CN112145144B - 一种基于多级液态co2相变的复合压裂改造***及方法 - Google Patents
一种基于多级液态co2相变的复合压裂改造***及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112145144B CN112145144B CN202011014962.4A CN202011014962A CN112145144B CN 112145144 B CN112145144 B CN 112145144B CN 202011014962 A CN202011014962 A CN 202011014962A CN 112145144 B CN112145144 B CN 112145144B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- liquid
- fracturing
- phase change
- blasting
- pressure
- 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
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 176
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 230000009466 transformation Effects 0.000 title description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 92
- 238000005422 blasting Methods 0.000 claims abstract description 67
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 63
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 25
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 17
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 13
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 3
- 238000011278 co-treatment Methods 0.000 claims description 2
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 2
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 9
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 102
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009417 prefabrication Methods 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B43/25—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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
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)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明涉及一种基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***及方法,所述的复合压裂改造***,包括液态CO2注入单元、常规压裂液注入单元、地下***压裂单元和地面控制单元;所述的液态CO2注入单元和常规压裂液注入单元通过压裂管柱与地下***压裂单元相连接;地面控制单元通过电缆与地下***压裂单元相连接;并根据该复合压裂改造***提供一种复合压裂改造的方法。本发明提供的复合压裂改造***通过多级CO2相变与一趟管柱实现了CO2前置增能,充分利用CO2相变***的安全性,有效降低低渗或深部致密油气储层岩石破裂压力;使得地下原油驱动压力可提升2~5MPa,压后4h压裂液返排率可达80%以上、压裂有效期可延长6~18个月。
