二氧化碳压裂物性参数计算及分析
CO2泡沫压裂技术在煤层气井的应用
CO2泡沫压裂技术在煤层气井的应用摘要：根据二氧化碳泡沫压裂的特点，系统分析了二氧化碳压裂增产机理，结合沁水盆地煤层地质的实际情况，设计了该区二氧化碳泡沫压裂的煤储层改造增产技术。
二氧化碳泡沫压裂井和常规清水压裂井的压后产气对比表明：二氧化碳泡沫压裂从一定程度上可以提高煤层气井的产气量，具有较好的应用前景。
煤层气是一种非常规天然气资源，煤层气储层于天然气储层相比具有很大的差异，为了提高煤层气储层的导流能力，研究人员对煤层气井进行了多方面的研究实验，大部分是将油井上用过的压裂技术直接搬到煤层气井上实验，目前，大多采用活性水作为压裂液进行煤层气储层改造，而且取得了一定效果，但产量不尽如人意。
而CO2泡沫压裂液具有防膨、降阻、滤失量低、助排及携砂能力强、返排快、对地层伤害小等多种特性，所以适合低压、低渗、水敏性等复杂煤层的压裂，为了促进煤层气产业的发展，本文以沁水盆地柿庄矿为研究对象，对该矿井内煤层气储层吸附CO2和甲烷气体的差异性进行比较，对CO2泡沫压裂工艺技术进行了研究。
一、沁水盆地CO2泡沫压裂增产机理沁水盆地位于山西省东南部，岩石力学性质处于中等强度。
沉积层有前寒武系、寒武系，加里东运动本区隆起，盆地含煤地层主要是石炭统太原组和下二叠统山西组，煤种以变质烟煤和无烟煤为主，煤层埋深适中（300-1000米），含气量高（19-26m3/t）具备良好的煤层气资源条件。
1.1煤层气储层对二氧化碳气体和甲烷吸附差异性影响煤层吸附气体能力的主要因素是：压力、温度、气体运动的剧烈程度。
相同状况下，甲烷气体比CO2气体分子运动更剧烈，因此CO2气体更容易被吸附。
为了了解沁水盆地煤储层对CO2和甲烷吸附性的差异性，根据沁水盆地煤样实验结果表明：在较低压力时，煤层优先吸附CO2，当压力较高时，煤层对CO2气体被有选择性地吸附。
1.2CO2泡沫压裂压裂增产机理CO2泡沫压裂有液体CO2与清水混注增能的储层改造，有纯CO2液体作为介质进行的储层改造，本文主要分析前者。
页岩超临界二氧化碳压裂分析
页岩L145三轴超临界CO2压裂(500kPa/min)
声发射定位图
声发射事件累计值、孔压变化
孔压达到 孔压达到 28 MPa 22MPa时 时形成贯 页岩形成 穿裂缝； 贯穿裂缝； 平均源幅 平均源幅 值46.0dB 值45.4dB 较强 裂缝扩展能力 较弱 源幅值 高 低 （释放能量）
三向围压加载
剖开后 实物图
声发射 定位图
破裂压力24.31MPa 破裂压力27.04MPa（自然裂缝较发育） 二氧化碳压裂破裂压力小于水力压裂破裂压力，压裂能力强
1. CO2压裂
1.5 大尺寸试样不同压力梯度CO2压裂 压力梯度：dP=0.5、1.0、2.0MPa/min 三向 围压 加载
三种试验工况下页岩压裂后剖面：（左图）dP=0.5， （中图）dP=1.0 （右图） dP=2.0
X 60%判定为剪切型裂纹 Y Z 60%判定为拉伸型裂纹 40% X 60%判定为混合型裂纹
裂纹方向l、裂纹表面法向n与 矩张量特征向量有如下关系： e1 l + n e2 l n e3 l n
应力差异系数k=0.05时的震源模式， 其中红色剪切模式，蓝色为拉伸模 式，绿色为混合模式
1. CO2压裂
应力差异 系数定义
k 0.050
������������ = 21.0MPa
1.6 大尺寸试样不同应力差异系数超临界CO2压裂
k 0.286
������ℎ = 20.0MPa ������������ = 21.0MPa ������ℎ = 16.3MPa
h k H H
1. CO2压裂
dP=0.5MPa/min dP=1.0MPa/min dP=2.0MPa/min
CO_2泡沫压裂液性能评价_刘晓明
CO 2泡沫压裂液性能评价刘晓明1 蔡明哲2 蔡长宇1(1.中国地质大学资源学院能源系,北京;2.北京中佳学校,北京)摘要 CO 2泡沫压裂液是压裂液体系的一个重要组成部分,在低压、水敏地层的压裂改造中,CO 2泡沫压裂液比其它压裂液体系优异。
经优选,确定CO 2泡沫压裂液实验基础配方为:(0.65%~0.70%)GRJ 改性瓜胶+ 1.0%F L -36起泡剂+0.1%杀菌剂+0.3%DL -10助排剂+ 1.0%KCl 粘土稳定剂+(0.003%~0.06%)过硫酸铵+1.5%AC -8酸性交联剂。
并对泡沫质量为50%~70%压裂液体系的剪切性能、耐温性能、流变参数、粘温性能、破胶与残渣、破胶液的表观性能和岩心伤害进行了评价。
结果表明,CO 2泡沫压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能和流变性能,携砂能力强,对储层岩心伤害小,可以满足大多数泡沫压裂施工的需要。
关键词:CO 2泡沫压裂液 耐温性 防止地层损害CO 2泡沫压裂液是压裂液体系的一个重要组成部分,在低压、水敏地层的压裂改造中,CO 2泡沫压裂液比其它压裂液体系性能优异。
为了建立完整的压裂液体系,辽河石油勘探局井下作业公司与中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院开展了CO 2泡沫压裂液性能研究项目。
室内研究1 CO 2泡沫压裂液基础配方在压裂液体系基础上经过优选,确定了CO 2泡沫压裂液(泡沫质量为50%~70%)试验基础配方。
(0.65%~0.70%)GRJ 改性瓜胶+0.1%杀菌剂+1.0%FL -36起泡剂+ 1.0%KCl 粘土稳定剂+0.3%DL -10助排剂+(0.003%~0.06%)过硫酸铵+1.5%AC -8酸性交联剂2 CO 2泡沫压裂液耐温耐剪切性能使用RV20旋转粘度计,在170s -1剪切速率和不同温度条件下,分别测定了泡沫质量为65%的交联泡沫压裂液的耐温和耐剪切性能,结果见表1。
3 CO 2泡沫压裂液耐温性能CO 2泡沫质量为65%的压裂液在不同温度下的流变性能见图1。
二氧化碳压裂施工安全技术要点
二氧化碳压裂施工安全要点CO₂泡沫压裂是低压低渗、水敏性地层有效的增产措施，具有对地层伤害低、液体返排率高、携砂性能好、抑制粘土膨胀、降低滤失及水的表面张力等优点，增长效果较好，目前在国内外各油气田得到广泛应用。
但是由于液态的CO2容易形成干冰堵塞而出现炸裂等事故，因此，CO₂泡沫压裂施工安全显得尤为重要。
介绍主要从两个方面入手：CO2物理特性和现场施工安全注意事项，对CO₂压裂安全施工具有较好的指导作用，保证压裂施工的安全有效进行。
一、CO₂的物理性质1、性质CO₂在-56.6°C和0.531MP(绝对)的条件下，气态、液态和固态三种形态同时存在，即CO₂的三态点。
在低于0.531MP(绝对)时，CO₂以固体（干冰）或者是气体的形态存在，高于30.6°C和7.5MP时，它将以气体的形态存在。
在大气压条件下，固态在其温度达到-78.5°C时，便开始升华。
超过30.6°C时，CO₂都是蒸汽，超过这个临界温度增加压力也不能使之转变到液态。
CO₂常温下是一种无色无味、不助燃、不可燃的气体，密度比空气大，略溶于水，与水反应生成碳酸。
CO₂压缩后俗称为干冰。
2、人体危害（1）CO₂密度较空气大，当CO₂少时对人体无危害，但其超过一定量时会影响人（其他生物也是）的呼吸，原因是血液中的碳酸浓度增大，酸性增强，并产生酸中毒。
因为CO₂比空气重，所以在低洼处的浓度较高。
CO₂的正常含量是0.04%，当CO₂的浓度达1%会使人感到气闷、头昏、心悸，达到4%~5%时人会感到气喘、头痛、眩晕，而达到10%的时候，会使人体机能严重混乱，使人丧失知觉、神志不清、呼吸停止而死亡（2）切记在每次接触干冰的时候，一定要小心并且用厚绵手套或其他遮蔽物才能触碰干冰，如果是在长时间直接碰触肌肤的情况下，就可能会造成细胞冷冻而类似轻微或极度严重冻伤的伤害。
二、CO₂压裂基本原理CO₂泡沫压裂液是由液态CO₂、水冻胶和各种化学添加剂组成的液-液两项混合体系，在向井下注入过程，随温度的升高，达到30.6°C临界温度以后，液态CO₂开始气化，形成以CO₂为内相，含高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系。
二氧化碳泡沫压裂技术及应用
为中浅层压裂增产改造的主要技术手段。
大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展及应用
目前大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术现状
1、车组设备能力;2006年以前压裂泵车应用双S3缸泵车组
,CO2液压裂施工排量最高2.7m3/min,大排量限流法压裂，泡沫质
量一般在50左右%,现在CO2液施工排量提高到3.0m3/min,泡沫质 量提高到60%以上 。
第一阶段,1998年-1999年,这期间引入吉林油田设备进行 技术服务,共压裂7口井11层,平均泡沫质量为51.02%,最大单 层加砂规模32.0m3,最高泡沫质量56.7%,压后平均单井日产油 3.82t。工艺水平相当于混气水压裂。
第二阶段,2001年-2006年,引进双S2000型压裂车组,建立 了大庆油田自己的二氧化碳泡沫压裂技术,形成了恒定内相泡 沫质量和变泡沫质量的设计方法,提高了施工成功率和泡沫质 量,这期间共压裂30口井40层,平均泡沫质量为60.56%,最大单 层加砂规模36.0m3,最高泡沫质量67.7%, 压后平均单井日产 油3.83t。真正实现了二氧化碳泡沫压裂。
• 改变原油性能,降低粘度和凝固点
CO2进入低饱和压力的油藏，可以大量溶于原油中，据统 计，中原稠油井采用CO2吞吐，原油粘度平均下降38%, 凝固 点一般下降10℃,原油的粘度和凝固点大幅度降低，减小了渗 流阻力，提高了油层产能。
大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展及应用
• 大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展大体分为三个阶段
CO2泡沫压裂排量与泡沫质量选择表
CO2排量 (m3/min ) 2.8 2.0 基液排量 (m3/min) 1.0 1.8 1.0 1.9 1.2 2.1 1.4 2.4 1.6 2.7 1.8 2.9 2.0 2.9 总排量 (m3/min ) 3.8 3.8 4.0 4.0 4.2 4.2 4.4 4.4 4.6 4.6 4.8 4.8 5.0 4.8 泡沫质 量(%) 73.7 73.7 75.0 73.6 71.4 71.6 68.2 67.8 65.2 64.0 62.5 62.3 60.0 62.3 质量类型
CO2泡沫压裂技术介绍
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选
★起泡及稳泡性能试验 ★压裂液耐温耐剪切性能评价试验 ★静态与动态滤失试验 ★动态模拟试验 ★粘弹性试验 ★支撑剂沉降试验 ★压裂液破胶与残渣性能试验 ★压裂液的表面化学特性与吸附特性试验
(3) CO2泡沫压裂液添加剂优选
• 起泡剂优选
80
70
FL-36
YPF-1
770
825
600
400
200 70
0 YPF-1
136.7 B-18
212 FL-36
起泡体积（ml） 半衰期（×0.1min）
不同起泡剂的起泡效率与稳泡特性（1.0%水溶液）
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选
•稳泡剂的优选
起泡体积（m l） 半衰期（m in）
羟丙基瓜尔胶 水溶液浓度越大， 形成的泡沫半衰 期越长，也就是 泡沫越稳定；同 样也使得泡沫体
四:CO2泡沫压裂工艺技术
工艺技术特点 总体上CO2泡沫压裂特点表现为“一少、一低、一
快”。与常规水基压裂相比，入井液量少；对储层伤害 低；压后返排快。
中国 . 西安
CO2泡沫压裂工艺流程
在水力压裂的泵注过程中，采用CO2泵注车将液体CO2经过地面三通与冻胶液混合注入井 内。利用液态CO2与冻胶液的混合液进行加砂压裂施工。
60
B-18
50
时间(min)
40
30
20
Hale Waihona Puke 100050
100
150
200
250
不同起泡剂水溶析液水的量(泡ml沫) 稳定性对比
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 • 起泡剂优选
从起泡效 率和泡沫稳 定性对比看， FL-36起泡剂 性能最好， B-18和YPF-1 起泡剂性能 相当。
《超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性实验研究》范文
《超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性实验研究》篇一一、引言随着能源需求的增长和传统能源资源的日益枯竭，煤层气作为一种清洁、高效的能源资源，其开采技术逐渐成为研究的热点。
超临界CO2压裂技术因其独特的物理和化学特性，在煤层气开采中展现出巨大的潜力。
本文通过实验研究超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性，以期为煤层气的高效、安全开采提供理论依据和技术支持。
二、实验材料与方法1. 实验材料本实验所使用的煤样取自某煤矿，经过粉碎、筛分等处理后，得到粒径适中的煤样。
实验所使用的超临界CO2购自专业厂商，确保其纯度和压力的准确性。
2. 实验方法实验主要分为两个部分：一是超临界CO2压裂煤体的化学特性实验；二是超临界CO2压裂煤体的力学特性实验。
在化学特性实验中，通过控制压力、温度等参数，观察CO2与煤体之间的相互作用，以及煤体中气体产物的生成情况。
在力学特性实验中，采用压力加载装置，模拟实际开采过程中的煤体受力情况，观察煤体的应力-应变关系。
三、实验结果与分析1. 化学特性分析通过超临界CO2压裂煤体的化学特性实验，我们发现：在一定的压力和温度条件下，CO2能够与煤体发生化学反应，生成一些气体产物。
这些气体产物的成分和产量随压力、温度等条件的变化而变化。
同时，我们还发现，超临界CO2压裂过程中，煤体的孔隙结构发生变化，有利于煤层气的开采。
2. 力学特性分析在超临界CO2压裂煤体的力学特性实验中，我们发现：随着压力的增加，煤体的应力-应变关系发生变化，表现出明显的塑性变形特征。
此外，我们还发现，超临界CO2压裂能够改善煤体的力学性能，提高其抗压强度和抗拉强度。
这为煤层气的安全、高效开采提供了有力的技术支持。
四、讨论与展望通过本实验研究，我们深入了解了超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性。
这些特性的变化对煤层气的开采具有重要影响。
首先，超临界CO2与煤体的化学反应能够生成气体产物，有利于提高煤层气的采收率。
其次，超临界CO2压裂能够改善煤体的孔隙结构和力学性能，提高其抗压强度和抗拉强度，从而保证开采过程中的安全性。
液态CO2压裂施工管柱摩阻计算与分析
图 #:<5R5+ 0 / ]ZW 2 2 等人液态 + B ! 压裂液摩阻计算图版 表 #:液态 + B ! 压裂液摩阻梯度拟合计算公式 管柱 ; $"5 */ / ; '*5 "/ / ; ((5 &/ / ; ##)5 */ / 拟合计算公式
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* 储运条件下$密度为 #5 "! a D 6 / % 矿场计算中$为方
压裂施 工 过 程 中$ 井 口 施 工 压 力 计 算 公 式 如 下
' ,(
& 5 5 5 5 % K o % GQ G% K
式中& 5 .井 底 裂 缝 延 伸 压 % K .井 口 施 工 压 力! 5 % G 力 !5 .摩阻!5 G K . 静液柱压力 % 其中&5 5 5 % Go LQ B 5 5 5 Go G 井筒 Q G 近井 阻 !5 G 近井 . 近井摩阻 " 含射孔孔眼摩阻 # % 通常 认 为 5 L o. @ / 1 9 ". @ / 1 9 是最小水平主应 力#
A B C #"5 *&$& D E 5 C <<F 5 #""$ % '$(7 5 !"#'5 "$5 #$
:: 液态 + B B ! 压裂技术采用纯液态 + ! 代替传统 的瓜尔胶等水基压裂液体系$是一种无水压裂技术$ 具有常规水基压裂液不可比拟的一系列优越性$ 如 不伤害储层和人工裂缝)解析吸附天然气)降低原油 黏度)快速返排) 无需处理压后返排液等 伤害严重储层$增产效果显著% 在地面泵 注 设 备 的 作 用 下 $ 压 裂 液 携 带 支 撑 剂进入人 工 裂 缝 $ 应 该 具 有 携 带 能 力 强 ) 性 能 稳 定 ) 低摩阻 ) 低伤害 ) 经济 ) 安全等特点 % 液态 + B ! 作为压裂液存在着不可避免的缺点 $ 如黏度低 ) 滤 失大 ) 摩阻 高 等 ' *( % 对 于 埋 藏 深 度 较 浅 的 井 进 行 压裂施工 $ 摩 阻 问 题 不 是 首 要 的 % 但 对 于 深 井 压 裂来说 $ 采用小尺寸管柱压裂 $ 压裂液的摩阻将会 对压裂施工 产 生 严 重 影 响 $ 有 的 甚 至 会 关 系 到 施 工的成败 % 压裂施工管柱沿程摩阻值的准确性直接影响到 压裂工艺的设计$ 是确定井底压力的必要数据% 目 前$液态 + B ! 加砂压裂技术取得重大进展 $ 但液态 + B ! 压裂施工管柱沿程摩阻的研究几乎未见报道 % 本文通过矿场试验$ 验证了 <5R5+ 0 / ]ZW 2 2 等人液 态+ B ! 压裂液摩阻计算图版的准确性 $ 并将其 与 > 3 ^ O 等人的清水摩阻计算模型比较$ 得到了易于工 程应用的简单快速评价液态 + B ! 压裂液摩阻的计 算公式%
CO2压裂液介绍
主要作用力 - 氢键 - 范德华力 - 电荷吸引力
交联剂
形成VES胶束
10MPa条件下液态CO2 压裂液粘度性能测试
粘度：11.82mPa.s
61℃
粘度：7.79mPa.s
15℃
增粘498倍
增粘91倍
液态CO2粘度 0.086mPa.s
表面活性剂 溶于液态CO2中
双螺旋交联过程
形成VES蠕虫状胶束
液态CO2压裂液体系
653.5
20-27
11.3
2#试验井施工曲线
2#试验井液态CO2干法压裂现场
液态CO2压裂液高压管路试验评价
高压管路内增粘效果明显
CO2凝胶混合体系的有效粘度大约为相同情况下下纯CO2的 60-500倍，当温度高于CO2临界温度时，增粘效果较好。
CO2凝胶混合体系的摩擦压降大于纯CO2的摩擦压降
温度 /℃
0
17.0 61.0 100.0
剪切 速率/s-1
170
170 170 170
2、二氧化碳的物理特性
压裂过程中CO2的三种相态
✓三相点（O）： 压力：0.527MPa； 温度：-56.6℃
✓临界点（C）： 压力：7.38MPa； 温度：31.06 ℃
✓1点：储罐中，液态CO2，2.0MPat -35℃ ✓2点：添加支撑剂后经过高压泵加压到施工 压力（35-40MPa） ✓3点：液体进入地层，温度升高到井底温度 ✓4点：裂缝闭合，温度连续升温、压力下降 到地层压力 ✓5点：在返排过程中，压力下降，CO2以气态 返排到地面
射厚 排量 前置液 携砂液 砂量 平均砂比 二氧化碳 施工压力 停泵压力
m m3/min
m3
m3
[实用参考]二氧化碳压裂技术.ppt
![[实用参考]二氧化碳压裂技术.ppt](https://img.taocdn.com/s3/m/aa523386bb4cf7ec4afed0a1.png)
低些，这次施工就会被
迫过早停工，导致施工
失败。
6
提纲
一、CO2压裂技术特点及分类 二、国外CO2压裂技术发展现状 三、国内CO2压裂技术发展现状 四、胜利油田开展CO2压裂技术应用的准备情况
1 国内泡沫压裂液体系发展历程
1988年5月，辽河油田与加拿大合作进行了全国第一口 氮气泡沫压裂井的施工。 1997年，吉林油田引进了CO2泡沫压裂设备，开展了油 层吞吐和CO2助排增能压裂工艺技术的实施。 2000年，长庆油田引进CO2泡沫压裂设备，主要用于低 渗气层改造。 2003年，中原油田引进CO2泡沫压裂设备，开展了CO2增 能压裂和泡沫压裂的现场实施工作。 2005年10月，长庆油田首次在榆林气田实施纯液态CO2 压裂。
2 国内CO2泡沫压裂液体系
国内CO2泡沫压裂液的研究和开发应用，以中国石油勘探开发研究院 万庄压裂酸化技术服务中心为代表。通过多年室内试验，研制开发了 CO2泡沫压裂液用添加剂，优选出CO2泡沫压裂液配方。
（1）典型配方 0.65%-0.75%GRJ改性瓜尔胶+1.0%TFP-1起泡剂+0.05%SQ-8杀菌剂+1.0% 粘土稳定剂+0.3%DL-10助排剂+0.003%～0.06%过硫酸铵+1.5AC-8酸性交联 剂
③ 恒定泡沫质量施工方式
在增加支撑剂浓度时，相应降低压裂液、液体CO2的排量， 保持泡沫质量不变。
优点： 泡沫粘度稳定。
缺点： 施工中操作难度较大。
5、 压裂施工中CO2的状态变化
点1：储罐中； 点2：经过增压泵车加压后的液态
CO2； 点3：压裂泵车出口的状态； 点4：与水基压裂液混合升温后的状
提纲
一、CO2压裂技术特点及分类 二、国外CO2压裂技术发展现状 三、国内CO2压裂技术发展现状 四、胜利油田开展CO2压裂技术应用的准备情况
二氧化碳泡沫压裂的基本原理分析
36在20世纪70年代末，德州开始使用浓度为50%二氧化碳，以提高液体流失的效率和减少水的使用。
二氧化碳泡沫是在1982年开发的，第一次使用了70%的二氧化碳作为内相泡沫压裂液。
到目前为止，现场效果表明，这种压裂液系统比普通凝析液和氮气泡沫压裂液效果更好。
1 泡沫的稳定性从热力学的角度来看，泡沫的形成增加了系统的表面积，从而增加了系统的自由能，系统自发地从一个更高的自由能态转化为更低的自由能。
与此同时，由于重力作用和边界的作用而产生的液体在泡沫中继续释放，再加上液体膜表面的蒸发继续稀薄，最终导致泡沫破裂。
因此，泡沫液是一个不稳定的系统。
2 泡沫粘度和流变特性泡沫的粘度比气液两相流体的粘度要高，这取决于液相的性质和泡沫的质量。
高质量泡沫，泡沫越密，摩擦阻力越大，粘度越高，泡沫粘度的75%~80%，泡沫粘度达到最大值。
增加液体的粘度不仅增加了泡沫的稳定性，而且增加了泡沫的粘度。
3 携带砂能力除了传统的水力压裂液的粘弹性效应外，还可以防止颗粒的纵向运动，而泡沫也有一个微小的颗粒结构，可以被封装、支持和维护，并与支撑剂的粒子泡沫流体一起移动到一个特定的位置。
只有当支撑支撑剂的泡沫严重变形或泡沫的稳定性非常差的时候，支撑剂才会下沉，而通道是在泡沫之间形成的。
4 滤波器的损耗特性由于气液两相结构与气液相互作用的界面张力，泡沫液具有良好的过滤损耗。
在同样前提下，泡沫液的过滤系数跟传统的数值比起来，要小一些。
当泡沫液进入毛孔时，需要很多能力来接触阻力，不让气泡发生不好的变化，而毛孔内的毛孔的毛细作用也让液体的过滤发生了缓慢变化。
滤失的系数数值其实受了一些别的影响：第一、泡沫流体自身粘度和自身地层渗透率的变化；第二、地下储层流体自身粘度数值和压缩系数数值；第三、泡沫自身形成的物理系数。
在低渗透地下地层中，泡沫流体的自身过滤数值是平常的水基压裂液系数数值的好几倍。
在高渗透率数值的地层中，泡沫自身对于流体的过滤系数数值其实基本上与平常的水基压裂液数值是一样的，进一步的加强泡沫流体自身粘度数值就能提供泡沫流体自身成形效果。
二氧化碳千法压裂技术分析
排除等 缺点 ，导致油 气层 并不能完 全被开 采 出来 。鉴 于此 ， 二氧化 碳干法 压裂技 术作为 一种无 水压裂 技术 ，具有应 用少 量水基 压裂液 、地层 损害 小、反排 快等特 点 ，因此被广 泛应 用于低压、地渗漏的各种储集层的开采过程中。 ２二氧化碳干法压裂技术概述 随着油气企业对低压 、低渗 、低丰度储集层 的不断开采 ， 相继 出现 了地 层损 害严重 、压后排 液 困难 等 问题 ，因此 如何 在储层 压裂 过程 中减 少储层 的伤 害 以及加 快反排 的速度 ，成 为技术 人员面 临 的首要 问题 ，由此 二氧化 碳干法 压裂技 术也 应运而生 。二氧化碳 干法压裂技术 首次应用于２ ０ 世纪 ８ ０ 年 代的北美，对于提高页岩气储层的产量具有显著的效果图分类号 ：Ｔ Ｅ ３ ５ ５ 文献标识码 ：Ａ 文章编号 ：１ ６ ７ １ — ５ ７ ９ ９（ ２ ０ １ ５ ）０ ５ — ０ １ ２ １ — ０ １ 化 现象 ，这样不仅 悬砂 能力差 ，还会 在地层 中迅速 损失 ，造 成 造 缝 失 败 ，从 而 影 响着 压 裂 的 施 工 。 除 此 之 外 ， 温 度 的 变 化 还会使 得二氧 化碳 的密度和 溶解性 都发生变 化 。鉴于此 ， 在 液态二 氧化碳注 入地层 之后 ，要对 温度和压 力进 行控制 ， 延 长 其液 态 形 式 的保 持 时 间， 从而 保 证施 工 过程 的正 常进 行 。 由于 指导现场 施工 的 困难 ，还需要对 温度 变化和 时 间问 题进行进一步 的研 究。 ３ ． ３压裂设备 就 当前 的发展情况来看 ，我 国的二氧化碳干法压裂 设备 与 国外 的先 进设备相 比还存 在很 大的差距 ，尤其 在密 闭混砂装 置方 面仍 然具有较 多缺 陷 。由于液态二 氧化碳 的黏度 较低 、 悬砂 能力 也不强 ，因此这 就对混 砂装置 提 出了更高 的要求 。 除此 之外 ，在二氧 化碳干 法压裂 技术 的施 工过 程 中要 先要对 装置 内的支 撑剂进 行预冷 处理 ，这样就会 使得 支撑剂 当中 的 水分 由于 降温而 结冰 ，这 就给砂 料的运输 过程 带来 了一定 的 难度 ，甚至可能产生砂堵的现象 。 ４二氧化碳千法压裂技术的发展方向 近年 来，在研 究中发现 ，当二氧 化碳处于高 于３ １ ． ２ ６ ℃的 温度和超 过７ ． ３ ８ Ｍ Ｐ ａ 的压力 下，就会呈现一个超 临界的状态 ， 具有 较强 的流动性 和溶解 能力 ，因此将其 运用 到二氧化 碳干 法压 裂技术 当 中，不仅 能够保持 原有 的技 术有 点 ，还 具有 良 好 的增产效果 ，具有非常广泛的应用前景 。 ４ ． １增产效果好 由于 处于超临界状 态下 的二氧化 碳的表面张 力为０ ，而且 流动 性较 强，因此 能够进入 到液态 二氧化 碳所 不能流入 的微 裂缝 当 中，从而最大 程度 的疏通储 集层 的裂缝 ，从而不 断提 高油 气 的产 量 。与此 同时 ，与传 统的二氧 化碳干 法压裂 技术 相 比 ，临 界 状 态 下 的 二 氧 化 碳 还 具 有 较 强 的 破 岩 能 力 ， 以及 较小 的摩擦 阻力 ，因此在 应用过程 中不仅 解决 了施工 中的 阻 力 问题 ，还能够减少施工的成本 。 ４ ． ２ 设 备 要 求 低 不 同于液态状态下 的二氧化碳 ，超临态二氧化碳对于初始 温度 的要求 较高 ，因此就 使得混砂 装置 的温度 可 以保 持较高 的温 度 ，从 而降低 了砂子 结冰 的现 象 ，进 而保证 砂子 的平稳 运输 ，也 降低 了对混砂装置 的要求 。 ５ 结 束 语 综上所述 ，由于二氧化碳干法压裂技术具有独特 的优势 ， 因此 对于挖 掘低压 、低渗 等非 常规储层 中的油 气储藏 具有不 可 替 代 的作 用 。但 是 我 国 的 二 氧 化 碳 干 法 压 裂 技 术 仍 然 处 于 起步 的状态 ，对施工技术当 中的 问题还没有较好 的解决办法 ， 此外 ，其施工设备方面与先进国家还存在着很大 的差距 ，鉴于 此 ，为 了不断扩大二氧化碳 干法 压裂 技术 的应用规模 ，更好 的 提高开采产量 ，还需要对其进行进一步的研究探索 。 参考文献 【 １ ］宋振 玉 ． ｃ ０ ， 千法加砂压 裂技术研 究与 实践 ［ Ｊ 】 ．天然气 工
CO2干法压裂综合调研报告
CO2干法压裂据了解，二氧化碳压裂技术源于北美，是一种采用液态二氧化碳作为压裂液来代替水的技术，主要针对煤层气、水敏性储层、含原油较稠储层、低压储层的油气开发而设计。
液态二氧化碳在汽化后，无水相，无残渣，仅有支撑剂留在地层，不会对储层造成伤害，可实现快速排液投产；此外，二氧化碳具备比甲烷更强的吸附力，可置换出吸附于母岩的甲烷，从而提高天然气或煤层气的产量，并实现部分二氧化碳的永久埋存。
与常规水基压裂相比，二氧化碳干法压裂对地层几乎无伤害，具有良好的增产增能作用，大量节约了水资源，达到了节能减排、绿色环保的施工要求，对于非常规油气储层清洁、高效开发意义深远，具有广阔的应用前景。
一、工艺技术原理1、增产机理强水敏/水锁伤害储层由于水基压裂液的滤失而导致较大的储层渗透率损害，影响压裂作业的增产效果。
低压、低渗透气藏普遍具有较强的水锁伤害。
CO2干法加砂压裂能够较大幅度的提高强水敏/水锁伤害储层的压后产量，主要体现在：①压裂液具有极低的界面张力，受热汽化后能够从储层中完全、迅速返出；②压裂液无残渣，对支撑裂缝导流床具有较好的清洁作用，保持了较高裂缝导流能力和较长的有效裂缝长度；③CO2在地层原油中具有较高的溶解度，能够降低地层原油黏度，改善原油流动性；④超临界CO2具有极低的界面张力，理论上，对非常规天然气储层中吸附气的解析具有促进作用。
2、技术优点CO2干法加砂压裂具有诸多优点，主要体现在较小的储层渗透率伤害，较高的支撑裂缝导流能力保留系数，较快的压后返排速度和对吸附性天然气的解析等方面。
对于提高水敏／水锁伤害严重储层和吸附性天然气储层（页岩气、煤层气等）产能具有明显技术优势，是一项非常有前景的增产改造技术。
CO2干法压裂总结起来有以下优点：1）无水相，不会对储层造成水敏水锁伤害；2）无残渣，不会对储层和支撑裂缝渗透率造成残渣伤害；3）具有很好的增能作用，在压力释放后，二氧碳气体膨胀，可实现迅速返排，有低压气井的压后快速排液投产；4）CO2流动性强，可以流入储集层中的微裂缝，更好地沟通储集层；5）CO2溶于原油可以降低原油的黏度，利于原油的开采；6）CO2能够置换吸附于煤岩与页岩中的甲烷，在提高单井产量的同时，还可以实现温室气体的封存。
二氧化碳压裂技术-二氧化碳焊技术
纲
一、CO2压裂技术特点及分类
二、国外CO2压裂技术发展现状 三、国内CO2压裂技术发展现状 四、胜利油田开展CO2压裂技术应用的准备情况
一、CO2压裂技术特点及分类
1、 CO2的物理性质
CO2的相态: 气态、液态、固态
三相点： 压力：0.518MPa 温度：-56.6 ℃ 临界点： 压力：7.38MPa 温度：31.06 ℃ 标准状态（0℃，0.101MPa）下： 1m3 CO2（液态）＝546标m3 CO2（气态）
2、 CO2泡沫压裂液体系
由液态CO2、原胶液和各种化学添加剂组成的液液两相混 合体系，形成以CO2为内相，水为外相的乳状液取代普通 压裂液。 在向井下注入过程中，随着温度的升高，达到31℃临界温
度以后，液态CO2开始汽化，形成以CO2为内相、含高分子
聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系。由于泡
6、 CO2压裂施工地面流程
储
砂车
泵车 泵车 泵车 增 压 泵 CO2泵车 N2泵车 CO2泵车 N2泵车 CO2泵车
液
混 砂 车
罐
泵车 泵车
泵车
CO2
CO2
至井口
罐
罐
提
纲
一、CO2压裂技术特点及分类
二、国外CO2压裂技术发展现状 三、国内CO2压裂技术发展现状 四、胜利油田开展CO2压裂技术应用的准备情况
2、 CO2压裂技术特点 ① 降低了进入油气层的液体量，同时依靠CO2增能助排 特性，提高排液速度和返排率，减少液体对油气层的 伤害而提高产量。 ② CO2压裂时混合液具有粘度高、携砂性能好的特点， 有利于提高施工排量和砂比。 ③ CO2溶解形成酸性液，能够有效抑制粘土膨胀。
④ CO2溶解性衍生的其它特点，如泡沫压裂液的界面张力
CO2致裂增透机理及影响因素模拟分析
表明,垂直应力越大,裂隙扩展范围越小;煤体普氏系数越大,裂隙扩展范围越大.
关键词 地应力 煤层裂隙 普氏系数 CO２ 致裂增透 数值模拟
中图分类号 TD７１２
６ 文献标识码 A
S
imu
在高压 状 态, 气 态 的 CO２ 可 转 化 为 液 态, 可
隙扩展二者之间的关系进行力学分析有着一定的意
利用特有的致裂管装置进行储存.受外界引爆装置
义.由于煤层受围岩压力的不断影响,故可建立如
的影响,在 受 热 状 态 下, 液 态 的 CO２ 迅 速 向 气 态
图 ２ 所示的煤层裂隙扩展模型,分析煤体裂隙扩展
CO２致裂增透机理及影响因素模拟分析
图 ４ 垂直应力对致裂效果的影响规律
由 图 ５ 可 知, 单 致 裂 孔 作 用 下, 当 应 力 为
１０ MPa时,CO２ 致 裂 半 径 可 达 １
１ m;且 随 着 地 应
力增加,致裂半径范围逐渐减少,表明垂直应力对
煤层致裂增透效果的阻碍作用增强,一定程度上验
置试验, 试 验 表 明: 致 裂 孔 周 边 位 置 瓦 斯 浓 度 较
低,瓦斯抽采效果好,形成了以致裂孔为中心的内
孙可明等模拟分析了不同爆生气体压力作用下
的 CO２ 致裂 过 程, 认 为 致 裂 产 生 的 裂 隙 扩 展 范 围
与超临界 CO２ 爆 生 气 体 压 力 有 关; 曹 运 兴 在 潞 安
★ 煤矿安全 ★
CO２致裂增透机理及影响因素模拟分析
张兵兵 崔晓荣 陈晶晶
(宏大爆破有限公司,广东省广州市,５１００００)
摘 要 分析了 CO２致裂增透机理,总结出 CO２ 致裂增透技术的优点,通过建立地应力
增产措施：CO2泡沫压裂技术文档
CO2压裂工艺技术CO2压裂工艺技术是80年代以来发展起来的新工艺技术，它是以液态CO2或CO2与其它压裂液混合，加入相应添加剂，来代替常规水基压裂液完成造缝、携砂、顶替等工序的压裂工艺技术。
根据使用的压裂液组成不同，CO2压裂工艺技术可分为二氧化碳液体压裂、二氧化碳（甲醇）稠化水压裂、二氧化碳与氮气双相泡沫压裂和二氧化碳泡沫压裂四种形式，其中以二氧化碳泡沫压裂最为常用。
⑴原理CO2压裂液主要成分是液态CO2、原胶液和若干种化学添加剂。
在压裂施工注入过程中，随深度的增加，温度逐渐升高，达到一定温度后，CO2开始汽化，形成原胶为外相，CO2为内相的两相泡沫液。
由于泡沫液具有气泡稠密的密封结构，气泡间的相互作用而影响其流动性，从而使泡沫具有“粘度”，因而具有良好的携砂性能，在压裂施工中起到与常规水基压裂液相同的作用。
⑵技术优点①液体的二氧化碳在地层中既能溶于油又能溶于水，改善原油的物性，降低油水界面张力，有效提高油气采收率；②二氧化碳压裂液和常规压裂液相比，只有极少量的水和固相颗粒进入地层，同时二氧化碳泡沫可在裂缝壁面形成阻挡层，从而大大减少滤失，减少对地层的伤害；③CO2泡沫压裂液的PH值在3.5左右，即可有效防止粘土膨胀，又能对地层起解堵作用，有利于保护或增加地层孔隙渗透性，对水敏性地层效果更佳；④返排时，随井底压力下降，二氧化碳起到气驱作用，对于低产能井，有助于提高返排能力和加速返排速度。
使用CO2压裂，返排出的液体一般为总液量的75～90%，可以减少地层伤害，这是使用二氧化碳压裂气层的主要原因之一。
⑶二氧化碳泡沫压裂设计方法二氧化碳泡沫压裂设计采用“恒定内相”的设计方法，即把水基液部分看作外相，液态二氧化碳和支撑剂看作内相，施工过程中总排量和水基压裂液的排量恒定，随着加入支撑剂浓度的提高，液态二氧化碳的排量相应减小，使支撑剂和液态二氧化碳的体积量始终保持一个恒定值，这样有利于降低施工压力，提高施工一次成功率。
CO2泡沫压裂技术介绍
80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 FL-36 YPF-1 B-18
ä (min) ª¼ Ê
不同起泡剂水溶液的泡沫稳定性对比 ö Ë Î ® Á ¿ (ml)
50
100
150
200
250
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 • 起泡剂优选
从起泡效 率和泡沫稳 定性对比看， FL-36起泡剂 性能最好， B-18和YPF-1 起泡剂性能 相当。
三、CO2泡沫压裂液技术
(1) CO2泡沫压裂的优点
•为压后工作液返排提供了气体驱替作用。 •气态的CO2能控制液体滤失，提高压裂液效率。
•减少了水基压裂液的用液量。
•CO2 与水反应产生碳酸，有效地降低了系统的总 pH 值，降低了压 裂液对基质的伤害。 •降低了压裂液的表面张力，有助于压裂液的迅速反排等特点。
（2）CO2在井筒及地层中发泡条件分析
CO2运输和储存的条件下是-17℃温度和2.1MPa压力，压裂过程 中压力超出临界压力，只是在井筒泵入一定量的低温压裂液后温度较 低，无法满足CO2以气体的形态存在，也就是CO2与压裂液混合不具 备发泡条件而不能发泡。例如，假如压裂液和CO2混合的比例为1：1， 如果压裂液的温度为10℃，那么，压裂液和CO2混合后，混合液的温 度大大降低，显然，CO2压裂液在混合处不能发泡。但是由于地层温 度远高于地面温度，随着压裂液沿井筒进入地层，温度逐渐上升， CO2的温度可能高于30.6℃，这样CO2以气体的形态存在，也就是CO2 压裂液具备了能发泡的条件。
CO2泡沫压裂 特种设备
SS2000/IC330型CO2增压泵车
最大流量4.65m3/min 最大工作压力2.76MPa 最大压差0.69 MPa 最高转速350rpm，最高功率75KW
超临界CO_2压裂裂缝温度场模型
第３ ２期 ６卷 第１ ２ ０ １ ５年１ ２月
石
油
学
报
Ａ Ｃ ＴＡ Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ Ｏ Ｌ Ｅ Ｉ Ｓ Ｉ Ｎ Ｉ Ｃ Ａ
ｌ ． ３ ６ Ｎ ｏ ． １ ２ Ｖ ｏ Ｄ ｅ ｃ ． １ ５ ２ ０
（ ） ： ／ 文章编号 ： ０ ２ ５ ３ ９ ７ ２ ０ １ ５ １ ２ ８ ６ Ｏ Ｉ １ ０ ． ７ ６ ２ ３ ｓ ｘ ｂ ２ ０ １ ５ １ ２ ０ １ ４ － ２ ６ － １ ５ － ０ ７ Ｄ ｙ
超临界 Ｃ Ｏ ２ 压裂裂缝温度场模型
孙小辉 孙宝江 王志远
（ ） 中国石油大学石油工程学院 山东青岛 ２ ６ ５ ８ ０ ６
超临界 Ｃ 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 摘要 ： Ｏ ２ 压裂中 ， 临界 Ｃ 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 Ｏ ２ 无造壁性 、 、 流函数表达式 ； 以此为基础 ， 考虑裂缝内超临界 Ｃ 态 物 性变化， 以 比 焓 为 研 究 对 象， 建立了超临界 Ｃ 压裂液的相 Ｏ Ｏ ２ ２ 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 。 关键词 ： 超临界二氧化碳 ； 压裂 ； 温度场 ； 滤失 ； 节流 中图分类号 ： Ｔ ３ ５ ７ ． ２ ８ 文献标识码 ：Ａ Ｅ
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二氧化碳压裂物性参数计算及分析
摘要:温度、压力对二氧化碳物性参数影响较大,本文采用计算精度和使用范围较广的Span-Wagner模型和Vesovic模型对二氧化碳物性参数进行。
结算结果表明:二氧化碳临界点附近各物性参数均表现出较明显的奇异性。
从气态转变到液态(液态转变到其他),物性参数会出现突变;但从气态或液态转变到超临界态,物性参数呈连续变化。
因此,在二氧化碳压裂相关模型中不能将物性参数视为定值进行计算。
关键词:二氧化碳压裂物性参数温度压力
随着我国非常规储层的大力开发,传统压裂技术弊端日益凸显,无水压裂技术优势明显,其中二氧化碳压裂效果尤佳[1～2]。
与常规压裂液流体不同,二氧化碳物性参数受温度、压力影响较大[3],因此,为更好优化二氧化碳压裂施工参数,需准确计算不同温度、压力下二氧化碳各物性参数值。
目前,使用较广的立方型状态方程适用范围及计算精度都不是很尽人意[4～5],因此,Span-Wagner基于亥姆赫兹自由能和实验数据修正得到了针对二氧化碳物性参数的计算模型[6];此外,Vesovic等针对二氧化碳粘度和导热系数的计算模型具有较高的精度[7]。
1 Span-Wagner模型
亥姆赫兹自由能可表示为两个独立的变量密度ρ和温度T的函数,
无因次亥姆赫兹自由能可由两部分构成:
2 Vesovic模型
采用Vesovic模型计算二氧化碳流体粘度和导热系数具有较好的精度,其通式可写为:
3 计算结果及分析
-20 ℃、0 ℃和20 ℃三条曲线在压力从低到高的过程中出现密度值的跃升,而40 ℃、60 ℃和80 ℃三条曲线所对应的密度值则相对平缓上升,未出现较大的跳跃点。
在低于临界温度时,对气体二氧化碳加压会使其从气态转换为液态,因此密度值发生跳跃;而在高于临界温度时,对气体二氧化碳加压,会使其从液态向超临界态过渡,密度呈连续变化,因而无密度跳跃。
二氧化碳在不同温度下的热容值随着压力增加都是呈先增加后减小的趋势,表现出明显的峰值性,且温度越高的曲线峰值所对应的压力值也越高。
在低压段,已经进入液态的-20 ℃、0 ℃和20 ℃三条曲线较仍处于气态的三条曲线所对应热容明显更大;但高压段之后,六条曲线几乎重合;而介于二者之间的区域,由于存在临界点的热容奇异点,此时的热容值为温度、压力协同控制。
二氧化碳在不同温度下粘度随压力增大而逐渐增大。
-20 ℃、0 ℃和20 ℃三条曲线从气态变为液态时,二氧化碳粘度表现出明显的陡升,而剩下3条曲线从气态变为超临界态时,其粘度升高趋势相对平缓,且大小介于气态和液态之间。
整体看来,二氧化碳粘度主要受温度、压力协同控制作用。
二氧化碳导热系数在不同温度下随压力变化趋势与粘度变化趋势类似,皆是受温度、压力协同控制,但温度对导热系数的影响程度较其对粘度的影响程度更弱。
4 结语
使用S-W模型和Vesovip[3] 王海柱,沈忠厚,李根生.超临界CO2钻井井筒压力温度耦合计算[J].石油勘探与开发,2011,38(1):97-102.
[4] 王海柱,沈忠厚,李根生,等.CO2气体物性参数精确计算方法研究[J].石油钻采工艺,2011,33(5):65-67.
[5] 里德,芝芬,怡生,等.气体和液体性质[M].石油工业出版社,1994.
[6] Span R,Wagner W.A new equation of state for carbon dioxide covering the fluid region from the triple‐point temperature to 1100 K at pressures up to 800 MPa[J].Journal of physical and chemical reference
data,1996,25(6):1509-1596.
[7] Vesovic V,Wakeham W A,Olchowy G A,et al.The transport properties of carbon dioxide[J].Journal of Physical and Chemical Reference Data,1990,19(3):763-808.。