定PZT和Pb Nb2O6压电陶瓷,满足了声波测井仪器深部油气勘探的需求,并取得了一系列创新性成果,推动了我国声波测井的技术进步。     

高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数

通过对高温条件下高钢级套管进行室内试验,得到了Q125、V140和V150套管屈服和抗拉强度值,并引入强度折减系数,回归出高温条件下相应强度折减系数计算公式.为了满足油田实际设计需要,给出了高钢级套管在150℃和200℃下的统一强度折减系数推荐值,并被中国石油天然气行业标准采纳,推广应用于高温下套管柱设计.根据试验结果及回归公式,对中国西部某深井套管柱进行了设计校核和安全评价.计算结果表明:本文试验结果和回归公式具有很好的通用性,可以满足现场工程需求;高钢级套管屈服强度和抗拉强度随温度增加而显著降低,且屈服强度降低幅度要大于抗拉强度,建议在高温井套管柱设计过程中要考虑温度对管材性能降低的影响.     

高温高压复杂井身结构气井井筒温度计算方法

 西气东输的气源井以高温高压气井为主,气井生产依赖于井底温度和压力,生产过程中温度起着重要的作用。为了确保高温高压气井的正常生产,必须对井筒温度压力进行深入研究。井筒压力的研究已有较为成熟的结果,但对井底温度的研究还很不成熟,尤其是井身结构对井筒温度的影响国内外尚未见报道。本文基于Ramey经典井筒温度计算模型建立了两种考虑复杂井身结构井的井筒温度分布计算模型,即在复杂井筒条件下从井底到井口的温度计算模型和从井口到井底的温度计算模型。通过与实测资料对比,给出了计算模型的误差对比,分析了井身结构对井筒温度分布计算的影响。研究结果表明,从井底到井口的温度分布模型计算结果优于从井口到井底的温度分布模型。     

高温高压高产超深凝析气井地面工艺流程系统

柯深101井是一口高温、高压、高产、超深凝析气井,井深6850m,地层温度148.9℃,地层压力高达121.14MPa,最高日产气213619m3／d,油126.75 t／d。地面工艺流程系统涉及多门学科,技术难度大。针对其异常高温高压含蜡特点,提出了“一用一备”的地面流程方式,实行远程控制,数据采集与生产管理。解决了流程复杂的问题,降低了管理风险和难度。实践证明：该井地面工艺流程是安全可靠和可行的。对超深、超高压油气井的勘探开发具有重要意义。     

深井、高温、高矿化度泡沫排水采气技术研究

为解决川东气田深井、高温、高矿化度气井泡沫排水采气问题 ,研制了 SPI-C1 1 (A) ,SPI-C1 1 (B)型起泡剂。通过现场实验证明 :研制的 SPI-C1 1 (A) ,SPI-C1 1 (B)型起泡技术指标先进 ,助采效果好 ,适合川东气田深井、高温、高矿化度条件 ,且价格低 ,有利于降低成本 ,提高经济效益。