Description
技术领域
本发明属于石油工程技术领域,特别涉及一种基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***及方法。
背景技术
压裂是油田增产改造的关键技术,而对于破裂压力异常高和堵塞严重的低渗或深部致密油气储层,常规的压裂改造方法难以使岩石起裂。每年都存在部分储层因异常难压而施工失败,导致浪费大量的人力和财力。因此有必要针对破裂压力异常高和堵塞严重的低渗或致密油气储层,提供有效的技术支持。
近年来,液态CO2干法压裂因具有低伤害、易返排等优势,已经得到了国内广泛的关注和研究,但是单纯的液态CO2粘度低,滤失严重,携砂能力差,难以形成裂缝的有效支撑。目前提出液态CO2前置增能和水力压裂相结合的方法,不仅弥补了液态CO2干法压裂的不足,还克服了传统水力压裂的压裂液返排率低、返排时间长以及补充地层能量困难等问题。但是,液态CO2前置增能协同水力压裂改造方法对于破裂压力异常高和堵塞严重的低渗或深部致密油气储层,在常规压裂设备条件下,储层岩石仍然难以开裂,造成压裂施工受阻。
因此,为了降低储层岩石破裂压力和消除堵塞物对破裂压力的影响,目前一般采用酸压或酸预处理技术、复合压裂技术(如CO2***-水力压裂改造增产方法、******-液态CO2压裂方法)等。酸压或酸预处理技术能使储层微观孔隙结构发生改变,改变岩石的力学参数,增加储层的渗透性,从而达到降低破裂压力的目的。但是在面临泥浆堵塞严重的地层时,一方面,酸液渗滤困难,对堵塞物溶解速度慢;另一方面,酸液组分选取不合适,容易造成对储层的二次伤害,尤其是形成的酸渣难以返排。近年来,液态CO2相变***技术克服了传统******中破坏程度大、危险系数高等缺点,除此之外CO2气体还能营造出类惰性气体环境,具有抑爆、抑燃的特点,在提高煤层透气性、提高瓦斯抽放效率、巷道顶底板治理、煤仓清堵等工程实践中,均取得良好效果。
中国专利文献CN110541696A公开的一种油气井二氧化碳***-水力压裂改造增产方法,包括预制***方案,***及压裂设备预制,***作业,水力压力及结果监测。但是对于破裂压力异常高和堵塞严重的低渗或深部致密油气储层,这种单级CO2***技术受到储液容器体积限制,一方面明显存在***能量不足,另一方面,不能形成脉冲冲击波,难以形成多条径向裂缝以降低岩石破裂压力,影响水力压裂改造效率及效果,同时单级液态CO2***技术中能量一次性释放,其释放能量大小在工程上也难以控制;且该专利没有提到水力压裂的具体实施措施,很难对油田的实际施工起到指导作用。
中国专利文献CN105221129A公开了一种水压***启裂-CO2携支撑剂压裂的储层增透方法,包括装药、注水封孔、水压***和超临界或液态CO2压裂步骤;其中,在装药步骤前,还包括钻井和固井,以利用生产套管形成钻井;必要时,在表层套管和生产套管之间设置至少一层技术套管;在压裂步骤前,还包括利用混砂泵,将陶粒支撑剂与超临界或液态CO2按设定配比充分混合,并加入必要的添加剂,形成备用的压裂液;在压裂步骤中,还包括采用微地震监测仪进行裂缝延伸的实时监测,以准确监测裂缝的影响范围。但该方法施工较为复杂,******危险性高,加载时间短,容易影响固井质量;且单一液态CO2压裂携砂困难,难以有效支撑裂缝,严重影响压裂改造效果,而且常规水力压裂过程中水基压裂液返排困难,容易伤害储层。
发明内容
针对现有技术的不足,本发明提出了一种基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***及方法,充分利用了液态CO2相变***的安全性,实现了***能量逐级释放,有效降低岩石破裂压力,同时,通过一趟流程实现了CO2前置增能,该方法高效、环保、对储层伤害小。
本发明的主要技术方案如下:
一种基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***,包括液态CO2注入单元、常规压裂液注入单元、地下***压裂单元和地面控制单元;所述的液态CO2注入单元和常规压裂液注入单元通过压裂管柱与地下***压裂单元相连接;地面控制单元通过电缆与地下***压裂单元相连接;
所述的液态CO2注入单元包括液态CO2储罐,液态CO2增压设备,气液分离设备,高压泵送设备;所述的液态CO2储罐,液态CO2增压设备,气液分离设备,高压泵送设备通过管线依次连接,高压泵送设备再连接到液态CO2储罐和液态CO2增压设备之间的管线上,形成闭环;
