石油压裂沙供应,石河子石油压裂沙,承德神通铸材

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1、混合压裂技术(Hybrid Fracturing)

清水压裂虽造缝能力强、经济成本低，但页岩储层中的强滤失使压开裂缝易于闭合，需通过高排量弥补压裂液滤失量，因此对泵注要求和水资源的需求较高。由于清水压裂携砂能力差，裂缝宽度难以保持，近井筒地带易砂堵，采用小粒径支撑剂降低沉降速度则易使裂缝在高地层压力下重新闭合，影响了清水压裂的增产改造效果(图1)。混合压裂的出现显著改善了清水压裂滤失高、黏度低和携砂能力差的缺陷，其可以泵入更大粒度的支撑剂，增加裂缝宽度，降低储层伤害。

混合压裂技术的施工流程是先泵入滑溜水，利用清水的强造缝能力产生长裂缝，再泵入交联凝胶前置液，最后利用凝胶和一定粒径支撑剂的混合液在先前形成的长裂缝中发生黏滞指进，减缓支撑剂沉降，确保裂缝导流能力。

混合压裂的技术特点是能够获得比普通清水压裂更长的有效裂缝，具有更好的携砂能力和较低的滤失。储层伤害方面，混合压裂技术介于清水压裂和凝胶压裂之间，伤害程度明显小于交联凝胶压裂，且可节约部分用水量。

该技术在Barnett页岩黏土含量较高的地区应用，显示单井产量可提高27.7%。阿纳达科石油公司在美国Haynesville页岩气开发中采用压裂诊断技术来对比混合压裂和清水压裂的应用效果。结果显示，小规模清水压裂的平均有效裂缝半长为25

m，混合压裂后有效裂缝半长为75

m。因此，采用混合压裂可显著增长裂缝，提高裂缝影响范围。

贝克休斯公司在俄克拉荷马州Anadarko盆地Atoka地层同时采用清水压裂和混合压裂进行施工，结果显示在18次清水压裂中，7次成功，2次砂堵中断，9次脱砂。而14次混合压裂中，12次成功，2次发生洗井时脱砂，仅5.37 m3压裂液未成功泵入。对Atoka层段完井的A、B两井试验性作业结果分析，储层厚度都在13

m左右，A井清水压裂，B井混合压裂

2、纤维压裂技术(Fiber

FRAC Fracturing)

清水压裂技术普遍存在水力裂缝中支撑剂充填不到位，渗透率不达标的问题。究其原因，一是水力裂缝宽度不够，支撑剂嵌入困难;二是压裂液携砂能力不足，支撑剂自混合液中快速沉淀、聚集在井周裂缝底部。为克服上述难题，延长支撑剂悬浮时间，斯伦贝谢等公司采用新型纤维基压裂液(FiberFRAC)作为页岩气压裂主剂，有效地改善了上述问题

纤维压裂技术的工艺原理是在压裂液中加入纤维(或光纤)类物质使石英砂等支撑剂在压裂过程中保持悬浮态，裂缝闭合时能改善支撑效果，有些纤维结构可在压裂结束后自动溶解，从而进一步提高改造缝的导流能力。

纤维压裂技术的优点是：

①良好的悬砂性能，提高支撑剂运至裂缝尖端的比例，改善裂缝导流能力(图2);

②避免支撑剂过早沉降，改善裂缝闭合时支撑剂半充填造成的效率低下问题(图2);

③设备需求简单，成本优势显著。

不足之处在于纤维聚合物较清水压裂对储层伤害率略高，压裂质量控制方面有待完善。

可降解纤维压裂技术适合在低弹性模量、弱脆性、浅埋藏页岩储层中使用，配合滑溜水基液和轻质支撑剂效果更好。

纤维压裂在北美致密气藏开采中表现优异。墨西哥国家石油公司在开发Burgos盆地Wilcox 4致密砂岩气时对比了常规清水压裂和纤维压裂的生产效果。选用2口临近井配对，A井用常规清水压裂，石油压裂沙供应，压裂液密度为3.6

g/cm3，泵入支撑剂(陶粒)113 t;B井用纤维压裂，以5.57

m3/min速度泵入支撑剂(陶粒)93 t。两井均返排1周，B井产气能力是A井的7倍以上

该技术在美国Barnett页岩气开发过程中也多有应用，并表现出极大的改造优势。与传统清水压裂相比，纤维压裂的有效裂缝体积更大，改造效果更明显，投产后日产量明显高于传统方法。Barnett地区2口对比井分析结果显示，纤维压裂井产能是清水压裂井的2倍左右，120 d产气量提高80×10 4m3。

3、通道压裂技术(HiWAY

Channel Fracturing)

