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。     

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。     

液态CO_2流变特性与滤失性能分析

CO_2压裂技术是实现致密油气、页岩油气等非常规油气资源高效开发的重要技术手段之一,然而超临界CO_2复杂的流变特性在一定程度上限制了CO_2压裂技术的广泛运用。通过室内试验,对液态CO_2流变特性和滤失性能进行了评价分析。研究结果表明,液态CO_2的摩擦压降梯度随着其流速的增大而迅速增大,且摩阻压降梯度与液态CO_2的密度、黏度等参数有直接的关系;超临界CO_2的滤失速率随时间的增大而减小,然后趋于稳定值,在8 min后,滤失基本趋于稳定,滤失量与滤失时间线性相关。本研究为进一步研究支撑剂在超临界CO_2中的沉降规律和CO2压裂过程中摩阻预测奠定了基础。     

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。     

提高胍胶压裂液摩阻计算精度的方法

目前计算胍胶压裂液摩阻采用的降阻比经验公式系数求取困难，摩阻计算精度低，与实际摩阻相差较大。采用试验和理论相结合的方法对摩阻计算方法进行了改进:根据室内小管径胍胶压裂液摩阻试验结果，采用拟合方法建立流速与降阻比的关系式，再利用流速与降阻比的关系式计算不同管径和流速下胍胶压裂液的摩阻。通过室内试验和现场实测摩阻验证了胍胶压裂液摩阻计算改进方法的准确性，结果表明，与传统经验公式方法相比，改进方法降低了求取经验公式系数的难度，提高了胍胶压裂液摩阻的计算精度，改进方法计算的摩阻与实测摩阻的平均相对误差不超过16%，而传统经验公式平均相对误差高达31%。研究结果表明，摩阻计算改进方法能够提高胍胶压裂摩阻的计算精度，可以为压裂设计和施工提供依据。      

纯液态CO_2干法压裂技术综述

目前国内外最常用的储层改造工艺技术是水力压裂。水基压裂液体系存在水资源浪费、黏土膨胀和压裂液破胶不彻底伤害储层、返排不完全,造成地下水污染以及污水处理费用高昂等缺点,尤其在页岩油气勘探开发中,水基压裂液巨大的耗水量、对地下水及地表环境都存在潜在的污染。由于水基压裂液存在诸多缺点,纯液态二氧化碳压裂技术随之而兴起,它有着许多水基压裂液不可比拟的优点。通过调研,介绍了纯液态CO_2压裂的技术特点、液态CO_2压裂设备的性能要求及施工步骤、压裂装备现状、施工安全风险及应对措施,为实施CO_2干法加砂压裂做参考。     

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。     

压裂施工中管路摩阻计算方法分析与改进意见探讨

以降阻比法为基础，分别对清水，有机硼交联HPG压裂液，携砂液的沿程管路摩阻计算方法进行分析对比，结合现场压裂施工数据，对有机硼交联HPG压裂液体系摩阻计算式进行改进，提高了压裂施工设计，压裂数值模拟中摩阻参数计算的准确度，对水力压裂过程中压力系统分析具有重要意义。     

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。     

泡沫压裂摩擦压降计算模型的建立

泡沫压裂由于具有地层伤害小、返排迅速、滤失低、黏度高、摩阻低以及携砂能力强等优点,因而在低压、低渗、水敏等特殊储层的改造中得到了广泛的应用。泡沫压裂液在井筒中的流动与常规压裂液相比,主要体现出两方面的不同：一是由于泡沫压裂液中气相的存在,使得泡沫压裂液是可压缩流体,其密度是井深的函数,摩擦系数也随之发生变化;二是泡沫压裂液在井筒中既可以单相流的形式也可以多相流的形式流动,因而常规压裂液的摩阻计算方法不再适合于泡沫压裂液的摩阻计算。为此,建立了泡沫压裂井筒摩擦压降计算模型,在计算模型中,根据“体积恒等”原理,改进了摩擦系数的求解方法。并选用某口泡沫压裂施工井进行了实例计算。     

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。     

三种压裂液体系在苏里格气田现场施工应用中的此较

通过对羟丙基胍胶压裂液体系、羧甲基胍胶压裂液体系、清洁压裂液体系从压裂液配方、压裂施工机理、压裂施工加砂量、压裂施工摩阻、压裂后产量五方面在苏里格气田施工现场数据分析,确定了其摩阻梯度、伤害气层的大小顺序,找到了其优缺点及其适用范围.     