所述的常规压裂液注入单元包括水基压裂液储罐,支撑剂储罐,混砂设备,常规泵送设备液态CO2储罐;所述的水基压裂液储罐,支撑剂储罐,混砂设备,常规泵送设备液态CO2储罐通过管线依次连接;
所述的地下***压裂单元包括井口装置,井口装置下方设置有套管;所述的套管内设置有压裂管柱、封隔器和多级液态CO2相变***装置;所述压裂管柱底端和多级液态CO2相变***装置通过螺纹连接,所述的封隔器位于套管和多级液态CO2相变***装置之间,形成井筒密闭空间;
所述的多级液态CO2相变***装置包括外壳,外壳内部设置有2~4个液态CO2相变发生装置;所述的液态CO2相变装置包括充气堵头,充气堵头上方设置有放气孔,充气堵头下方设置有与充气嘴配合的直槽口,充气堵头中心孔处设置有单向阀,充气堵头尾端连有加热管,充气堵头与高压发生装置间隙配合,高压发生装置下端与放气堵头间隙配合,放气堵头中心孔位置有剪切片。
根据本发明优选的,所述外壳为管状结构,外径为60~80mm,内径与液态CO2相变发生装置为间隙配合;外壳开口端处设置有接线孔,并连接到每一级液态CO2相变发生装置前端;所述外壳开口端表面有螺纹,可以连接到压裂管柱。
进一步优选的,所述的接线孔为圆孔,数量为2个;所述的放气孔数量为8~16个,均匀的分布在外壳的中心轴线上,并垂直于中心轴线。放气孔直径为8~10mm。
根据本发明优选的,所述液态CO2相变发生装置为圆柱体,管长为400~1000mm。
根据本发明优选的,所述加热管为半直槽型圆柱状,管内装有电热丝,将电热丝固装在管中间,隔有绝缘材料,不与外壁接触,接通电源后,在1~2min可以加热到100℃~150℃。
根据本发明优选的,所述的单向阀前端开启压力为5~10MPa。
根据本发明优选的,所述剪切片破裂压力为90~100MPa。
利用上述基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***进行复合压裂改造的方法,包括以下步骤:
步骤1,根据油气藏和测井数据分析地层异常高压或堵塞严重位置,确定目的层井段,再根据异常压力或堵塞程度,设计相应的施工参数;
步骤2,布置井场,连接地面设备,对液态CO2相变发生装置进行预处理;
步骤3,通过地面控制单元,以电加热发式,按照间隔5~15s逐级点燃液态CO2相变***装置;
步骤4,打开地面液态CO2注入单元,当压力值达到1.2MPa~1.6MPa,建立管道内基本压力,增压流程结束;通过储罐中的液态CO2,将设备和管线温度降低到20℃以下,循环预冷过程结束;按设计量将液态CO2泵入井筒,液态CO2流经多级液态CO2相变致裂装置的放气堵头及炮眼,进入地层,实现CO2前置增能;
步骤5,前置增能结束后,开启常规压裂液注入单元,将水基压裂液注入井筒,在泵送过程中,通过混砂设备将支撑剂与水基压裂液混合,直至完成整个压裂作业;
步骤6,泵注施工结束后,待水基压裂液破胶一定时间后,开井返排压裂液,根据压力情况控制返排量,待见井口排液时有CO2返出时,停止返排。
根据本发明优选的,步骤2中,所述的液态CO2相变发生装置进行预处理具体过程为:向每一级的液态CO2相变发生装置内充入CO2气体,然后再将液态CO2相变发生装置组装为多级液态CO2相变***装置。
根据本发明优选的,步骤3中,所述间隔时间为8~10s。
根据本发明优选的,步骤5中,所述水基压裂液用量大于等于支撑剂与水基压裂液用液总量的65%。
有益效果:
1.本发明提供的复合压裂改造***相比酸压或酸化预处理技术,在遇到堵塞严重的地层时,多级CO2相变释放的高压气体可以穿透近井地带污染区沟通地层天然裂缝,提高油层的导流能力;且CO2***中形成压力波,反射迭加所造成的压力脉冲对地层的振动、冲刷作用,可以破坏堵塞颗粒与储层之间的结合力,产生松动作用,解除机械杂质堵塞。
2.本发明提供的复合压裂改造***通过多级CO2相变实现了CO2前置增能,充分利用 CO2相变***的安全性,有效降低低渗或深部致密油气储层岩石破裂压力;使得地下原油驱动压力可提升2~5MPa,压后4h压裂液返排率可达80%以上、压裂有效期可延长6~18个月,有效提升了地层能量、增强了地下原油流动的驱动压力,缩短了压裂液返排时间、延长了压裂改造有效期。
3.本发明提供的复合压裂改造***中多级CO2相变***装置弥补了针对低渗或深部致密油气储层降破裂压力过程中传统单级CO2***能量不足的问题。多级CO2相变***装置在第一次相变过程中通过应力波和高能气体的共同作用下,形成大量的初始裂缝,再经过第二次和第三次相变***后,大量高能气体楔入第一次冲击形成的初始裂缝中,微裂缝开始一定扩展,有利于后续液态CO2的注入以及水力压裂的实施。并且,多级CO2相变***装置可以借助延迟开关,实现***能量逐级释放,达到类似脉冲泵注效果,更有利于岩石开裂与扩展。