页岩气储层黏土矿物以蒙脱石、伊利石为主，水化作用下强度易降低，支撑剂嵌入水力裂缝后常为点接触，塑性形变易导致裂缝闭合。清水压裂技术多通过提高支撑剂磨圆度、强度，降低支撑剂破碎与凝胶吸附等提高裂缝导流能力，但无法避免支撑剂堆积和脱出造成的导流能力降低。

通道压裂技术主要由斯伦贝谢公司设计研发并于2010年推出。该技术整合了完井、填砂、导流和质量控制技术，石油压裂沙批发价，在水力裂缝中聚集支撑剂创造无限导流能力的通道，形成复杂而稳定的油气渗流，使油气产量和采收率最1大化。通道压裂技术创造出来的裂缝有更高的导流能力，不受支撑剂渗透性的影响，油气不通过充填层，经由高导流通道进入井筒，这些通道从井筒一直延伸到裂缝尖端，增加了裂缝的有效长度，从根本上改变了裂缝导流能力

通道压裂技术施工时，通过专业混配设备和操控系统将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下，泵送完成后支撑剂收缩成柱，保持裂缝开启，高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接(图4)。压裂液中除混入支撑剂还将掺入特1制纤维材料，用以防止泵注时支撑剂分散，提高携砂、悬砂能力。压裂过程采用专业模拟软件监测泵入速率、脉冲频率和加砂比等参数。通道压裂与清水压裂技术相比最1大的革新在于支撑剂起到阻止裂缝闭合，而非疏导中介的作用，避免了支撑剂粉碎、压扁、流体伤害和非达西渗流对裂缝导流的影响。

该技术主要优点：

①可显著提高最终采收率，石油压裂沙产地，降低人工举升成本;

②优化支撑剂嵌入位置，降低采油气过程中的生产阻力;

③减少清水(50%以上)和支撑剂(30%以上)用量;

④减少裂缝壁面伤害;

⑤应用范围较广，可适应直井、水平井的单级或多级压裂需求，储层温度38～163℃间均可应用。

目前，斯伦贝谢公司已将通道压裂技术用于10多个国家的近3000段压裂作业中，向超过30个公司提供该服务。阿根廷国家石油(YPF)公司将此技术用在晚侏罗系Eolian储层二次改造上，结果显示通道压裂显著减少了返排时间，增加了水力裂缝有效半长，提高了压裂液回收比率，大幅度增加了油气产量。对比分析发现，与清水压裂技术相比(初期日产气为15.3×10

4m3/d)，通道压裂技术改造后(23.2×10

4m3/d)初期日产气提高了53%。

按照已有的2 a生产数据计算，通道压裂技术处理后，单井采收率在10

a间可提高15%以上，平均单井产气量达2.8×107m3。此外，为改善水平井多级压裂效果，提高最终采收率，Petrohawk公司在Eagle

Ford页岩气开发时也应用了通道压裂技术，结果显示改造效果显著增强，页岩气渗流通道稳定、高效，与配对井(清水压裂)对比，初期日产气提高37%，最终采收率提高25%～90%。Petrohawk公司首席运营官兼总裁Dick

Stoneburner透露，已将斯伦贝谢公司承接的所有Eagle

Ford页岩气开发业务转为通道压裂技术进行开发。

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一. 涂层表面脱落

装配过程中，操作者用风管吹型腔内浮砂时，涂料层表面偶尔会脱落。

原因：

1.涂层强度低。

2.涂料层与层之间没有充分结合，形成一个整体。

措施：

1. 涂料中的粘结剂用量较小容易造成涂层强度不够，所以要提高粘结剂在涂料中的比例。

2. 涂料没有充分燃烧造成易影响层与层之间的结合。对于3吨以上铸件容易发生涂层表面脱落现象，只要合理控制点火时间就能解决这方面问题，一般上箱流涂后3-5秒点火为宜，下箱流涂后5-7秒点火最1好。也可采用煤气火烘烤的方式，但时间不能过长，否则涂层会发生裂纹。

二.铸件粘砂

原因：涂料耐火度不够，涂层或砂型与高温金属液接触发生化学反应，使铸件表面形成一种极难清理的物质，通常称为粘砂，流涂法也会产生粘砂现象。

措施：

1.改变涂料骨料成分，提高涂料耐火度选择高铝矾土粉，锆石粉等耐火填料。

2.增加涂层厚度，但厚度不能超过涂层厚度要求的最1大值 ，过厚会产生涂料皮等铸造缺陷。

3.提高流涂涂料波美度，最1高不超过28，否则流动性会降低。

4.有些铸件局部存在过热现象，流涂极易粘砂，在流涂前在热节位置涂刷耐火度高的涂料，能够有效的防止粘砂。

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