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。     

CO_2无水压裂工艺及核心设备综述

CO_2无水压裂以液态CO_2作为压裂基液,压裂过程中基本不需要水,投产前CO_2以气态返排,不会对井场造成污染。但其缺点也很明显,如CO_2管道摩阻高、黏度低造成滤失较大、形成的裂缝尺寸较小、携砂能力低、液态CO_2的低温高压环境难以实现混砂。针对上述问题,提出了应对措施:尽量采用套管压裂、采用增稠剂提高黏度、开发专用的增压设备和带压混砂设备实现混砂功能。通过这些措施,有效避免了上述问题对CO_2干法压裂效果造成的不利影响,目前该套工艺和设备已经成熟,完全满足CO_2干法压裂的施工要求。另外为保证施工过程的设备和人员安全,阐述了实施过程中的无人化井场设计思路。最后指出,以CO_2无水压裂为代表的无水压裂技术由于其对储层无伤害和较高的增产效果、对水资源的节省和保护等常规压裂无可比拟的技术优势,在可预见的未来会逐渐成为非常规油气开采的核心技术。     

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。     

页岩储层CO2泡沫压裂液摩阻特性研究

CO_2泡沫压裂液在管流等过程中的压力降计算关系到整个压裂施工过程的可靠性。模拟现场施工条件,通过室内管流实验研究了高温高压条件下CO_2泡沫压裂液的摩阻特性,分析了压力、温度、泡沫质量和流速对CO_2泡沫压裂液摩阻特性的影响规律。建立了CO_2泡沫压裂液未发泡和发泡状态下的摩阻系数数学计算模型,预测了CO_2泡沫压裂液在不同泵注排量下的管柱摩阻。结果表明,CO_2泡沫压裂液摩擦阻力系数随温度升高、剪切速率和压力的增加而减小,随泡沫质量的增加而增大,当泡沫质量分数大于75%时,摩阻系数降低。压力对摩擦阻力系数的影响较小。通过摩阻系数数学计算模型,计算得到CO_2泡沫压裂液在层流条件下具有较好的增黏效果,紊流条件下的降阻效果较好。相同排量下31/2″油管对应的摩阻小于27/8″油管的摩阻,CO_2泡沫压裂的管柱应选择31/2″油管。认识和评价CO_2泡沫压裂液摩阻特性对现场压裂施工设计具有重要意义。     

二氧化碳干法压裂技术——应用现状与发展趋势

总结了CO2干法压裂技术的原理、施工工艺、设备要求及技术特点等,并分析了该技术存在的问题和发展趋势。与常规水力压裂技术相比,CO2干法压裂技术具有高返排、对储集层伤害小、增产幅度大等优点。该技术存在的问题包括:液态CO2摩阻高;液态CO2黏度低,悬砂能力和降滤失性能差,不利于压裂造缝;压裂过程中CO2相态变化复杂,难以实现精确的相变预测和控制;压裂设备有待完善,关键设备密闭混砂车存在明显缺陷;缺乏适用于CO2干法压裂的施工参数计算方法。超临界CO2压裂技术具备传统CO2干法压裂技术的全部优点,且增产效果更佳、施工压力小、对混砂车要求更低,是CO2干法压裂技术的发展趋势。     

不同相态二氧化碳前置酸压碳酸盐岩裂缝形成规律

选取延安气田下古生界马五1亚段碳酸盐岩露头,开展了清水、液态CO_2、超临界CO_2作用下的真三轴压裂实验,同时采用CT扫描技术,分析了碳酸盐岩中压裂裂缝的起裂和扩展规律。研究表明,超临界CO_2黏度低,扩散性强,压裂过程中滤失量大,有利于提高井筒周围岩石孔隙压力,明显降低碳酸盐岩的破裂压力,但压裂过程中井筒压力上升缓慢,致裂岩石所消耗的超临界CO_2体积远大于清水;天然裂缝不发育的碳酸盐岩,采用清水、液态CO_2压裂易发生张性破坏,压裂裂缝主要沿最大水平主应力方向扩展,采用超临界CO_2压裂易发生剪性破坏且水平应力差对压裂裂缝形态影响较小,近井筒处压裂裂缝扩展方向与最大水平主应力方向呈45°夹角,随扩展延伸距离的增加,在离井筒较远处逐渐转向最大水平主应力方向,裂缝迂曲度与前者相比有所增加;天然裂缝发育的碳酸盐岩,清水易沟通低逼近角天然裂缝,压裂后易形成"阶梯状"裂缝,裂缝形态相对简单,液态CO_2黏度低,易沟通高逼近角天然裂缝,压裂后易形成多方向缝,裂缝形态相对复杂,沟通高逼近角天然裂缝是碳酸盐岩压后形成复杂裂缝的关键。图9表3参29     