4.本发明提供的复合压裂改造***中多级CO2相变***装置可以在CO2相变致裂结束后,不用起下工具,采用一趟管柱与流程直接进行前置增能与水力压裂施工,操作简单,减少了时间和人力的浪费;同时弥补了常规液态CO2压裂液黏度低,携砂能力差以及水基压裂液返排困难等问题。同时,大量进入储层的CO2与原油混合,有利于原油在储层的流动;可以高效的置换甲烷,CO2在页岩层的吸附能力远大于甲烷,因此可以有效置换甲烷,提高产量;且形成的微酸性环境可以抑制黏土矿物膨胀,降低水敏与水锁效应。
附图说明
图1为基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***的整体示意图。
图2为多级液态CO2相变***装置结构示意图。
图3为单级液态CO2相变发生装置结构示意图。
图4为多级液态CO2相变***装置立体示意图。
图中:1-液态CO2储罐,2-液态CO2增压设备,3-气液分离设备,4-高压泵送设备,5-水基压裂液储罐,6-支撑剂储罐,7-混砂设备,8-常规泵送设备,9-地面控制设备,10-井口装置,11-套管,12-电缆,13-压裂管柱,14-封隔器,15-多级液态CO2相变***装置,16-外壳,17-一级液态CO2相变发生装置,18-二级液态CO2相变发生装置,19-三级液态CO2相变发生装置,20-接线孔,21-放气孔,22-充气堵头,23-单向阀,24-加热管,25-高压发生装置,26-剪切片,27-放气堵头。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行描述,以便于本技术领域的技术人员理解本发明,但应该清楚,本发明不限于具体实施方式的范围,对本技术领域的普通技术人员来讲,只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内,这些变化是显而易见的,一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
实施例1
如图1~4所示,一种基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***,包括液态CO2注入单元、常规压裂液注入单元、地下***压裂单元和地面控制单元;所述的液态CO2注入单元和常规压裂液注入单元通过压裂管柱13与地下***压裂单元相连接;所述的地面控制单元包括地面控制设备9,地面控制设备9通过电缆28与地下***压裂单元相连接;
所述的液态CO2注入单元包括液态CO2储罐1,液态CO2增压设备2,气液分离设备3,高压泵送设备4;所述的液态CO2储罐1,液态CO2增压设备2,气液分离设备3,高压泵送设备4通过管线依次连接,高压泵送设备4再连接到液态CO2储罐1,液态CO2增压设备2 之间的管线上,形成闭环;
所述的常规压裂液注入单元包括水基压裂液储罐5,支撑剂储罐6,混砂设备7,常规泵送设备液态CO2储罐8;所述的水基压裂液储罐5,支撑剂储罐6,混砂设备7,常规泵送设备液态CO2储罐8通过管线依次连接;
所述的地下***压裂单元包括井口装置10,井口装置10下方设置有套管11;所述的套管11内设置有压裂管柱13,封隔器14和多级液态CO2相变***装置15;所述压裂管柱13底端和多级液态CO2相变***装置15通过螺纹连接;所述的封隔器14位于套管11和多级液态CO2相变***装置15之间,形成井筒密闭空间;
所述的多级液态CO2相变***装置15包括外壳16,外壳16内部设置有三个液态CO2相变装置,分别为一级液态CO2相变装置17、二级液态CO2相变装置18和三级液态CO2相变装置19,三个液态CO2相变装置依次连接;
所述的液态CO2相变装置包括充气堵头22,充气堵头22上设置有与充气嘴配合的直槽口,充气堵头22中心孔处设置有单向阀23,充气堵头22尾端连有加热管24,充气堵头22与高压发生装置25间隙配合,高压发生装置25下端与放弃堵头27间隙配合,放气堵头中心孔位置有剪切片26。
所述外壳16为管状结构,外径为80mm,内径与液态CO2相变发生装置为间隙配合;外壳16开口端处设置有接线孔20,并连接到每一级液态CO2相变发生装置前端,外壳开口端有螺纹,可以连接到压裂管柱13,外壳16尾端设置有放气孔21。所述的接线孔20为圆孔,数量为2个;所述的放气孔21数量为10个,均匀的分布在外壳16的中心轴线上,并垂直于中心轴线。放气孔直径为8mm。
