CN110513094B - 一种变浓度二氧化碳酸压方法 - Google Patents
一种变浓度二氧化碳酸压方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110513094B CN110513094B CN201910842977.0A CN201910842977A CN110513094B CN 110513094 B CN110513094 B CN 110513094B CN 201910842977 A CN201910842977 A CN 201910842977A CN 110513094 B CN110513094 B CN 110513094B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- acid
- truck
- carbon dioxide
- tank
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 124
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 112
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 67
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 33
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明公开一种变浓度二氧化碳酸压方法,包括以下步骤:(1)分别将酸罐A、酸罐B、水罐A直接与混砂车A的一端相连;(2)将混砂车A的另一端与压裂车A、高压管汇A依次串联;(3)将水罐B、混砂车B、压裂车B依次串联后与高压管汇A相连,然后将高压管汇A与井口相连;(4)将CO2槽车、CO2泵车、压裂车C、高压管汇B依次串联后与井口相连;(5)酸压施工时,压裂车A总泵注液量和总泵注排量分别为V A 、Q A ,压裂车B总泵注液量和总泵注排量分别为V B 、Q B ,压裂车C总泵注二氧化碳液量和总泵注二氧化碳排量分别为V 2 、Q 2 。本发明通过逐级控制变化酸液浓度及二氧化碳浓度,增大裂缝导流能力,显著改善酸压效果。
Description
技术领域
本发明属于油气田酸化压裂技术领域,具体涉及一种变浓度二氧化碳酸压方法。
背景技术
酸化压裂(酸压)是低渗碳酸盐岩储层油气井投产和增产的有效措施。它通过酸液对人工或天然裂缝壁面的非均匀刻蚀形成沟槽状或凹凸不平形态的通道,当裂缝闭合后,仍然具有极高渗流能力,从而改善油气井的渗流状况,使油气井获得增产。
气体增能酸压是常用的一种酸压工艺,但是目前常规做法是施工过程中拌注液氮。专利CN 106285612A虽然通过实时控制酸液浓度进行压裂,能增大裂缝导流能力,但是,其在高压注液阶段全程拌注液氮,仍然存在以下四方面的问题:一是仅变化酸液浓度对降低酸岩反应速率没有作用,不能有效提高酸液作用距离,导致难以显著改善酸压效果;二是恒定排量拌注液氮仅发挥增能促返排作用,对储层岩石致裂、降低酸岩反应速率没有作用;三是拌注的液氮会提高井筒流动摩阻,造成井口安全限压条件下酸液排量受限,不利于形成深穿透复杂缝网,难以有效沟通远井地层,导致酸压效果受限;四是液氮使用成本高。
发明内容
本发明的目的是提供一种变浓度二氧化碳酸压方法,以便有效提升酸压效果,并且满足油气田安全环保生产要求。
一种变浓度二氧化碳酸压方法,包括以下步骤:
(1)分别将酸罐A、酸罐B、水罐A直接与混砂车A的一端相连;
(2)将混砂车A的另一端与压裂车A、高压管汇A依次串联;
(3)将水罐B、混砂车B、压裂车B依次串联后与高压管汇A相连,然后将高压管汇A与井口相连;
(4)将CO2槽车、CO2泵车、压裂车C、高压管汇B依次串联后与井口相连;其中,所述CO2槽车装有液态二氧化碳,水罐A和水罐B均装有滑溜水,酸罐A装有降阻酸,酸罐B装有转向酸;
(5)酸压施工时,压裂车A总泵注液量和总泵注排量分别为压裂车B总泵注液量和总泵注排量分别为VB=V1-VA、压裂车C总泵注二氧化碳液量和总泵注二氧化碳排量分别为其中,ωo为原始酸液质量分数,%;ρo为原始酸液密度,g/cm3;V1为设计酸液用量,m3;Q1为设计酸液排量,m3/min;ω1为设计酸液质量分数,%;ρ1为设计酸液质量分数对应的酸液密度,g/cm3;VA为压裂车A总泵注液量,m3;QA为压裂车A总泵注排量,m3/min;VB为压裂车B总泵注液量,m3;QB为压裂车B总泵注排量,m3/min;V2为压裂车C总泵注二氧化碳液量,m3;Q2为压裂车C总泵注二氧化碳排量,m3/min;ω2为设计酸液质量分数对应的二氧化碳质量分数,%;并且所述二氧化碳质量分数ω2随设计酸液质量分数ω1的增大而增大。
优选地,ω2=ω1+5%。
优选地,所述压裂车A有多个且并联连接;所述压裂车B有多个且并联连接;所述压裂车C有多个且并联连接。
优选地,所述酸罐A、酸罐B、水罐A均有多个,且均与混砂车A的一端相连。
优选地,所述水罐B有多个,且均与混砂车B相连。
优选地,所述CO2槽车有多个,且均与CO2泵车相连。
本发明的优点:
