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文章编号：1008-2336（2021）01-0022-05海上水平井分段压裂技术现状与展望杜福云1，黄 杰1，阮新芳2，高彦才1，袁 征1（1. 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459；2. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300450）摘 要 ： 受海上油气生产平台面积有限、设备作业日费高、作业安全风险大等因素影响，诸多陆地成熟的水平井分段压裂技术在海上油田无法得到应用，海上水平井分段压裂技术发展水平也远低于陆地油田。
该论文详细分析了海上水平井分段压裂需求特点，明确了海上水平井分段压裂技术需求方向。
广泛调研巴西、西非、北海以及国内等海上油气田水平井压裂施工情况，梳理出目前海上水平井压裂分段工艺类型、施工作业模式以及海水基压裂液、压裂船等配套技术发展情况。
为更好解决海上水平井压裂经济效益不理想的现状，从压裂方案设计优化、水平井分段压裂工具改进、海水基压裂液体系升级三方面展望了海上水平井压裂技术发展趋势，对今后海上水平井分段压裂改造具有指导意义。
关键词 ： 生产平台 ；水平井压裂 ；裸眼封隔器 ；压裂船中图分类号 ： TE357.1 文献标识码 ： A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.022Status and Prospect of Offshore Horizontal Well Staged Fracturing TechnologyDU Fuyun 1, HUANG Jie 1, RUAN Xinfang 2, GAO Yancai 1, YUAN Zheng1（1. Oilfield Production Department, China Oilfield Services Limited, Tianjin, 300459, China;2. Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300450, China ）Abstract: Affected by factors such as limited area of the offshore construction platform, high daily cost of equipment operation and high safety risk, many mature horizontal well staged fracturing technologies on land can ′t be applied in offshore oilfields. The development level of staged fracturing technology for offshore horizontal wells is also much lower than land oil fields. In this paper,the characteristics of offshore horizontal well fracturing demand are analyzed, and offshore horizontal well fracturing technology direction is clarified. The horizontal well fracturing operation in Brazil, West Africa, North Sea and other offshore oil and gas fields has been extensively investigated. The types of fracturing segmentation technology, operation modes and the development of supporting technologies such as seawater-based hydraulic fracturing fluids and fracturing ships have been sorted out. In order to better solve the unsatisfactory economic benefits of offshore horizontal wells fracturing, the development trend of fracturing technology for offshore horizontal wells is prospected