CO_2干法压裂井筒压力与相态控制研究

液态CO_2干法压裂过程中井筒压力与相态显著影响裂缝起裂和延伸。鉴于此,根据Span-Wagner状态方程,建立了CO_2干法压裂井筒流动传热模型,揭示了CO_2干法压裂过程中井筒压力与相态的变化规律。研究结果表明:CO_2摩阻非常高,在常规施工条件下其摩阻每1 000 m超过10 MPa;排量和油管内径对井筒压降影响非常大,在满足携砂情况下可通过适当降低排量或选用较大管径油管降低摩阻;干法压裂过程中相态转变取决于井底CO_2温度,而井底温度受注入温度影响最大,其次为注入排量和地温梯度,并且几乎不受油管内径影响; CO_2流体密度和黏度与温度成反相关关系,井筒内CO_2黏度仅为0. 08～0. 25 m Pa·s,携砂能力差,加之滤失大,不利于压裂造缝是压裂施工失败的主要原因。研究结果可为CO_2干法压裂和CO_2增能压裂提供理论指导和现场借鉴。     

液态CO_2压裂井筒流动摩阻计算

液态CO_2压裂所采用的携砂液为无水纯液态CO_2,其物性受施工压力及沿程压力变化的影响非常明显,准确预测液态CO_2压裂管流摩阻对于压裂程序的合理设计以及施工的顺利进行具有非常重要的意义。通过实验研究的方式得出了不同温度、压力条件下的液态CO_2管流摩阻,并建立了摩阻系数与广义雷诺数之间的数学模型,同时基于液态CO_2井筒流动过程中温度场以及压力场的非稳态性,通过迭代计算的方式研究了不同泵注压力、管径、排量条件下的施工摩阻,并建立了井筒流动摩阻图版,与现场施工数据对比表明该图版具有较高的准确性以及工程应用价值。     

深井、超深井加重压裂液摩阻及其适应性分析

加重压裂液主要用于深井和超高压油气藏储层改造,在实际使用过程中存在其适应性问题。采用大型现场连续油管盘管摩阻试验装置,对0.45%胍胶的常规密度压裂液和加重压裂液摩阻实验表明,加重胍胶压裂液比常规密度胍胶压裂液摩阻大,且随排量增大其摩阻差距增大加剧,高排量下加重压裂液摩阻远大于常规密度胍胶压裂液摩阻。同时,在相同排量下压裂液摩阻随其密度增大而摩阻增大,表现为液体摩阻与其密度呈幂律关系。研究还表明,加重压裂液对地面施工泵压的降压效果具有局限性,其降泵压效果在低排量下具有优势,排量越大,加重压裂液降泵压效果越差;当排量超过一定值后,其降低泵压反而出现负效果,加重降泵压作用已失效。高排量下降泵压效果明显低于常规密度胍胶压裂液。采油化学和物理方法在降低地层破裂压力的同时,也可以有效降低现场施工泵压,有利于现场压裂施工顺利完成。     

连续油管水力压裂管内摩阻研究进展

连续油管水力压裂摩阻是压裂设计中的重要内容,同时也是压裂能否成功的指标之一。连续油管水力压裂过程中,由于对流体性质、支撑剂、曲率效应等造成的复杂流动理解不足,使得准确预测管内摩阻非常困难,尤其在卷筒上的螺旋段,因而实验成为当前研究连续油管管内摩阻的重要手段。研究认为:在其他条件不变的情况下,摩阻随连续油管管径的增大急剧变小;随压裂液排量增大而增大;随连续油管下入深度的增加总摩阻变小;随黏度和流行指数的增大而增大;随支撑剂积分数增大摩阻先增大而后减少。     

清洁压裂液摩阻特性研究

在流动回路中研究了清洁压裂液的摩阻特性,对比了不同流速下胍胶压裂液和CFF清洁压裂液的摩阻系数。在相同流速下,CFF清洁压裂液比胍胶压裂液有更低的达西-韦氏摩擦系数。经过十余口井的现场施工试验验证数据表明,CFF清洁压裂的确具有十分优良的降摩阻性能,其降阻率可达78%以上。这种独特的性能对于深井压裂、小管柱压裂施工中降低摩阻减轻设备负荷,提高压裂水马力具有重要意义。     