(1)本发明提供的变浓度二氧化碳酸压方法,使用二氧化碳进行前期致裂造缝,更有利于形成复杂缝网;
(2)在高压注酸阶段拌注二氧化碳,二氧化碳浓度随酸浓度增大而增大,通过压裂车A、压裂车B、压裂车C的排量变化,逐级控制变化酸液浓度及二氧化碳浓度,能够有效抑制高浓度酸液条件下加剧的酸岩反应,大幅提高酸液有效作用距离,增大裂缝导流能力,降低储层伤害,显著改善酸压效果;
(3)拌注的二氧化碳在井筒温压作用下转化为超临界状态,流动摩阻较小,井口安全限压条件下可以提高酸液排量,利于形成深穿透复杂缝网,有效沟通远井地层,能够达到更好的酸压效果;
(4)本发明提供的变浓度二氧化碳酸压方法不仅减少井场酸罐数量,适应环境保护要求,同时二氧化碳的使用成本远低于液氮,拌注二氧化碳还能增能促返排。
附图说明
图1本发明一种变浓度二氧化碳酸压方法的地面设备布局示意图。
具体实施方式
实施例1
一种变浓度二氧化碳酸压方法,包括以下步骤:
(1)分别将酸罐A、酸罐B、水罐A直接与混砂车A的一端相连;
(2)将混砂车A的另一端与压裂车A、高压管汇A依次串联;
(3)将水罐B、混砂车B、压裂车B依次串联后与高压管汇A相连,然后将高压管汇A与井口相连;
(4)将CO2槽车、CO2泵车、压裂车C、高压管汇B依次串联后与井口相连;其中,所述CO2槽车装有液态二氧化碳,水罐A和水罐B均装有滑溜水,酸罐A装有降阻酸,酸罐B装有转向酸;
(5)酸压施工时,压裂车A总泵注液量和总泵注排量分别为压裂车B总泵注液量和总泵注排量分别为VB=V1-VA、压裂车C总泵注二氧化碳液量和总泵注二氧化碳排量分别为其中,ωo为原始酸液质量分数,%;ρo为原始酸液密度,g/cm3;V1为设计酸液用量,m3;Q1为设计酸液排量,m3/min;ω1为设计酸液质量分数,%;ρ1为设计酸液质量分数对应的酸液密度,g/cm3;VA为压裂车A总泵注液量,m3;QA为压裂车A总泵注排量,m3/min;VB为压裂车B总泵注液量,m3;QB为压裂车B总泵注排量,m3/min;V2为压裂车C总泵注二氧化碳液量,m3;Q2为压裂车C总泵注二氧化碳排量,m3/min;ω2为设计酸液质量分数对应的二氧化碳质量分数,%;并且所述二氧化碳质量分数ω2随设计酸液质量分数ω1的增大而增大,以抑制高浓度酸液条件下加剧的酸岩反应。
实施例2
在实施例1的基础上,ω2=ω1+5%;所述压裂车A有多个且并联连接;所述压裂车B有多个且并联连接;所述压裂车C有多个且并联连接;所述酸罐A、酸罐B、水罐A均有多个,且均与混砂车A的一端相连;所述水罐B有多个,且均与混砂车B相连;所述CO2槽车有多个,且均与CO2泵车相连;其地面设备布局如图1所示。
实施例3
在实施例2的基础上,利用本发明变浓度二氧化碳酸压方法对X井下古生界马家沟组碳酸盐岩储层进行改造;
X井碳酸盐岩储层目标层为下古生界马家沟组,改造层段3625.0~3636.5m,改造层段有效厚度7.5m,靠近储层上部3627.0~3630.0进行集中射孔;设计液态二氧化碳104.7m3、降阻酸196.5m3、滑溜水442.5m3、转向酸140.0m3;
施工所用降阻酸为工业盐酸配置,质量分数31%、密度1.1543g/cm3,即:ωo为31%,ρo为1.1543g/cm3;根据表1的不同酸液质量分数与密度对应数据,得到不同施工阶段设计酸液质量分数的密度;
表1:
酸液质量分数,% | 31 | 25 | 20 | 15 |
密度,g/cm<sup>3</sup> | 1.1543 | 1.1239 | 1.0980 | 1.0725 |
再通过分别计算压裂车A的总泵注液量和总泵注排量,通过VB=V1-VA、分别计算压裂车B的总泵注液量和总泵注排量,通过 分别计算压裂车C的总泵注二氧化碳液量和总泵注二氧化碳排量;其中,ωo为原始酸液质量分数,%;ρo为原始酸液密度,g/cm3;V1为设计酸液用量,m3;Q1为设计酸液排量,m3/min;ω1为设计酸液质量分数,%;ρ1为设计酸液质量分数对应的酸液密度,g/cm3;VA为压裂车A总泵注液量,m3;QA为压裂车A总泵注排量,m3/min;VB为压裂车B总泵注液量,m3;QB为压裂车B总泵注排量,m3/min;V2为压裂车C总泵注二氧化碳液量,m3;Q2为压裂车C总泵注二氧化碳排量,m3/min;ω2为设计酸液质量分数对应的二氧化碳质量分数,%;采用本发明设计的二氧化碳酸压施工泵注程序列于表2中;
表2:
经过变浓度二氧化碳酸压改造,该井返排率83.2%,日产气量达到39.66×104m3/d。
以该区块同期采用专利CN106285612A的方法进行酸压为对比例,其最高返排率为67.9%,日产气量最高仅28.38×104m3/d。
可见,X井采用本方法后,取得了较好的酸压效果。
实施例4
在实施例2的基础上,利用本发明变浓度二氧化碳酸压方法对XX井下古生界马家沟组碳酸盐岩储层进行改造;
XX井碳酸盐岩储层目标层为下古生界马家沟组,改造层段3098.5~4011.0m,改造层段有效厚度8.0m,靠近储层上部4000.0~4003.0进行集中射孔。设计液态二氧化碳214.2m3、降阻酸213.3m3、滑溜水481.7m3、转向酸160.0m3;
采用本发明设计的二氧化碳酸压施工泵注程序列于表3中;
表3:
经过变浓度二氧化碳酸压改造,该井返排率92.1%,日产气量达到53.52×104m3/d。
