自生熱壓裂生熱劑用量優(yōu)化方法

1、自生熱壓裂生熱劑用量優(yōu)化方法劉蜀知 孫艾茵劉福健彭 軒( 西南石油學(xué)院 ,四川南充 637001) ( 遼河石油勘探局 ,遼寧盤錦 124107) ( 西南油氣田分公司 ,四川遂寧 629000)摘要 對(duì)于高凝 、稠油油井的壓裂 ,為避免注入流體對(duì)儲(chǔ)層造成冷傷害 ,可采用自生熱壓裂液進(jìn)行施工 。自生熱壓裂液是在常規(guī)水基壓裂液的基礎(chǔ)上 ,添加一定量的亞硝酸鈉 、氯化銨和鹽酸 ,當(dāng)它們混合發(fā)生化學(xué)反應(yīng)時(shí) ,會(huì) 釋放出大量的熱量 。根據(jù)熱平衡方程 ,建立自生熱壓裂過程中井筒溫度場的數(shù)學(xué)模型 ,并編制出計(jì)算施工期間井 底壓裂液溫度變化的軟件 ,針對(duì) 1 口實(shí)際施工井 ,采用正交設(shè)計(jì)方法研究分析了影響生

2、熱劑用量的各種因素 ,提出了生熱劑用量的優(yōu)化確定方法 。關(guān)鍵詞 自生熱壓裂 熱平衡方程 井筒溫度場生熱劑用量 正交設(shè)計(jì) 優(yōu)化方法長期以來 ,對(duì)高凝 、稠油油井的壓裂 ,一直采用常規(guī)水基壓裂液施工 ,但常出現(xiàn)壓裂效果滯后或達(dá) 不到預(yù)期產(chǎn)量的現(xiàn)象 。原因是注入地層的冷流體使 井底周圍的原油冷卻 ,粘度增大 ,甚至原油析蠟或凝固 ,堵塞了一部分流動(dòng)通道 ,對(duì)儲(chǔ)層造成了冷傷害 , 同時(shí)也降低了壓裂裂縫的導(dǎo)流能力 。因此 ,對(duì)高凝 、 稠油油井的壓裂 ,可采用自生熱壓裂液 。自生熱壓裂液是在常規(guī)水基壓裂液的基礎(chǔ)上 ,添加一定量的 亞硝酸鈉 、氯化銨 、鹽酸以及緩蝕劑 。亞硝酸鈉和氯 化銨是生熱劑 ,當(dāng)它

3、們在催化劑鹽酸存在的條件下 混合時(shí) ,會(huì)發(fā)生化學(xué)放熱反應(yīng) ,釋放出大量熱量 ,從 而使壓裂液溫度升高1 ,2 。但對(duì)某一深度的具體油 井 ,如何確定生熱劑和催化劑的濃度 ,使其一方面能確保在整個(gè)施工注液期間井底壓裂液的溫度高于原 油的析蠟溫度 ,另一方面又不至于使壓裂液溫度過 高 ,降低壓裂液的流變性和攜砂能力 ,是自生熱壓裂 需解決的關(guān)鍵問題 。在亞硝酸鈉與氯化銨反應(yīng)動(dòng)力 學(xué)方程的基礎(chǔ)上 ,根據(jù)熱平衡方程 ,推導(dǎo)出含有內(nèi)熱 源的壓裂井筒溫度場計(jì)算模型 ,并編制出計(jì)算施工期間井底壓裂液溫度變化的軟件 ,然后針對(duì)遼河油 田 1 口實(shí)際施工井 ,采用正交設(shè)計(jì)方法研究分析了 影響生熱劑用量的各種因素

4、 ,并提出了生熱劑用量 的優(yōu)化確定方法 。1 生熱劑化學(xué)反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程當(dāng)壓裂液中的 nano2 和 nh4 cl 相互混合后 ,在催化劑的控制下會(huì)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)h +nano2 + nh4 clnacl + n2 + 2 h2o(1)反應(yīng)焓為 h0 = - 332 . 58kj / mol化學(xué)反應(yīng)放出大量的熱量和氣體 。熱量能夠提 高壓裂液的溫度 ,避免原油析蠟或凝固 ,同時(shí)氣體也 能對(duì)壓裂液形成反頂作用 ,使得壓裂施工結(jié)束后 ,壓 裂液返出量增多 ,從而提高油井壓裂殘液返排率 ,降低污染 ,提高原油滲流能力 ,達(dá)到增加油井產(chǎn)能的目的 。結(jié)合理論研究和室內(nèi)試驗(yàn)可得 nano 與 nh cl243