页岩气CO_2泡沫压裂技术

页岩气开发过程中不仅要注重产量的突破,还应加强对节水/无水压裂等技术的攻关,以确保水资源紧缺地区页岩气开发的有序进行。为此,比较了CO_2泡沫压裂与滑溜水压裂、其他节水/无水压裂技术的特点与优势,认为CO_2泡沫压裂技术能大幅减少用水量,通过增加施工排量和规模可弥补其在改造体积方面与滑溜水压裂所存在的差距,设备改造要求、混注工艺、施工难度较其他节水/无水压裂低,安全风险小;分析了CO_2泡沫压裂液物理特性,由于CO_2相态变化复杂,储层条件下处于超临界状态的CO_2,与水基压裂液形成CO_2泡沫;研究了CO_2泡沫压裂施工设备及工艺技术,认为在施工设备、分段工艺、施工步骤、安全保障方面,增加了液态CO_2泵注流程,需考虑CO_2的特殊性,制定相应的施工保障、安全预防措施。此外,还调研了CO_2泡沫压裂在美国Ohio和Lewis、加拿大Monteny、延长油田页岩气开发中的应用情况,发现其增产改造效果明显。所取得的研究成果为四川盆地页岩气的压裂改造提供了新的思路和方法,也为水资源紧缺地区页岩气开发提供了重要的技术储备与补充。     

液态CO_2压裂施工管柱摩阻计算与分析

液态CO_2加砂压裂技术作为一种前沿的无水压裂技术,国内现场试验不断取得重要进展,液态CO_2压裂施工管柱沿程摩阻计算也逐渐显现其重要性。通过矿场试验,验证了S.M.Campbell等人液态CO_2压裂液摩阻计算图版,得到了易于工程应用的拟合计算公式。与Lord等人的清水摩阻计算模型比较,为液态CO_2压裂液摩阻快速评价取得直观认识。     

高温高压下CO2泡沫压裂液摩阻计算研究

进行了CO2泡沫压裂液的室内配制、流变性测定以及摩阻计算方法研究。通过室内试验,观测了CO2泡沫压裂液的形成、动态变化和泡沫结构,测定了CO2泡沫压裂液在高温高压（35-110℃、20-50 MPa）条件下的视粘度变化。结果表明,CO2泡沫压裂液属于屈服假塑性非牛顿流体,其流变参数（n、K）随温度、压力、泡沫质量、配方等变化,为多元复合函数。为了便于求解,假设配方、温度、压力等主要影响泡沫质量,而流变参数（n、K）仅是泡沫质量的一元函数。在井筒中,泡沫压裂液物性随温度和压力（均为井深的函数）而变化,反过来泡沫压裂液的物性又影响井筒内流体温度和压力分布,是一个耦合的非线性问题。提出了一种计算摩阻压降的简化方法,将整个井筒分为若干计算段,每一段内将复杂的耦合关系简化为3个计算过程：1）由温度、压力和排量计算泡沫质量;2）由泡沫质量计算流变参数;3）由流变参数计算摩阻。计算结果与井筒内CO2泡沫压裂液摩阻压降实测结果符合较好,误差在合理范围内,可以在工程中应用。     

CO2泡沫压裂工艺技术在中原油田的实践

针对中原油田开发后期的低压、水敏油气层的特点，对CO2、CO2泡沫压裂液的主要特性以及CO2泡沫压裂工艺技术的主要特点进行了探索。CO2泡沫压裂设计应充分考虑温度和压力对CO2相态变化的影响，应优化施工管柱，最大限度地降低施工压力，应开发多种抗高温、酸性环境交联的压裂液体系，以更加适应中原油田CO2泡沫压裂施工需要。因泡沫压裂液滤失量小，所以施工排量不宜太高，一般以不低于3．2m^3／min为宜。在CO2泡沫压裂液、CO2泡沫压裂优化设计、现场施工质量控制等方面取得了较大的进展，在现场取得了较好的应用效果。     

连续油管喷砂射孔和筛管改流跨隔压裂组合工艺

常用的漏掉产层增产技术主要为连续油管跨隔压裂、连续油管逐层填砂顶封压裂,这些技术通常应用于埋藏较浅的储层。但对于埋藏较深的漏掉产层进行改造作业时,存在摩擦损失大、井口压力高、施工排量小的问题。连续油管喷砂射孔具有无压实作用和降低地层破裂压力的优点;连续油管筛管改流跨隔压裂工艺,通过将筛管和双封隔器相结合,在上部封隔器处通过筛管将油套环空的压裂液改流进入油管,油管中的压裂液经过下部封隔器后由节流喷嘴喷出,实现对目的层改造作业,由于施工过程中压裂液大部分在油套环空中流动,降低了沿程摩阻。该组合工艺充分利用了连续油管的优点,并克服施工排量小、井口压力高的问题,在准噶尔盆地储层深度3 660 m的××井中成功应用,施工过程中的最高排量为4.6 m3/min,最高井口压力43.8 MPa,压裂后增产效果明显。