in three aspects: optimization of fracturing parameters design, improvement of staged fracturing tools for horizontal wells and upgrading of seawater-based fracturing fluid. Apparently, it has guiding significance for offshore horizontal well fracturing in the future.Keywords: production platform; horizontal well fracturing; open hole packer; fracturing ships水平井分段压裂技术作为低渗油气藏开发的最有效手段之一，可增大油藏的泄流面积，改变流体在油藏中的渗流机理和方式，已在陆地低渗油气藏以及页岩气、致密气等非常规油气开发中取得了规模应用。
连续混配技术在陇东油田的推广及应用摘要:连续混配技术已经被在全国各大油田广泛应用,该项技术逐渐在长庆油田逐步得到应用,陇东区域于2009年对该项技术进行了再次应用和推广,完善了以前的不足,本文对压裂混配装置的结构原理及现场应用情况进行了详细介绍。
压裂液连续混配技术改变了传统的压裂生产组织形式,该装置使用简单、方便,尤其降低了成本,并可减排降耗,产生了不可估量的经济效益,提高了企业市场化运作的核心竞争力。
关键词:连续混配压裂液经济效益竞争力长庆油田陇东片油区下辖七县一区,范围大面积广,各地水质差异较大,一定程度上影响了压裂施工质量,为此研制出压裂液现场连续混配装置,做到现场配液现场应用,有效的提高了压裂施工质量,减少废液回收量,降低了成本,减少了能耗。
1 混配装置工作原理1.1 车载结构压裂液现场混配装置的构成:底盘车、柴油机离心泵橇、吸入装置、压裂液混合罐、水合罐、低压管汇、管线阀门组、液罐等,具体包括高能恒压混合系统、粉体计量系统、液舔系统、液压系统、动力系统、混配系统、气路系统和自动控制系统。
1.2 工作流程柴油机带动离心泵运转,打开液罐1液体(基液)经低压管汇1进入吸入装置,浓缩压裂液罐、化工药品罐内的化工原料通过吸入装置进入循环管线,再经离心泵注入液罐l进行循环。
当液罐1满足技术要求后关闭,再陆续打开液罐2、液罐3、液罐4、液罐5重复配置,直到配液完成。
然后调整流程阀门组使配置好的压裂液进入低压管汇2,进入混砂装置,通过泵车组注入井口内,进行压裂施工。
在整个配置过程中吸入装置是核心部件。
1.3 胍胶粉吸入装置结构原理理论依据:伯努力方程流体在水平的流管中做稳定流动时,流管中心的那一条流线在过截面A点的压强PA=ρgHa,过截面C点的压强PC=ρgHC;取通过那一条流线的水平面为高度参考面,从伯努力方程中可得:由连续方程得:联合(1）式和(2）式可以推导出:公式里:Pa为A截面处的压力;Aa为A截面处的截面积;Pc为C截面处的压力;AC为C截面处的截面积;νa为A截面处流体的流速;νc为C截面处流体的流速;ρ为压裂液密度；g为重力加速度A处截面面积Aa大于C处截面面积Cc,即:Aa>Cc,公式(3）左边,说明Pa>Pc,公式右边不难看出,Ac越小,公式右边的值越大,Pc就越小,当Pc小到比当地大气压Pa还要小时,假使在C处的管壁凿一小洞,里面的液体并不会流出来,相反外面的空气反而会被大气压压到管子里去。
海洋钻井平台压裂返排液处理装置的研制及应用摘要：针对海洋钻井平台，研制了一套压裂返排液处理装置的撬装设备，介绍了工艺流程及设备组成，原理，设备特点，先进性和创新点。
现场使用结果数据表明，该设备处理后的水质达到GB4914-2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》，GB8978-1996《污水综合排放标准》。
该装置占地面积小，处理效率高。
关键词：海洋钻井平台压裂返排液引言压裂是油气井增产的主要措施之一，为各油田普遍采用。
常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基压裂液为主。
压裂施工后所产生的压裂废液主要有施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水；压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，以及施工剩余的压裂原胶液（基液）。
压裂废液组成复杂，与压裂液种类、地层性质等有关。
海洋钻井平台压裂返排液处理装置采用压裂返排液直排环保处理组合工艺、磁性破乳剂和正电纳米LDHs絮凝剂技术、微纳气泡处理技术、臭氧催化氧化技术（HCO）、微生物膜处理工艺等技术，可实现压裂返排液高效无害化绿色处理。