5、的化學(xué)反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程為d c71. +173 c1. 88exp ( - 5630/ t) (2)= - 1 . 267 10 chd t式中c 體 系 中 生 熱 劑 nano2 或 nh4 cl 的 濃度 ,mol/ l ;ch + 體系中催化劑 h + 的濃度 ,mol/ l ;d c體系中生熱劑的消耗速率 , mol/ (l min) 。d t根據(jù)化學(xué)反應(yīng)原理 ,對(duì)放熱反應(yīng) ,當(dāng)給定反應(yīng)物濃度時(shí) ,放出的熱量是一定的 ,只存在反應(yīng)速度的問 題 。由方程 (2) 可知 ,體系溫度越高 、生熱劑和催化 劑的初始濃度越大 ,反應(yīng)速度越快 。2 井筒溫度場物理 、數(shù)學(xué)模型的建立基金項(xiàng)目 :油氣

6、藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室基金資助項(xiàng)目 ( pln0141) 。作者簡介 :劉蜀知 ,1963 年生 。1984 年畢業(yè)于西南石油學(xué)院采油工程專業(yè) ,獲學(xué)士學(xué)位 ,1990 年獲碩士學(xué)位 ,主要從事油氣藏工程和油氣井增產(chǎn)方面的教學(xué)和科研工作 ,現(xiàn)任教務(wù)處副處長 ,教授 。石油鉆采工藝2003 年 2 月 (第 25 卷) 第 1 期462. 1 假設(shè)條件假設(shè)注液前充滿井筒的積液與地層已達(dá)熱平 衡 ;以油管中心為軸 ,各向同性均質(zhì) ; 地面注液排量 與注液溫度不隨時(shí)間變化 ; 油套管與井筒的尺寸不 隨井深而改變 ;忽略井筒內(nèi)液體與管壁間的熱阻 ,即液體溫度跟與之接觸的管壁溫度相同 ; 設(shè)地表

7、面以 下某深度處有一恒溫點(diǎn) ,其溫度不隨季節(jié)而變化 。2. 2 井筒傳熱物理模型設(shè)油管的內(nèi)半徑為 rti ,外半徑為 rto ; 套管的內(nèi) 半徑為 rci ,外半徑為 rco ;水泥環(huán)的外半徑為 rce 。(1) 以油管中心為軸 ,徑向上單元體的劃分見圖1 。在徑 向 上 劃 分 為 n 個(gè) 單 元 體 , 令 r0 = rti , r1 =rto , r2 = rci , r3 = rco , r4 = rce , ri = ari - 1 , ( i = 5 ,6 , . . . , n ) , a 為等比因子 。 rn 的選擇應(yīng)滿足 ( rn + rn - 1) / 2 處的溫度 tn

8、始終等于該處的原始地層溫 度 ,即熱量傳遞不會(huì)波及到此處 。圖 2 縱向上單元體的劃分時(shí)間段內(nèi) ,井深為 ( zj - 1 , zj ) 段處的油管單元體及其 徑向上各單元體 ,如圖 3 所示 。圖 3 溫度標(biāo)點(diǎn)示意圖設(shè)徑向 上 各 單 元 體 的 參 數(shù) 為 : 密 度 (i ) , 比 熱 ( ci ) ,熱傳導(dǎo)系數(shù) (i ) ;油管積液與注入液體的溫度 為 t0 ,密度為 0 ,比熱為 c0 ; 油套環(huán)空內(nèi)充滿靜止 液體 。利用傅立葉定律 、牛頓公式 、能量守衡原理 , 建立自生熱壓裂過程中井筒熱傳導(dǎo)方程 。圖 1 徑向上單元體的劃分(2) 沿井筒縱向上單元體的劃分見圖 2 。設(shè)目 的層

9、深度為 h ,取單元深度為 z ,把從井口至目的 層的整個(gè)深度劃分為 m 個(gè)單元體段 。2. 3井筒傳熱數(shù)學(xué)模型以從油管內(nèi)注入壓裂液為例 ,考慮在 ( t n , t n + 1)對(duì)于油管內(nèi)單元體r2 h , 根據(jù)熱平衡原理 :0 j流入單元體的熱量 - 流出單元體的熱量 +體內(nèi)自生的熱量 = 單元體內(nèi)的熱量變化 可得油管內(nèi)單元體的熱平衡方程單元tn + 1n + 1 -t0 , j - 11 , j 2q0 c0 tn + 1 t- q c tn + 1t+r2 h c h0 =+ 2r ht0 , j - i n + 1 0 0 0 , j n + 10 jn + 1 0 jr0n + 1