以该区块同期采用专利CN106285612A的方法进行酸压为对比例,其最高返排率为75.3%,日产气量最高仅35.15×104m3/d。
可见,XX井采用本方法后,取得了较好的酸压效果。
综上所述,本发明提供的变浓度二氧化碳酸压方法有效提升了酸压效果,并且满足油气田安全环保生产要求。
Claims (1)
1.一种变浓度二氧化碳酸压方法,其特征在于:包括以下步骤:
(1)分别将酸罐A、酸罐B、水罐A直接与混砂车A的一端相连;
(2)将混砂车A的另一端与压裂车A、高压管汇A依次串联;
(3)将水罐B、混砂车B、压裂车B依次串联后与高压管汇A相连,然后将高压管汇A与井口相连;
(4)将CO2槽车、CO2泵车、压裂车C、高压管汇B依次串联后与井口相连;其中,所述CO2槽车装有液态二氧化碳,水罐A和水罐B均装有滑溜水,酸罐A装有降阻酸,酸罐B装有转向酸;
(5)酸压施工时,压裂车A总泵注液量和总泵注排量分别为压裂车B总泵注液量和总泵注排量分别为VB=V1-VA、压裂车C总泵注二氧化碳液量和总泵注二氧化碳排量分别为其中,ωo为原始酸液质量分数,%;ρo为原始酸液密度,g/cm3;V1为设计酸液用量,m3;Q1为设计酸液排量,m3/min;ω1为设计酸液质量分数,%;ρ1为设计酸液质量分数对应的酸液密度,g/cm3;VA为压裂车A总泵注液量,m3;QA为压裂车A总泵注排量,m3/min;VB为压裂车B总泵注液量,m3;QB为压裂车B总泵注排量,m3/min;V2为压裂车C总泵注二氧化碳液量,m3;Q2为压裂车C总泵注二氧化碳排量,m3/min;ω2为设计酸液质量分数对应的二氧化碳质量分数,%;并且所述二氧化碳质量分数ω2随设计酸液质量分数ω1的增大而增大;
其中,ω2=ω1+5%;
所述压裂车A有多个且并联连接;所述压裂车B有多个且并联连接;所述压裂车C有多个且并联连接;
所述酸罐A、酸罐B、水罐A均有多个,且均与混砂车A的一端相连;
所述水罐B有多个,且均与混砂车B相连;
所述CO2槽车有多个,且均与CO2泵车相连。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201910842977.0A CN110513094B (zh) | 2019-09-06 | 2019-09-06 | 一种变浓度二氧化碳酸压方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201910842977.0A CN110513094B (zh) | 2019-09-06 | 2019-09-06 | 一种变浓度二氧化碳酸压方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN110513094A CN110513094A (zh) | 2019-11-29 |
CN110513094B true CN110513094B (zh) | 2021-12-14 |
Family
ID=68631525
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201910842977.0A Active CN110513094B (zh) | 2019-09-06 | 2019-09-06 | 一种变浓度二氧化碳酸压方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN110513094B (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112796729B (zh) * | 2020-12-24 | 2023-03-21 | 克拉玛依科美利化工有限责任公司 | 准干法液态超临界co2酸压方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102852508A (zh) * | 2012-08-23 | 2013-01-02 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 页岩气井液态co2压裂工艺 |
CN103924955A (zh) * | 2014-04-21 | 2014-07-16 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种页岩气井co2及滑溜水混合压裂工艺 |
CN106285612A (zh) * | 2015-05-25 | 2017-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于油气田酸化压裂的实时控酸浓度方法 |
CN109538177A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-03-29 | 中国石油大学(北京) | 一种超临界co2压裂的新工艺 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7712528B2 (en) * | 2006-10-09 | 2010-05-11 | World Energy Systems, Inc. | Process for dispersing nanocatalysts into petroleum-bearing formations |