1工艺和设备1.1工艺流程图1.2设备组成及原理海上钻井平台压裂返排液处理装置，主要由混凝沉淀撬、固液分离撬、气浮除油撬、催化氧化撬、多介质过滤和过滤膜撬组成。
设备平面布置图1.3设备特点海洋钻井平台压裂返排液处理装置采用了先进的技术，主要体现在：（1）运用微纳气泡处理法，将微纳气泡通入污水液面下距容器底部8~20cm 处，气泡平均直径为537nm，以1~2升气/（升水·小时）的通气率处理2~6小时，利用微纳气泡破裂时产生的·OH自由基，有利于降解污水中的有机物，能够进行破乳、聚集和促使离子间的反应，可以明显降低油含量、悬浮物含量和矿化度，创新性的将该技术应用于石油污水处理过程，采用改法处理后其矿化度、含油量和悬浮物含量均明显降低，配制的聚合物驱油体系粘度比处理前明显提高，因此可代替清水用于配制聚合物驱油体系，既可解决了污水的环境污染问题，又节省了淡水资源。
2017年03月压裂返排液处理剂配方实验评价宋宪实(吉林师范大学化学学院，吉林四平136000）摘要：压裂返排液的二次利用是解决环境污染和联合站处理压力大等问题的有效途径。
在已工业应用的钻井污水处理工艺基础上，研制了压裂返排液处理剂。
基本配方为：0.1%APS处理剂+0.30%阻垢剂+0.40%金属离子螯合剂+0.20%杀菌剂。
返排液经钻井污水处理装置处理后，添加该处理剂，开展实验评价。
关键词：压裂；返排液；重复利用；处理剂该处理剂处理对象是压裂返排液通过现行钻井污水处理装置处理后的产出水，其中对二次利用有不利影响的杂质成分主要包括残余的APS、Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-、Cl-、以及变价、高价金属离子，根据杂质成分确定处理剂组分为APS处理剂、阻垢剂[1]、金属离子螯合剂、杀菌剂几部分。
通过实验优化确定处理剂配方为0.1%APS处理剂+0.30%阻垢剂+0.40%金属离子螯合剂+0.20%杀菌剂。
使用该处理剂后，对二次利用所配压裂液的基液粘度、交联性能、流变性能、破胶性能、残渣含量等指标进行综合评价。
1实验部分1.1实验材料实验用返排液:L油田某构造A井营城组压裂返排液（该井压裂液配方为0.45%稠化剂+0.2%杀菌剂+0.3%表面活性剂A+0.2%表面活性剂B+1%粘土稳定剂+0.05%pH调节剂，破胶剂为APS，交联剂为YL-JL-4型有机硼交联剂。
）经钻井污水处理装置处理后的产出水；APS处理剂：具有还原性的盐，分析纯；阻垢剂：B-43型阻垢剂，工业级；金属离子螯合剂：BCG-5型金属离子螯合剂，工业级；杀菌剂：十二烷基二甲基苄基氯化铵，工业级；交联剂：YL-JL-4型有机硼交联剂，有效含量15%。
1.2实验仪器美国Haake公司生产的MARSⅢ型流变仪，吴茵混调器，范式粘度计，电子天平，烘箱，恒温水浴锅及高速离心机。
1.3压裂液配制将添加有处理剂的压裂返排液置于搅拌器的搅拌杯中，在转速为2000r/min下形成漩涡，按配方（压裂液配方为：0.45%稠化剂+0.2%杀菌剂+0.3%表面活性剂A+0.2%表面活性剂B+1%粘土稳定剂+0.05%pH调节剂。
压裂返排液重复利用技术研究摘要：近几年随着分公司勘探开发不断深入，压裂工作量逐年增加，返排液产生量巨大，据不完全统计2019年压裂井施工后产生返排液50000m³以上。
返排液前期主要以拉运至污水处理厂进行处理为主，单方处理成本220元，处理成本较高。
为全面贯彻落实中国石化“绿色企业行动计划”，同时缩减分公司生产经营成本，拟开展压裂返排液重复利用技术研究，研究重点针对各区块压裂返排液的组分特征分析、压裂返排液回用处理配方等方面开展，旨在建立压裂返排液重复利用水质标准，并开展返排液基压裂液配方优化，形成完善的返排液重复利用技术，降低返排液处理成本。
关键词：压裂返排液；重复利用技术1压裂返排液处理工艺调研目前国内对压裂返排液的处理主要采取回注、外排达标和固化处理等方法，2000年以来，随着国家对所有工业污染物的排放实施强制性的标准，对石油化工领域内环境保护要求越来越严格，在压裂返排液的回注、达标外排处理技术上探索了一些新方法，概括起来压裂返排液处理技术主要为絮凝沉降法、生物及生物化学法、高级氧化技术、微电解组合工艺微电解法等。
而由于水基压裂返排液有机添加剂种类繁多，降低COD的难度较大，未来水基压裂返排液处理技术发展趋势为：（1）研发高效的复合絮凝剂、氧化剂，混凝剂应具有絮凝能力强、沉降速度快、分层效果好、絮凝体体积小的优点，且在碱性和中性条件下均有同等效果；（2）设计并研制撬装式水基压裂返排液无害化和脱盐处理的一体化装置，进一步降低成本等；（3）研制可回收的压裂液体系也是压裂液返排回收利用技术的发展方向。
2压裂返排液重复利用技术2.1技术难点返排液处理技术难点有四个方面：①返排液处理的重点组分；②组分的处理程度；③组分的处理成本；④研选主处理药剂，优化形成处理配方。
2.2技术路线研究拟采用以下技术路线（图1）：图1压裂返排液重复利用技术研究路线2.3压裂返排液组分特征分析研究采用返排液取自SW16井、北213-2HF井、北213-1井，样品详细信息如下表1：表1 返排液样品汇总取样井压裂液配方：2.3.1北213-1、北213-2HF基液：0.45%一级胍胶＋1%KCl+0.2%高效杀菌剂+0.3%复合醇醚+0.33%液碱+0.5%粘土稳定剂+0.3%破乳剂；滑溜水：0.07%减阻剂+0.3%粘土稳定剂+0.1%增效助排剂；交联剂：中温交联剂，交联比为100： 0.35；破胶剂：胶囊破胶剂，0.02%-0.04%、追加过硫酸铵；活性水：1%KCl+0.5%粘土稳定剂。
压裂返排液处理与重复利用技术1压裂返排液处理技术1.1达标外排为了有效防止生态环境及地下水污染，近几年国家能源局大力推进压裂返排液处理技术研究。
目前，我国压裂返排液外排的水质标准采用的是石油天然气行业标准SY/T5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》和国家标准GB8978—1996《污水综合排放标准》，主要水质指标包括pH值、色度、悬浮物、化学需氧量(COD)、生化需氧量(BOD)、石油类及细菌含量。
处理工艺包括pH 调节、混凝沉淀、油水分离、杀菌及氧化处理等，最后通过清水稀释达到安全排放标准后再进行外排。
由于返排液的复杂性和稳定性，导致处理难度大，成本太高，而且现有的处理工艺都无法去除返排液中的高浓度盐类物质。
虽然各类标准都未对盐类物质作具体要求，但高浓度的盐水排入生态环境会造成许多不良影响。
另外，对于大多数缺水区域，对大量的返排液进行处理后外排也是对水资源的浪费，因此将返排液处理后外排并不是一个好的选择。
1.2处理后回注将压裂返排液经过处理达标后再回注地层，这不仅可以有效解决返排液的排放问题，还能弥补注水开发过程中对用水的需求。
处理后的返排液需达到石油天然气行业标准SY/T5329—2012《碎屑盐油藏注水水质推荐指标及分析方法》的要求方能进行回注，同时还要采取切实可行的措施，防止地层污染。
由于回注水仅对油含量、悬浮物含量及粒径有较严格要求，因此相对于返排液处理后外排，对其处理后再回注不仅可以节省大量水资源，同时也降低处理成本。
然而，由于返排液不仅悬浮物含量高，而且黏度大，性质稳定，必须对其进行氧化、絮凝及过滤等操作后方能达到回注要求，因此需要外运到回注站进行集中处理，而回注站的处理能力一般很难满足大规模返排液处理的要求，且成本高、地下水环境风险不明确。
另外，这种处理方式对返排液中大量残余的稠化剂也是一种浪费。
因此，对返排液进行处理后回注也并非是最佳选择。
1.3处理后重复配制压裂液随着非常规油气资源开采力度加大，压裂用水量和压裂废水急剧增加。
一体化变黏压裂液的研究与应用发布时间：2022-12-23T02:01:36.828Z 来源：《科学与技术》2022年16期8月作者：张磊李敏[导读] 针对深层页岩气储层埋藏深、施工压力高、加砂难度大张磊李敏中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司，盘锦 124010摘要：针对深层页岩气储层埋藏深、施工压力高、加砂难度大，压后返排液矿化度高，常规滑溜水+线性胶液体体系配制工艺复杂，配制时效低等问题，研发了一种一体化变黏压裂液。
该压裂液使用以AM、AA、AMPS为主要单体合成的乳液减阻剂配置而成，无需加入其他添加剂，在施工过程中可实现低高粘滑溜水、线性胶、交联胶（加入交联剂）的快速转换，实现一剂多用功能。
对该压裂液进行室内评价，结果显示乳液减阻剂在30000mg/L矿化度盐水中仍能有效增粘，实现变黏压裂液功能；减阻性能好，减阻率大于70%；岩心伤害率低至6.1%；返排性能好，压裂液破胶液表面张力小于32mN/m，滑溜水携砂性能满足现场需要，现场推广应用效果好。
关键词：页岩气；变黏压裂液；一剂多用；减阻率；现场应用0引言在页岩气开发初期，通常使用不同种类的固体粉末及其它添加剂配制成滑溜水和线性胶做为压裂液[1-2]。
由于固体粉末溶解时间长、配制工艺复杂，在压裂施工前需要提前配制好滑溜水、线性胶储于液罐中。
受工艺设备的限制，在压裂施工中进行不同液体的切换速度较慢，易造成加砂困难，甚至引起砂堵等工程事故。
随着页岩气勘探开发的不断深入，深层页岩气逐渐成为主要开发对象。
深层页岩气储层埋藏深，致密性高[3]，压裂施工时加砂难度更大；另一方面，由于压裂返排液不断重复循环使用，返排液的水质成分较开发初期更加复杂，矿化度也愈来愈高[4]。
本文针对深层页岩气资源开发特点，结合当前生产需求与未来市场发展方向，借鉴国内外研究经验，开展一体化变黏压裂液的研究。
通过对乳液减阻剂的研发生产，最终形成了一体化变黏压裂液体系配方与产品。