10、 - tnr2 h ct0 , j - 1 0 , j - 1(3)0 j 0 022式中 ,c 為單位時(shí)間內(nèi)單元體內(nèi)部生熱劑濃度的邊界條件變化量 , mol/ l ; n 為時(shí)間步數(shù) ( 將 注 液 時(shí) 間t 分 成tn + 10 ,0 = tin j, t n - 1 , t n , t n + 1 ,) 。t0 , t1 , t2 ,( j = 1 , m)1tn + 1= tb + hjzj - bnj2同理可推導(dǎo)出其它單元體的熱平衡方程 。如果僅油管注液 ,由于其它單元體中無內(nèi)熱源 ,其熱平衡 方程與參考文獻(xiàn) 4 或 5 中的相同 。聯(lián)立所有單元 體中的方程 ,可得到 1 個(gè)系數(shù)矩陣

11、對(duì)角占優(yōu)勢的 3 對(duì)角方程組 ,可用追趕法求解 。初始條件z - 1 h- bt0 = t0+ 0 , j - 1 i , j b= tjj22( i = 1 ,2 , n )劉蜀知等 :自生熱壓裂生熱劑用量優(yōu)化方法47式中 地溫梯度 , / m ;tb 恒溫點(diǎn)溫度 , ;tin j 地面注液溫度 , ;b 恒溫點(diǎn)深度 ,m 。 對(duì)于從油套環(huán)空注液及油管和環(huán)空同時(shí)注液均可采用相似方法推導(dǎo) 。3 實(shí)例計(jì)算與分析3. 1 基本參數(shù)遼河油田曹 10 井 ,原油凝固點(diǎn) 42 ,壓裂井段 中部深度 1778 . 5 m ,對(duì)應(yīng)地層溫度 62 . 25 ; 恒溫點(diǎn) 深度 10 m , 恒溫點(diǎn)溫度 12 ;

12、 油管 63 . 5mm , 套 管 139 . 7mm , 水 泥 環(huán) 外 半 徑 120 mm ; 鋼 的 密 度 7849 kg/ m3 , 水 泥 環(huán) 密 度 2467kg/ m3 , 地 層 巖 石 密 度2650kg/m3 , 井 筒 積 液 密 度 1000kg/ m3 ; 鋼 的 比 熱0 . 460 34 kj / ( kg) , 水泥環(huán)比熱 0 . 878 72 kj / ( kg) ,地層巖石比熱 0 . 997 56 kj / ( kg) ,井筒積液 比熱 4 . 18 kj / ( kg) ;鋼的熱傳導(dǎo)系數(shù) 3 . 175 42 kj /(mmin ) , 水泥環(huán)熱傳

13、導(dǎo)系數(shù) 0 . 005 kj / ( mmin) ,地層巖石的熱傳導(dǎo)系數(shù) 0 . 134 81 kj / ( mmin) ,井 筒 積 液 熱 傳 導(dǎo) 系 數(shù) 0 . 020 31 kj / ( m min) ;壓裂液密度 1000 . 0 kg/ m3 ,壓裂液比熱 2 . 040 3 kj / ( kg) ,壓裂液的熱傳導(dǎo)系數(shù) 0 . 039kj / ( mmin) 。采用油管注液方式 ,總注入體積為 246m3 。3. 2 生熱劑與催化劑濃度的優(yōu)化確定原則3. 2 . 1 生熱劑濃度 在一定催化劑濃度 、地面注液 溫度和施工排量條件下 ,要求在整個(gè)壓裂注液期間 , 井底壓裂液溫度高于原油