所述一级液态CO2相变发生装置17为圆柱体,管长为800mm;所述二级液态CO2相变发生装置18为圆柱体,管长为600mm;所述三级液态CO2相变发生装置19为圆柱体,管长为400mm。
所述加热管24为半直槽型圆柱状,管内装有电热丝,将电热丝固装在管中间,不与外壁接触,隔有绝缘材料,接通电源后,在1~2min可以加热到100℃~150℃。
所述的单向阀前端开启压力为5MPa;所述剪切片破裂压力为90MPa。
实施例2
如实施例1所述的基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***,不同之处在于,所述的多级液态CO2相变***装置15中设置有4个液态CO2相变发生装置。所述液态CO2相变发生装置的管长分别为800mm、600mm、400mm和400mm。
实施例3
如实施例1所述的基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***,不同之处在于,所述的多级液态CO2相变***装置15中设置有2个液态CO2相变***装置。所述液态CO2相变***装置的管长分别为800mm和600mm。
实施例4
如实施例1所述的基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***,不同之处在于,所述一级液态CO2相变发生装置17为圆柱体,管长为1000mm;所述二级液态CO2相变发生装置18为圆柱体,管长为800mm;所述三级液态CO2相变发生装置19为圆柱体,管长为600mm。
实施例5
一种利用实施例1提供的基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***进行复合压裂改造的方法,包括以下步骤:
步骤1,根据油气藏和测井数据分析地层异常高压或堵塞严重位置,确定目的层井段,再根据异常压力或堵塞程度,设计相应的施工参数,以某井为例,埋深2408.7m,储层破裂压力为78.2MPa,井底压力26.7MPa,设置多级二氧化相变***装置级数为2级,第一级液态CO2相变发生装置长度为1000mm,第二级液态CO2相变发生装置长度为800mm,第一级填装液态CO2量为0.62g/cm3,第一级所达到的峰值压力为123.5MPa,第二级所所填装液态 CO2量为0.55g/cm3,第二级所能达到的峰值压力为80.3MP。
步骤2,布置井场,连接地面设备,向每一级的液态CO2相变发生装置内充入CO2气体,然后再将液态CO2相变发生装置组装为多级液态CO2相变***装置;
步骤3,通过地面控制单元,以电加热发式,按照间隔5s逐级点燃液态CO2相变***装置;
步骤4,打开地面液态CO2注入单元,当压力值达到1.2MPa,建立管道内基本压力,增压流程结束;通过储罐中的液态CO2,将设备和管线温度降低到20℃以下,循环预冷过程结束;按设计量将液态CO2泵入井筒,液态CO2流经多级液态CO2相变致裂装置的放气堵头及炮眼,进入地层,实现CO2前置增能;
步骤5,前置增能结束后,开启常规压裂液注入单元,按照水基压裂液用量为支撑剂与水基压裂液用液总量的50%将水基压裂液注入井筒,在泵送过程中,通过混砂设备将支撑剂与水基压裂液混合,直至完成整个压裂作业;
步骤6,泵注施工结束后,待水基压裂液破胶一定时间后,开井返排压裂液,根据压力情况控制返排量,待见井口排液时有CO2返出,则停止返排。
本实施例复合压裂改造后,近井带地层压力达到了29.7MPa,压后4h压裂液返排率达82%,压裂有效期延长了12个月。
实施例6
如实施例5所述的复合压裂改造的方法,不同之处在于,步骤3中逐级点燃液态CO2相变***装置的间隔时间为10s。
本实施例复合压裂改造中,近井带地层压力达到了30.1MPa,压后4h压裂液返排率达到了88%,压裂有效期延长了18个月。
实施例7
一种利用实施例1提供的基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***进行复合压裂改造的方法,包括以下步骤:
步骤1,根据油气藏和测井数据分析地层异常高压或堵塞严重位置,确定目的层井段,再根据异常压力或堵塞程度,设计相应的施工参数,以某井为例,埋深3070.6m,储层破裂压力为85.5MPa,地层压力为32.1MPa,设置多级二氧化相变***装置级数为4级,第一级液态CO2相变发生装置长度为1000mm,第二级液态CO2相变发生装置长度为800mm,第三级液态CO2相变发生装置长度为600mm,第四级液态CO2相变发生装置长度为400mm,第一级填装液态CO2量为0.82g/cm3,第一级所达到的峰值压力为231.4MPa,第二级所所填装液态CO2量为0.62g/cm3,第二级所能达到的峰值压力为123.5MPa,第三级填装液态CO2量为0.52g/cm3,第三级所达到的峰值压力为68.3MPa,第四级填装液态CO2量为0.44g/cm3,第四级所达到的峰值压力为33.4MPa。