非交联压裂液的摩阻测试及现场应用

在实验室自制流动回路中测试了一种非交联压裂液的摩阻,并与常规胍胶压裂液的摩阻进行了对比。在相同流量下,非交联压裂液降的摩阻明显低于常规胍胶压裂液。在现场对一系列压裂液进行了油管中的摩阻测试,非交联压裂液的摩阻低于胍胶压裂液摩阻,并且加重后的非交联压裂液同样具有良好的低摩阻性能,这与室内测试结果的规律性一致。采用非交联压裂液在塔里木油田进行了数口井次的施工,同样显示了其良好的低摩阻特性,不仅验证了试验测试结果的正确性,更能进一步推进非交联压裂液的现场应用,对于超深超高压井压裂施工具有重要意义。     

二氧化碳压裂供液系统设计

在CO_2压裂技术早期应用过程中,使用常规CO_2槽车和CO_2增压泵车作为压裂车的主要供液设备,施工过程中由于增压泵车的抽吸作用和地面管路的摩阻,使得CO_2槽车中处于临界状态的液态CO_2部分气化,导致施工排量难以提高且极不稳定,影响施工的正常进行。针对液态CO_2气化导致的压裂装备走空泵、排量波动、持续供液难等问题,主要从气体增压装置、控制系统、CO_2储罐及地面管汇四部分对供液系统进行设计,通过现场多井次的应用表明该供液系统可大幅提高施工排量,保持整个施工过程的排量平稳,为CO_2压裂技术的现场成功应用奠定了坚实的基础。文章主要从技术分析、系统功能、系统结构、现场应用四个方面介绍该供液系统。     

水力压裂摩阻类型及降阻措施

水力压裂摩阻引起施工压力增加,施工风险增大。水力压裂摩阻包括沿程摩阻和近井摩阻。近井摩阻产生机理最为复杂,其中射孔数不足、孔眼清洁度差以及孔眼堵塞产生孔眼摩阻;射孔相位不当、固井质量差以及多裂缝竞争延伸产生裂缝弯曲摩阻。降低压裂摩阻的工艺措施主要包括定向射孔、支撑剂段塞磨蚀、增大压裂液黏度、压裂液延迟交联等。     

径向井水力压裂摩阻影响因素与计算公式

为研究井眼内径及压裂施工参数对径向井压裂摩阻影响规律和确定井眼内压裂液摩阻大小,使用中国石油大学（华东）研制的压裂液摩阻测试系统（主要由摩阻测试控制中心、压裂液调配釜、可调速螺杆泵、变径管道、高灵敏度压力测量仪、电子流量计组成）,模拟径向井中压裂液的流动状态,并对压裂液摩阻进行准确测量,分析了影响压裂液摩阻的主要因素。实验结果表明,对径向井摩阻影响由大到小的因素依次为:井眼内径、排量、黏度、支撑剂粒径和砂比,且影响规律各有不同。采用降阻比原理,通过对322组实验数据进行回归拟合,建立了考虑井眼内径、排量、压裂液黏度、支撑剂粒径及砂比的径向井瓜胶压裂液摩阻损失计算关系式。利用相关系数检验法计算标准估计误差为0.140,拟合回归方程有效。实验发现,瓜胶压裂液黏度对摩阻有双重影响:一方面会增加流体内部以及流体与管壁间的剪切应力,导致摩阻损失增大;另一方面,随着黏度增加,聚合物溶液产生转捩延迟效应,同时对支撑剂控制能力增强,促使压裂液摩阻损失减小。      

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。     

川西地区压裂施工过程中管柱摩阻计算

以降阻比法为基础,分别对有机硼交联(HPG)压裂液的前置液、携砂液的沿程管柱摩阻计算方法进行分析,结合川西地区部分井压裂施工现场的施工数据,对管柱摩阻计算公式进行修正改进后,提高了压裂施工设计和数值模拟中摩阻参数计算的准确性;同时用计算机程序实现了施工过程管柱沿程摩阻的计算,可用于模拟压裂施工全过程的摩阻计算.对四川川西地区以油管方式注入井的水力压裂施工设计及现场施工过程中井底压力的分析具有重要意义.     

VES-SL粘弹性表面活性剂压裂液的研究及现场应用

为了降低压裂改造过程中压裂液对油藏和支撑裂缝的伤害,开发研制了VES-SL粘弹性表面活性剂压裂液,并利用RCV6300毛细管流变仪等试验仪器,对该压裂液的性能进行了研究。室内评价结果表明,VES-SL粘弹性表面活性剂压裂液在100℃和170s-1的条件下,经过1h的剪切,其粘度在130mPa·s以上;在120℃和170s-1的条件下,经过1h的剪切,其粘度达50mPa·s以上;随剪切时间的延长,该压裂液粘度变化很小;随温度的降低,该压裂液粘度具有很好的恢复性。试验结果表明,该压裂液粘度高且成本低,对地层的伤害要比HPG压裂液低50%左右。现场试验证实,VES-SL粘弹性表面活性剂压裂液的摩阻相当于清水摩阻的25%~30%,比HPG压裂液的摩阻低1MPa/1000m,2口压裂井共增产原油5600t。使用该压裂液进行压裂施工,可以有效地降低压裂液对油藏和支撑裂缝的伤害,同时提高油井的增产效果。     

有机硼交联压裂液在高温深井中的应用

针对胜利油田大北52断块深井高温油藏特点和压裂工艺要求,分析了压裂液选择的依据,筛选出了适合该油藏特征的有机硼交联压裂液体系。重点讨论了压裂液流变试验条件的选择、降阻性能、携砂能力和保护储层技术。室内试验和现场应用表明,该有机硼压裂液具有延迟交联、摩阻低、良好的耐温耐剪切性能、携砂能力强、易破胶、储层伤害小等优点,满足了深井高温压裂工艺的需要。