14、的凝固點(diǎn) 。滿足此要求所 需生熱劑的最低濃度 ,即為生熱劑的最佳濃度值 。3 . 2 . 2 催化劑濃度 自生熱壓裂井筒溫度計(jì)算軟件的計(jì)算分析表明 :在井深一定的情況下 ,為確保壓 裂施工注液期間井底溫度高于某一給定的溫度值 , 所需 2 種生熱劑的濃度 (用量) 與催化劑濃度密切相 關(guān) 。催化劑濃度越高 ,所需生熱劑濃度越低 。實(shí)際 施工設(shè)計(jì)時(shí) ,可采用生熱劑與催化劑總費(fèi)用 (定義為 自生熱壓裂的附加費(fèi)用) 最小的原則來優(yōu)化確定催化劑的濃度 。例如 ,對(duì)于曹 10 井 ,假設(shè) 2 種生熱劑的價(jià)格均 為 500 元/ t , 濃 度 為 31 %的 工 業(yè) 鹽 酸 的 價(jià) 格 是 500 元/

15、 t 。在地面注液溫度為 25 、施工排量為 5 . 0m3/min 的條件下 , 不同催化劑濃度所需 2 種生熱劑和 工業(yè)鹽酸的量見表 1 。從表 1 可看出 :在所給定的施工條件下 ,催化劑表 1 曹 10 井催化劑濃度對(duì)自生熱壓裂附加費(fèi)用的影響nano2/ tnh4 cl/ t催化劑濃度/ moll - 1濃度 31 %的 hcl/ t附加費(fèi)用/ 104 元0. 525. 2919. 6114. 482. 9690. 622. 6617. 5717. 382. 8810. 720. 6215. 9920. 282. 8450. 81. 01. 219. 1016. 6314. 9414.

16、 8112. 9011. 5823. 1728. 9634. 762. 8542. 9253. 064濃度為 0 . 7mol/ l 時(shí)對(duì)應(yīng)的自生熱壓裂附加費(fèi)用最小 。實(shí)際施工時(shí)可選用此濃度為催化劑的配方值 。3. 3 影響生熱劑濃度的單因素分析3. 3 . 1 施工排量與地面注液溫度對(duì)生熱劑濃度的 影響 當(dāng)催化劑鹽酸的濃度為 0 . 7mol/ l 時(shí) ,在不同 地面注液溫度條件下 ,施工排量與所需生熱劑最小 濃度之間的關(guān)系曲線見圖 4 。從圖中可看出 : 當(dāng)?shù)?面注液溫度一定時(shí) ,施工排量越大 ,所需生熱劑濃度 越高 。因?yàn)榕帕吭酱?,2 種生熱劑從井口開始混合 到井底的放熱反應(yīng)時(shí)間越短

17、,為使井底壓裂液的溫 度高于原油的凝固點(diǎn) ,所需生熱劑的濃度必然就高 。還可看出 ,在施工排量一定的情況下 ,地面注液溫度愈高 ,所需生熱劑濃度越低 。因?yàn)闇囟扔?,生熱劑 的反應(yīng)速度愈快 ,2 種生熱劑從井口到井底期間反 應(yīng)釋放出的熱量越多 ,因此所需濃度越低 。圖 4 施工排量對(duì)所需生熱劑濃度的影響3 . 3 . 2 催化劑濃度對(duì)所需生熱劑濃度的影響 當(dāng) 施工排量為 3 . 0m3/ min 時(shí) ,不同地面注液溫度條件 , 催化劑濃度與所需生熱劑最小濃度之間的關(guān)系曲線 見圖 5 。從圖中可看出 :當(dāng)溫度一定時(shí) ,催化劑濃度 越高 ,所需生熱劑濃度越低 。因催化劑濃度越高 ,2 種生熱劑發(fā)

18、生放熱反應(yīng)的速度越快 。但隨催化劑濃 度的增加 ,其影響漸不明顯 。石油鉆采工藝2003 年 2 月 (第 25 卷) 第 1 期48- 0 . 415 , qb = 0 . 2584 ; c 列中所需生熱劑的極差是- 0 . 185 , qc = 0 . 0561 。將以上 3 個(gè)離差加以比較 。 可發(fā)現(xiàn) ,地面注液溫度對(duì)所需生熱劑濃度影響最大 , 施工排量和催化劑濃度的影響較接近 。因此 ,為降 低成本 ,應(yīng)在夏天地面溫度較高時(shí)施工 。另外 ,也可通過經(jīng)濟(jì)分析對(duì)比的方法 ,研究施工時(shí)是否有可能 采用人工方法對(duì)壓裂液進(jìn)行預(yù)加熱 ,以及加熱所需 達(dá)到的最經(jīng)濟(jì)的溫度值 (對(duì)應(yīng)的總施工成本最低)