-
2019
- 2019-09-06 CN CN201910842977.0A patent/CN110513094B/zh active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102852508A (zh) * | 2012-08-23 | 2013-01-02 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 页岩气井液态co2压裂工艺 |
CN103924955A (zh) * | 2014-04-21 | 2014-07-16 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种页岩气井co2及滑溜水混合压裂工艺 |
CN106285612A (zh) * | 2015-05-25 | 2017-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于油气田酸化压裂的实时控酸浓度方法 |
CN109538177A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-03-29 | 中国石油大学(北京) | 一种超临界co2压裂的新工艺 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN110513094A (zh) | 2019-11-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107255027B (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
Montgomery et al. | Hydraulic fracturing: History of an enduring technology | |
CN102168545B (zh) | 连续油管超临界co2喷射压裂方法 | |
CN105064975B (zh) | 非常规油气层渗透性水泥石压裂开采方法 | |
CN106593389B (zh) | 一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法 | |
CN105112040B (zh) | 一种气井耐高温可回收清洁压裂液的压裂方法 | |
CN110805419B (zh) | 一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法 | |
CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
CN110578506B (zh) | 一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法 | |
CN107366530B (zh) | 一种深层页岩气藏增产方法及其应用 | |
CN112302612A (zh) | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 | |
CN108612507B (zh) | 一种利用剪切增稠液体进行暂堵转向压裂的方法 | |
US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
CN113027407B (zh) | 一种泡沫-气体复合分段压裂地层方法 | |
WO2012122636A1 (en) | Method and apparatus of hydraulic fracturing | |
CN108316915B (zh) | 一种确定油气井致密储层中纤维暂堵转向液最优用量的方法 | |
CN110513094B (zh) | 一种变浓度二氧化碳酸压方法 | |
CN103541712B (zh) | 一种三叠系油藏氮气泡沫酸化解堵的方法 | |
CN113187459A (zh) | 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 | |
CN106285612B (zh) | 一种用于油气田酸化压裂的实时控酸浓度方法 | |
CN110439528B (zh) | 一种用于低渗非均质碳酸盐岩气藏的二氧化碳酸压方法 | |
CN114737940A (zh) | 一种三维井带渗流暂堵体积压裂方法 | |
CN104121000B (zh) | 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法 | |
CN112796727A (zh) | 一种针对陆相页岩储层的复合体积压裂***及方法 | |
CN105888604B (zh) | 一种适用于低压气田老井重复改造近井筒地层永久性封堵的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |