CO2压裂液介绍

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26.0
提纲
一、技术背景 二、液态CO2压裂液性能 三、现场应用
三、现场应用
吉林油田采用CO2封闭加砂施工技术，成功试验2井次，其中致密油井 CO2 干 法 重 复 加 砂 改 造 增 产 效 果 显 著 ， 日 产 油 3.2~7.8 吨 / 天 ， 产 量 提 高 5~10倍。
井号
压裂段
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
655
86.8
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86.8
958
26.0
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26.0
提纲
一、技术背景 二、液态CO2压裂液性能 三、现场应用
液态CO2无水压裂液作用机理
液态CO2无水压裂液体系
利用VES蠕虫状胶束增粘机理 适合液态CO2体系的新型双链非极性表面活性剂 低温（-18~0℃）条件下快速交联的高效交联剂 VES交联体系使液态CO2粘度提高至11.82mPa.s,粘度增加498倍
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
1.为什么需要同类型压裂液
压裂液需要满足不同储层的油藏流体、泵注程序和水马 力的要求，水基压裂液和无水压裂区别： 水敏储层：岩性-矿物组成，油、气、水返排过程对 地层的影响，油基压裂液、LPG、CO2和高质量泡沫可以 阻止微粒运移和粘土膨胀 水锁储层：欠饱和气层，压裂液的浸入导致毛管力升 高和水的圈闭引起产量下降 支撑剂铺置：泡沫和其它无水压裂体系能有效携带支 撑剂，FQ>50%，气体膨胀科提高粘度，FQ<50%，CO2稠化 液的粘度高于水基压裂液 水资源的费用：水源保护地
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
压裂液配方：0.7%FL-16 + 0.6%FL-31 + 0.005%NA
表面活性剂
交联剂
破胶剂
冷冻射电电镜VES结构
100nm
粘度：7.79mPa.s
15℃
粘度：11.82mPa.s
61℃
增粘498倍
增粘91倍
液态CO2粘度 0.086mPa.s
高压流变测试仪
10MPa条件下液态CO2 压裂液粘度性能测试
剪切 速率/s-1
170
170 170 170
液态CO2压裂液性能
黏度 /mPa.s
纯CO2 黏度
液态CO2压裂液体系黏度
0.1313
20.012
0.0861 0.0236 0.0372
7.79 11.8 8.12
增粘 倍数
152.4
90.5 498 218
摩阻 /Pa
液态CO2体系 压降
纯CO2 压降
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
m3
%
液量m3
MPa
MPa
ຫໍສະໝຸດ Baidu
1#实验井 2295-2274.4 9.6 2.4-3.8 457
144 8.4
5.8
601
38-63
63
2#实验井 1935-1942.5 6 6-7.4 318.8 310.7 19.8 6.4
液态CO2压裂液性能
黏度 /mPa.s
纯CO2 黏度
液态CO2压裂液体系黏度
0.1313
20.012
0.0861 0.0236 0.0372
7.79 11.8 8.12
增粘 倍数
152.4
90.5 498 218
摩阻 /Pa
液态CO2体系 压降
纯CO2 压降
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86.8
655
86.8
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26.0
3.液态CO2压裂技术
压裂大规模用水与国内外水资源紧张的矛盾与日俱增，探索研究少水/无水压裂技术是发展 需要
研发超临界态CO2增稠技术，可使液态CO2增稠90-484倍，粘度最高20 mPa.s
液态CO2压裂液可携砂10-20%，无残渣、无伤害、无返排
温度 /℃
0
17.0 61.0 100.0
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