19、。4 結(jié)論(1) 通過建立自生熱壓裂井筒溫度場數(shù)學(xué)模型 , 可計(jì)算壓裂施工期間井底壓裂液的溫度隨時(shí)間的變 化關(guān)系 ,從而可用來優(yōu)選生熱劑和催化劑的濃度 ,改 善壓裂效果和降低施工成本 。(2) 在井深和催化劑濃度一定的情況下 ,為確保 壓裂施工注液期間 ,井底溫度高于某一給定的溫度 值 ,所需 2 種生熱劑的濃度 ( 用量) 與注液排量和井 口注液溫度密切相關(guān) 。排量愈大 ,所需濃度愈高 ;地 面注液溫度愈低 ,所需濃度愈高 。(3) 通過正交設(shè)計(jì)計(jì)算對(duì)比分析得知 ,地面注液 溫度對(duì)所需生熱劑濃度影響最大 ,對(duì)施工排量和催 化劑濃度的影響較小 。為降低成本 ,應(yīng)在夏天地面 溫度較高時(shí)施工 。也

20、可通過經(jīng)濟(jì)分析對(duì)比的方法 , 研究壓裂液是否需預(yù)加熱及加熱到最佳溫度值 。(4) 在其它條件一定的情況下 , 催化劑濃度越 高 ,生熱劑反應(yīng)速度越快 。施工設(shè)計(jì)時(shí) ,可根據(jù)不同 的井深 ,通過優(yōu)選催化劑的濃度 、地面注液排量和溫 度 ,來使自生熱壓裂液在井底處出現(xiàn)升溫的峰值 。參 考 文 獻(xiàn)圖 5 催化劑濃度對(duì)所需生熱劑濃度的影響3. 4多因素分析施工排量 、地面注液溫度和催化劑濃度對(duì)所需 生熱劑濃度的影響是相互制約 、聯(lián)合作用的 ,僅使用單因素分析不能說明它們影響程度的主次關(guān)系 ,為 此 ,采用正交設(shè)計(jì)6 來進(jìn)一步分析各因素對(duì)所需生熱劑濃度影響的主次關(guān)系 。考 慮 施 工 排 量 ( a ,

21、 m3/ min ) 、地 面 注 液 溫 度 ( b , ) 和催化劑濃度 ( c , mol/ l) 3 個(gè)因子 ,并根據(jù) 實(shí)際確定它們的變化范圍及各因子的 3 個(gè)水平 :a1 = 2 , a2 = 3 , a3 = 4 ;b 1 = 25 , b 2 = 30 , b 3 = 35 ;c1 = 0 . 6 , c2 = 0 . 8 , c3 = 1 . 0 。采用 l9 (34) 正交表來安排計(jì)算方案 ,各計(jì)算條 件和結(jié)果見表 2 。表 2 3 種因素對(duì)所需生熱劑濃度的影響地面注液溫度/ 催化劑濃度/ moll - 1生熱劑濃度moll - 1計(jì)算序號(hào)施工排量/ m3 min - 1/1

22、23456789 / 3 / 3 / 3a1a1a1a2a2a2a3a3a30. 5550. 6480. 753b1b 2b 3b 1b 2b 3b 1b 2b 30. 8580. 6550. 443c1c2c3c2c3c1c3c1c20. 7670. 6280. 5820. 8350. 5200. 3100. 8650. 5600. 5200. 8750. 8850. 5001ashton j p. in - situ heat system stimulates paraffinic crudeproducers in gulf of mexico . spe 15 660 , 1985m

23、itchell t i. field application of a chemical heat and nitro2gen generating system. spe 12 776 ,1984吳安明 ,陳茂濤 . nano2 與 nh4 cl 反應(yīng)動(dòng)力學(xué)及其在油 田的應(yīng)用研究. 石油鉆采工藝 ,1995 , 17 (5) :6064 王鴻勛 ,李平. 水力壓裂過程中井筒溫度的數(shù)值計(jì)算方 法 . 石油學(xué)報(bào) ,1987 ,8 (2) :9199劉蜀知 ,任書泉 . 裂縫三維非對(duì)稱延伸模型的建立及加 砂程序的確定. 西南石油學(xué)院學(xué)報(bào) ,1996 ,18 (4) :2835 汪榮鑫. 數(shù)理統(tǒng)計(jì).