钻柱偏心旋转对环空摩阻压降影响的数值模拟研究

准确预测钻柱偏心旋转工况下的环空摩阻压降是复杂结构井控压钻井的重要理论基础,但常规钻井液环空摩阻压降计算方法无法直接计算复杂结构井的环空摩阻压降。为此,应用数值模拟方法,分析了偏心度（0～67.42%）和钻柱转速(0～114.65 r/min)对典型环空（Ф127.0 mm钻杆和Ф215.9 mm井眼）中摩阻压降梯度的影响。分析结果表明：偏心度小于45.00%时,转速和偏心度对摩阻压降梯度影响较弱,摩阻压降梯度随转速增大略有降低,随偏心度增大而增大;偏心度大于45.00%时,低转速（<60 r/min）下摩阻压降梯度随偏心度增大而降低,高转速（≥60 r/min）下摩阻压降梯度随偏心度增大而略有增大。基于数值模拟结果,建立了偏心度分类的无因次偏心环空摩阻压降梯度预测模型,计算了南海某水平井Ф215.9 mm井段的ECD,并与PWD测试结果进行了对比,平均相对误差为0.45%,表明该模型具有较好的准确性。研究结果表明,无因次偏心旋转环空摩阻压降计算模型可以精细描述环空压力场和准确计算ECD,为控压钻井水力参数优化提供指导。     

基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO2压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO2压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO2压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO2压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO2流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO2流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。     

基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO₂压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO₂压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO₂压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO₂压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO₂压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO₂流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO₂流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。      

超临界CO_2射流特性数值模拟研究

在利用超临界CO_2射流开采非常规油气资源过程中,工况参数的变化对超临界CO_2射流作业效果有较大影响。为揭示参数变化对超临界CO_2射流特性的影响规律,利用计算流体力学方法模拟了不同喷嘴直径、注入排量、围压和流体温度下超临界CO_2射流特性并进行了对比分析。研究结果表明:喷嘴直径和注入排量对超临界CO_2射流冲击性能的影响明显强于围压和流体温度;超临界CO_2射流等速核长度随喷嘴直径、注入排量和温度的增加而增加,随围压的增加而减小,但围压的增加也使超临界CO_2射流流体密度增大,有利于射流冲击作业;围压和流体温度对超临界CO_2淹没射流和淹没水射流速度特性的影响存在明显差别。研究结果进一步加深了对超临界CO_2射流特性的认识,为超临界CO_2射流技术在钻井和喷射压裂作业中的应用提供了理论参考。     

一种高效 CO2干法压裂液体系的开发与应用

CO_2干法压裂液工作效率是改善CO_2压裂流体的携砂性和造缝性的关键,本文以提高纯CO_2流体黏度和降低纯CO_2流体储层滤失系数为目标,采用乳化增黏降滤的技术路线,自主开发出了一种有机硅型CO_2压裂增稠剂(15%表面活性剂SFA+85%氯代环烷烃与正辛醇的混合溶剂(体积比1∶1)),建立了CO_2干法压裂液体系(2%数3%增稠剂+97%数98%液态CO_2),并研究了该体系的溶解分散性、黏度、滤失量及对岩心的伤害情况。研究结果表明,该体系的黏度比纯CO_2的提高500数1000倍,储层条件下对岩心综合滤失系数比纯CO_2的降低了87.8%,对储层岩心无伤害。新型CO_2干法压裂液体系在鄂尔多斯盆地成功开展5口井的现场试验,施工参数和液体效率明显提升,并在国内首次实现了最高砂比25%,最大单层加砂量30 m3的施工规模。图4表5参12     

塔河油田超临界CO2压裂井筒与裂缝温度场

采用超临界CO_2压裂技术能较好地改造塔河油田水敏、低渗储层,而压裂过程中井筒和裂缝温度场对CO_2物性参数影响较大,需要对CO_2压裂温度场进行研究。考虑径向非稳态传热、轴向非稳态对流以及摩擦力、黏滞力的影响,推导了井筒温度、压力方程,结合K-D-R方法和CO_2物性模型,建立了CO_2压裂过程中井筒和裂缝温度场计算模型,并通过实测温度、压力数据拟合,验证了模型的准确性。应用所建模型分析了塔河油田胡杨2井CO_2压裂施工排量对温度场的影响,结果表明:CO_2注入排量对井筒温度、压力以及裂缝温度影响明显,而对裂缝内压力影响较弱;井筒压力梯度随着排量增大而变小;井筒和裂缝中CO_2均可存在液态和超临界态2种相态。研究成果能为塔河油田CO_2压裂施工设计优化提供一定指导。     

超临界CO2压裂裂缝温度场模型

超临界CO₂压裂中,裂缝流体物性变化、相态规律以及裂缝的几何尺寸、导流能力等参数均与裂缝温度场密切相关。针对超临界CO₂无造壁性、滤失能力强的特点,考虑滤失过程中的节流效应,推导了滤失过程中的岩石温度场解析模型及裂缝壁面上的热流函数表达式;以此为基础,考虑裂缝内超临界CO₂压裂液的相态、物性变化,以比焓为研究对象,建立了超临界CO₂压裂裂缝温度场模型。通过实例分析,计算结果表明:随着滤失时间的增加,裂缝壁面上的热流速率逐渐减小,对应位置处的裂缝流体温度逐渐降低;滤失系数越大,裂缝壁面上的热流速率越小,裂缝内流体和周围岩石温度变化越慢。高滤失系数条件下,由于节流效应,滤失流体存在明显的"冷却"过程,会对裂缝温度场产生很大的影响。压裂过程中,裂缝内流体会存在相态的转变,由超临界态转化为液态与超临界态并存,同时近井地带存在生成水合物的风险。     

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

液态CO2干法加砂压裂增稠剂技术现状及展望

CO_2干法加砂压裂是低压、低渗透、强水敏等非常规储层高效开发的有效措施之一。系统分析了目前国内外液态CO_2干法加砂压裂技术中增稠剂现状,对现有增稠剂分子结构进行分析归类,指出了增稠剂存在的主要技术问题和开发的难点。通过对目前国内液态CO_2干法压裂技术现状和现场试验情况梳理发现:国内液态CO_2增稠剂技术滞后于现场应用,压裂液携砂效率低,影响了压裂施工效果;分析国内外液态CO_2增稠剂研究存在的问题,借鉴现有研究成果,依据CO_2分子结构特征和理化特性,构建能使液态CO_2高效增黏的新型增稠剂分子结构,合成高质量的液态CO_2增稠剂,是实现液态CO_2干法加砂压裂的技术关键。在现有技术条件下,建议将液态CO_2干法压裂技术与常规无水压裂技术结合,既发挥了液态CO_2干法压裂技术优势,又实现了高砂比对压裂施工技术要求,满足非常规储层压裂开发需要。     

超临界CO2喷射压裂孔内增压机理

利用计算 流体力学方法模拟了超临界CO₂喷射压裂过程中的孔内流场,对比和分析了超临界CO₂喷射压裂与水力喷射压裂的增压效果,并研究了各参数对超临界CO₂喷射压裂增压效果的影响。研究结果表明:超临界CO₂喷射压裂在相同条件下具有比水力喷射压裂更强的孔内增压效果,在喷嘴压降为30 MPa时,其增压值比水力喷射压裂高2.4 MPa;超临界CO₂喷射压裂的孔内增压值随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大,随着套管孔径的增大而减小,且不受环空压力和超临界CO₂流体温度的影响。     

液态 CO2增稠压裂液流变性能分析

针对目前CO_2干法压裂工艺技术存在压裂液黏度低、携砂困难等技术难题,将氟醚羧酸盐类表面活性剂增稠剂(FAL-16)和络合金属离子(铝)有机盐增稠助剂(FAL-31)分别按1%加量加入液态CO_2中制备了液态CO_2增稠压裂液,采用高压管路流变实验模拟了液态CO_2增稠压裂液在管路内的增稠过程,研究了液态CO_2增稠压裂液的流变性能。研究结果表明:在液态CO_2中加入1%的增稠剂FAL-16和1%增稠助剂FAL-31能显著提高液态CO_2压裂液的黏度,液态CO_2增稠压裂液的黏度最高可以达到20 m Pa·s(压力20 MPa、温度0℃、剪切速率393 s-1),增黏倍数在90数498之间,液态CO_2增稠压裂液呈现剪切稀化特性,黏度随着温度的增加呈指数递减;随温度的升高,液态CO_2增稠压裂液体系的流动指数n增大,稠度系数k减小。     

连续油管水平井压裂携砂液流动压降及敏感性

连续油管压裂过程中携沙压裂液流动摩阻压降是压裂设计的重要内容,也是现场压裂施工成功的关键。压裂过程中携砂压裂液流经螺旋管、非螺旋段(垂直段+水平段)、环空压裂段,预测压裂流动压降难度大,现场设计数据与实际出入较大。在前人研究的基础上,以大庆某外径60.3 mm、壁厚2.769 mm的连续油管压裂数据为例,对连续油管水平井压裂携砂液流动压降进行分析。结果表明:螺旋段是连续油管在整个压降系统中最敏感部分,且这种敏感性会随着排量的增大而增强;环空压裂段摩阻压降与排量、环空管径比正相关;整体上压降随岩屑体积分数的增加而增加,但在此过程中会出现短暂下降窗口。     

清洁压裂液在四川气田的应用

从技术角度介绍了道威尔公司清洁压裂液技术在国内的现场应用情况,特别是在四川的应用情况.现场应用试验结果表明,清洁压裂液属无固相压裂液体系,具有液体摩阻低、滤失小、携砂能力强、混砂比高、易于破胶、返排速度快、对地层污染小等特点,是一种适合砂岩油气储层加砂压裂施工的液体体系.