步骤2,布置井场,连接地面设备,向每一级的液态CO2相变发生装置内充入CO2气体,然后再将液态CO2相变发生装置组装为多级液态CO2相变***装置;
步骤3,通过地面控制单元,以电加热发式,按照间隔5s逐级点燃液态CO2相变***装置;
步骤4,打开地面液态CO2注入单元,当压力值达到1.2MPa,建立管道内基本压力,增压流程结束;通过储罐中的液态CO2,将设备和管线温度降低到20℃以下,循环预冷过程结束;按设计量将液态CO2泵入井筒,液态CO2流经多级液态CO2相变致裂装置的放气堵头及炮眼,进入地层,实现CO2前置增能;
步骤5,前置增能结束后,开启常规压裂液注入单元,按照水基压裂液用量为支撑剂与水基压裂液用液总量的50%将水基压裂液注入井筒,在泵送过程中,通过混砂设备将支撑剂与水基压裂液混合,直至完成整个压裂作业;
步骤6,泵注施工结束后,待水基压裂液破胶一定时间后,开井返排压裂液,根据压力情况控制返排量,待见井口排液时有CO2返出,则停止返排。
本实施例复合压裂改造中,近井带地层压力达到了36.6MPa,压后4h压裂液返排率达到了92%,压裂有效期延长了18个月。
Claims (10)
1.一种基于多级液态CO2相变的复合压裂改造***,包括液态CO2注入单元、常规压裂液注入单元、地下***压裂单元和地面控制单元;所述的液态CO2注入单元和常规压裂液注入单元通过加注管线与地下***压裂单元相连接;地面控制单元通过电缆与地下***压裂单元相连接;
所述的液态CO2注入单元包括液态CO2储罐,液态CO2增压设备,气液分离设备,高压泵送设备;所述的液态CO2储罐,液态CO2增压设备,气液分离设备,高压泵送设备通过管线依次连接,高压泵送设备再连接到液态CO2储罐和液态CO2增压设备之间的管线上,形成闭环;
所述的常规压裂液注入单元包括水基压裂液储罐,支撑剂储罐,混砂设备,常规泵送设备液态CO2储罐;所述的水基压裂液储罐,支撑剂储罐,混砂设备,常规泵送设备液态CO2储罐通过管线依次连接;
所述的地下***压裂单元包括井口装置,井口装置下方设置有套管;所述的套管内设置有压裂管柱、封隔器和多级液态CO2相变***装置;所述压裂管柱底端和多级液态CO2相变***装置通过螺纹连接;所述的封隔器位于套管和多级液态CO2相变***装置之间,形成井筒密闭空间;
所述的多级液态CO2相变***装置包括外壳,外壳内部设置有2~4个液态CO2相变发生装置;所述的液态CO2相变装置包括充气堵头,充气堵头上方设置有放气孔,充气堵头下方设置有与充气嘴配合的直槽口,充气堵头中心孔处设置有单向阀,充气堵头尾端连有加热管,充气堵头与高压发生装置间隙配合,高压发生装置下端与放气堵头间隙配合,放气堵头中心孔位置有剪切片。
2.如权利要求1所述的复合压裂改造***,其特征在于,所述外壳为管状结构,外径为60~80mm,内径与液态CO2相变发生装置为间隙配合;外壳开口端处设置有接线孔,并连接到每一级液态CO2相变发生装置前端;所述外壳开口端表面有螺纹,可以连接到压裂管柱。
3.如权利要求2所述的复合压裂改造***,其特征在于,所述的接线孔为圆孔,数量为2个;所述的放气孔数量为8~16个,均匀的分布在外壳的中心轴线上,并垂直于中心轴线,放气孔直径为8~10mm。
4.如权利要求1所述的复合压裂改造***,其特征在于,所述液态CO2相变发生装置为圆柱体,管长为400~1000mm。
5.如权利要求2所述的复合压裂改造***,其特征在于,所述加热管为半直槽型圆柱状,管内装有电热丝,将电热丝固装在管中间,隔有绝缘材料,不与外壁接触,接通电源后,在1~2min可以加热到100℃~150℃。
6.如权利要求2所述的复合压裂改造***,其特征在于,所述的单向阀前端开启压力为5~10MPa,所述剪切片破裂压力为90~100MPa。
7.权利要求1-6任意一项所述的复合压裂改造***进行复合压裂改造的方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤1,根据油气藏和测井数据分析地层异常高压或堵塞严重位置,确定目的层井段,再根据异常压力或堵塞程度,设计相应的施工参数;
步骤2,布置井场,连接地面设备,对液态CO2相变发生装置进行预处理;
步骤3,通过地面控制单元,以电加热发式,按照间隔5~15s逐级点燃液态CO2相变***装置;
步骤4,打开地面液态CO2注入单元,当压力值达到1.2MPa~1.6MPa,建立管道内基本压力,增压流程结束;通过储罐中的液态CO2,将设备和管线温度降低到20℃以下,循环预冷过程结束;按设计量将液态CO2泵入井筒,液态CO2流经多级液态CO2相变致裂装置的放气堵头及炮眼,进入地层,实现CO2前置增能;
步骤5,前置增能结束后,开启常规压裂液注入单元,将水基压裂液注入井筒,在泵送过程中,通过混砂设备将支撑剂与水基压裂液混合,直至完成整个压裂作业;
步骤6,泵注施工结束后,待水基压裂液破胶后,开井返排压裂液,根据压力情况控制返排量,待见井口排液时有CO2返出时,停止返排。
8.如权利要求7所述的复合压裂改造的方法,其特征在于,步骤2中,所述的液态CO2相变发生装置进行预处理具体过程为:向每一级的液态CO2相变发生装置内充入CO2气体,然后再将液态CO2相变发生装置组装为多级液态CO2相变***装置。
9.如权利要求7所述的复合压裂改造的方法,其特征在于,步骤3中,所述间隔时间为8~10s。
10.如权利要求7所述的复合压裂改造的方法,其特征在于,步骤5中,所述水基压裂液用量大于等于支撑剂与水基压裂液用液总量的65%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011014962.4A CN112145144B (zh) | 2020-09-24 | 2020-09-24 | 一种基于多级液态co2相变的复合压裂改造***及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011014962.4A CN112145144B (zh) | 2020-09-24 | 2020-09-24 | 一种基于多级液态co2相变的复合压裂改造***及方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112145144A CN112145144A (zh) | 2020-12-29 |
CN112145144B true CN112145144B (zh) | 2022-04-29 |
Family
ID=73897955
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202011014962.4A Active CN112145144B (zh) | 2020-09-24 | 2020-09-24 | 一种基于多级液态co2相变的复合压裂改造***及方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN112145144B (zh) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112832718B (zh) * | 2021-03-12 | 2022-04-05 | 西南石油大学 | 一种深层页岩气开发方法 |
CN113090240B (zh) * | 2021-04-27 | 2022-05-27 | 河南理工大学 | 一种油气井液态co2溶浸与致裂储层改造一体化设备 |
CN113274746B (zh) * | 2021-06-17 | 2022-04-05 | 长沙领英智造科技有限公司 | 一种影视***特效助推***及实施方法 |
CN114876435B (zh) * | 2022-05-30 | 2023-03-21 | 中国矿业大学 | 一种页岩气井助燃剂投放与甲烷原位燃爆压裂方法 |
CN115522905B (zh) * | 2022-11-24 | 2023-04-07 | 中国石油大学(华东) | 一种页岩气储层甲烷燃爆压裂装置及其控制方法 |
CN116771318B (zh) * | 2023-08-25 | 2023-11-07 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | 一种二氧化碳压裂用分段注入工具 |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102704922B (zh) * | 2012-05-30 | 2013-03-06 | 中国石油大学(华东) | 超临界二氧化碳携砂流动机理研究实验装置 |
NZ728093A (en) * | 2014-07-08 | 2022-10-28 | Planet H2O Pty Ltd | Vacuum distillation apparatus |
CN104533404B (zh) * | 2014-12-09 | 2017-04-05 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 模拟复杂缝网内支撑剂运移的可视化实验装置 |
US10267133B2 (en) * | 2016-06-06 | 2019-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for fracturing a subterranean formation |
CN106195616B (zh) * | 2016-08-04 | 2017-09-01 | 重庆大学 | 一种液体二氧化碳灌装*** |
CN107939621B (zh) * | 2017-12-01 | 2024-04-02 | 西安交通大学 | 基于翅片套管开发热干岩地热能的s-co2发电***及方法 |
CN110195580B (zh) * | 2019-05-27 | 2022-04-05 | 煤科集团沈阳研究院有限公司 | 一种气液两相联合作用煤层增透方法 |
CN111173513B (zh) * | 2020-03-16 | 2020-11-27 | 中国矿业大学 | 一种煤矿采空区坚硬顶板低温致裂放顶方法 |
-
2020
- 2020-09-24 CN CN202011014962.4A patent/CN112145144B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN112145144A (zh) | 2020-12-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN112145144B (zh) | 一种基于多级液态co2相变的复合压裂改造***及方法 | |
CN105625946B (zh) | 煤层气水平井超临界co2射流造腔及多段同步爆燃压裂方法 | |
US20240110465A1 (en) | Cracking permeability increasing method combining hydraulic fracturing and methane in-situ combustion explosion | |
CN103306660B (zh) | 一种页岩气藏水力压裂增产的方法 | |
CN101539007B (zh) | 磨料喷射装置及磨料射流射孔、分层压裂方法 | |
CN104632174A (zh) | 煤层液态二氧化碳压裂装置及方法 | |
CN103352684B (zh) | 化学物理复合***压裂器及其制造方法 | |
CN204419145U (zh) | 煤层液态二氧化碳压裂装置 | |
CN104763427B (zh) | 一种超临界co2预裂煤矿厚硬难垮顶板的方法 | |
CN109594964B (zh) | 一种油气井田增产用气动力深穿透复合解堵工艺及装置 | |
CN109488299B (zh) | 一种综掘岩巷硬岩水力压裂软化装置与方法 | |
CN103184867B (zh) | 适用于多级水力喷射压裂的封隔喷射工具地面模拟方法 | |
CN112696182A (zh) | 一种钻孔封堵致裂注水一体化结构及其使用方法 | |
CN112832728A (zh) | 一种基于甲烷多级燃爆的页岩储层压裂方法 | |
CN113027407B (zh) | 一种泡沫-气体复合分段压裂地层方法 | |
CN114165198B (zh) | 一种定向水力裂切煤层卸压增透装置及卸压增透方法 | |
WO2020030043A1 (zh) | 一种油井高压气体冲压装置及方法 | |
CN110630208A (zh) | 一种瓦斯抽采钻孔多级分段注浆封堵装置及其密封方法 | |
CN107654213B (zh) | 一种高能负压解堵装置 | |
CN108756845B (zh) | 一种扩容增量爆燃压裂方法 | |
CN112943191A (zh) | 一种钻孔内充填干冰增透驱替煤层瓦斯的方法 | |
CN112392484B (zh) | 一种不动管柱的二氧化碳相变致裂增透装置及工作方法 | |
CN106593387A (zh) | 一种实现水平井分段多簇压裂的方法 | |
CN110410053A (zh) | 基于孔眼支护的煤矿顶板卸压方法 | |
CN112593911B (zh) | 一种煤矿地面水平井分段动力掏煤扩径方法 |
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 |