24、 陜 西 西 安 : 西 安 交 通 大 學(xué) 出 版 社 ,1987 - 01( 收稿日期 2002209223)編輯 付麗霞23456表 2 中 , / 3 , / 3 , / 3 分別表示對(duì)應(yīng)于各列1 ,2 ,3 水平所需生熱劑濃度的平均值 。從中看出 : a 列中所需生熱劑的極差是 0 . 198 ,反映其分散程度 的離差 qa = 0 . 0589 ; b 列中所需生 熱 劑 的 極 差 是oil drill ing & production technologyfeb. 200384key words nitrogen swelling agent gas channeling ce

25、2menting quality high pressure oil and gashyd ro gen sul fid e s huting2off tec hnolo gy in well zhao xin22by pan fengling ,liu dongqin ,et al (drilling tech. researchinst . , huabei petroleum administration bureau)abstract as an exploration well located in the structure of zhaolanzhuang , well zhao

26、xin22 was drilled to verify the oil and gas reserves and the resource of hydrogen sulfide . this well was com2 pleted in 1979 and oil was found oozing from the wellhead in 2001. based on the condition of high content of hydrogen sulfide and blockage of unknown matters at the wellhead , the following

27、 associ2 ate equipment such as rotary bop , liquid/ gas separator , vacuum degasser , and special tripping equipment free of killing job were used during the shutting2off operation. meanwhile , such techniques as closing the wellhead annular and pressured tripping were carried out , and the hydrogen

28、 sulfide shutting2off operation in well zhaox2 in22 was performed safely and successfully.key words well zhaoxin22 shutoff hydrogen sulfideoperationexperimental researc h o n the plate mod els fo r impro ving oil reco very of resto red wa2ter flood ing after polymer flood ingby xu ting ,li xiusheng(

29、university of petroleum , beijing) ,et alabstracts two different treatments for improving oil recov2ery after polymer flooding have been studied with the laboratory physical modeling. moreover effects of models with different perme2 ability contrasts have been considered on the technology of polymer

30、 reutilization. then recognition of the polymer reutilization and ef2 fects has been acquired after polymer flooding. research shows that in the treatment of polymer flooding2water flooding2in2depth profile control2active water flooding , severe fingering will be produced for water mobility higher t

31、han that of polymer solution when water flooding has been restored after polymer flooding , then the sweep efficiency of water flooding has been greatly decreased. at the same time , water bulk will dilute the in2depth profile control agent to great extent , which erodes the strength of the in2depth

32、 profile con2 trol agent , making the worse effect of profile control . in the treat2 ment of polymer flooding2water flooding2flocculating and fixing polymer2in2depth profile control2active water flooding , the floccu2 lates in2site polymer diluted by water flooding , which plug high permeability zo

33、nes with the floc unit . the following injected poly2 mer2fixed agent will penetrate into the secondary high permeability zone , mix with polymer solution of high concentration and produce cross2linking systems which are excellent in in2depth profile control and oil displacement . it has been testif

34、ied that in plate model ex2 periments of three different permeability contrasts , the polymer2 flocculated and polymer2fixed technology is of long valid period , high strength of the floc unit and cross2linking system , the low cost , high oil recovery and utilizing extent of existing polymer in por

35、ous media which makes good foundation for succeeding in2depth profile control and active water flooding.key words polymer flooding flocculent polymer2fixed a2 gent in2depth profile control active water flooding plate models optimizatio n methods of co ncentratio n of heat2 generatio n a gents in in2

36、situ heat frac2turing treatmentliu shuzhi , sun aiyin( southwest petroleum inst . ) , et alabstract during fracturing treatment of oil production wellsnation of the initial orientation , well trajectory control and safetydrilling technologies , etc . this technology has been used in 30 di2 rectional

37、 wells in jiangsu oilfield , with good results achieved , e . g. , 95 % of the wells were free of orientation adjustment , the fre2 quency of changing bha for trajectory control was dramatically cut down , and the drilling period was also shortened in certain degree .key words jiangsu oilfield small

38、 displacementkop well configuration well trajectory costdeepcementing tec hnolo gy using high d ensity ce2ment in well kai22 in qinghai oil fieldby li guibin , xiu liuyong , zhang zhihu(drilling engineer2ing co . , dagang oilfield group co . )abstract cementing in the long isolation section of large

39、 borehole in complex conditions can cause many problems , e . g. , gas channelling , lost circulation and blowout , difficulty of cement slurry returning to the designed depth and ineffective turbulent dis2 placement , etc . a laboratory test on the performances of high den2 sity cement slurry was c

40、onducted , and this test was used to simulate the complex conditions of high2pressured salt bed and the coexis2 tence of high2pressured and low2pressured formations in well kai22 in katemeric structure of qinghai oilfield. the high density cement was used for cementing this well , and some associate

41、 technologies were also applied. the results were satisfactory , and some success2 ful practices on cementing the long isolation section of large bore2hole in complex conditions , and gasaround the annular were applied.key words katemeric structure test applicationchannelling remedy workhigh density

42、 cementingcementing tec hnolo gy of coal bed gas wellin qins hui basinby qi fengzhong(langfang branch of exploration and devel2opment research inst . ) , li helong ,et alabstract qinshui basin is abundant in coalbed gas re2 sources , while the cementing quality has been kept very poor , which deeply

43、 influenced the exploration and evaluation of coalbed gas in this area . the paper presents the characteristics of coalbed gas cementing in this area , and proposed the cementing technology suitable for coalbed gas wells. an effective fluid loss control a2gent tg , with the property of early strengt

44、h development was alsooptimized. the cementing technology and cement slurry system have been applied in 10 wells in qinshui basin and eerduosi basin , and the qualification rate was 100 % , in which 90 % of the wells were of good quality. the paper also discussed the problems need to be resolved in

45、coalbed gas well cementing.key words coalbed gas cementing lightweight cement cement additive cementing qualityappl icatio n of nitro gen swell ing a gent in cementing in s hengl i oil fieldby li yuhai ,diao shengxian ( yellow river cementing co . ,shengli petroleum administration bureau)abstract ni

46、trogen swelling agent is vital for controlling gas channelling during cementing. the properties , characteristics and working mechanisms of nitrogen swelling agent were described , and it was used as gas channelling controlling additive in such blocks as xianhe , wang jiagang , and shengtuo in sheng

47、li oilfield. field using showed that , for such wells as high2pressured oil and gas wells , wells of over enlarged borehole , wells with long isolation sections and some special wells , using nitrogen swelling agent is an effective way to control gas channeling and improve cementing quality.vol . 25

48、 no . 1abstract85with viscous crude and crude oil of high freezing point , it is sug2 gested to adopt in2situ heat fracturing liquids to avoid the cold dam2 age to formation by injecting cold fluid. in2situ heat fracturing liq2 uids are made based on common water2base fracturing liquids , with some

49、nano2 , nh4 cl and hcl added into the base fluid. when the additives are mixed and react , much heat will give out . a mathe2 matical model of wellbore temperature profiles during in2situ heat fracturing treatment based on heat2balance equation is established in this paper , and a computing software

50、 was developed. finally based on a case history of liaohe oilfield , the effect of surface in2 jection temperature , injection rate and concentration of catalytic a2 gent on concentration of heat2generation agents was investigated by means of orthogonalizing design technique , and developed opti2 mi

51、zation methods on concentration of heat2generation agents in in2 situ heat fracturing treatment .key words in2situ heat fracturing treatment heat2balancesimulated acid tests showed that acid treatment could effectivelyimprove the core permeability in lab ,but no effect in the filed aid2 ing. through

52、 analysis of formation and its fluid propensity ,low per2 meable sandstone acidizing , employing thin mud acid systems and optimum selection of acid addictives , effectively prevented damage in low permeable sandstone acidizing and significantly improve the formation permeability of niu 35 block.key

53、 words acid treatment formation damage prevention low permeability clay stabilizer anti2sludge agent cleanup ad2 ditive emulsion preventative surfactantenclosed acid izing tec hnolo gy in gaotaizi reservoir in da qingby jiang jianfang (langfang branch of exploration and devel2opment inst . ) ,xiao d

54、anfeng , et alabstract closure acidizing is usually used in carbonate reservoir , which is a kind of remedy method to the formed acid etched fracture . because the damage by the partially solved parti2 cles to the fracture is removed , the acid etched fracture conductivi2 ty and its efficiency are e

55、nhanced in order to finally enhance the oil production. the study , which to the feature of flexile mineralogical composition and the past hydraulic fracture of the gaotaizi layer in the western daqing oilfield , analyzed the stimulation project , en2 larged the application extent of the closure acidizing technology which gave the novel opinion about acidizing removed the damage by t