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超临界CO2压裂液体系的构筑及性能评价汇报人：黄倩指导老师：付美龙二〇一六年四月第一部分超临界CO2压裂的优势及存在问题第二部分超临界CO2与增稠剂作用机理研究第三部分超临界CO2流变摩阻测试第四部分超临界CO2压裂现场工艺方案汇报大纲：第一部分超临界CO2压裂的优势及存在问题在非常规油气藏中，进行常规水力压裂时，大量水进入储层，会使粘土发生膨胀，导致孔隙堵塞，甚至造成井壁垮塌。为了防止膨胀现象而加入防膨剂等药剂，不但造成污染，而且无法从根本上避免膨胀。会对地层和地下水造成污染，改变地应力诱发地震，且单口井压裂需要1-2万方水，若进行大规模水力压裂对水的需求量过大。中国油气藏现状常规油气藏常规水力压裂非常规油气藏？吸附气溶解气游离气超临界CO2压裂技术说明技术名称适用范围技术特点超临界CO2压裂非常规油气藏优势1.超临界CO2压裂的破岩门限压力低，大幅提高了钻井速度。2.超临界CO2黏度低，更容易沟通细小的裂隙，并易在岩层中压出多而复杂的微裂缝，提高单井产量和采收率。3.超临界CO2流体密度大，溶解能力强，可以溶解近井地带重油组分，为输送通道减少油气阻力。4.可使粘土矿物脱水，导致粘土矿物颗粒变小，增大孔隙和渗透率。5.超临界CO2表面张力几乎为零，能进入细小的孔隙，并高效置换CH4。6.超临界CO2气源充足，压裂成本低；不含颗粒和水，不污染储层。存在问题1.超临界CO2粘度很低，携砂能力差。2.超临界CO2压裂液滤失性比水基压裂液强。3.超临界CO2易穿透，所以需要特殊的配套设备。4.CO2需降温液化后才能加压升温至超临界状态，故地面需降温装置。第一部分超临界CO2压裂的优势及存在问题第一部分超临界CO2压裂的优势及存在问题第二部分超临界CO2与增稠剂作用机理研究第三部分超临界CO2流变摩阻测试第四部分超临界CO2压裂现场工艺方案汇报大纲：第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究溶剂临界参数物性特征气体临界液体CO2温度（℃）31.1密度（g/cm3）0.006-0.0020.2-0.90.6-1.6压力（MPa）7.38粘度（mP·s）10-20.03-0.10.2-3.0密度（g/cm3）0.448扩散系数（cm2/s）10-110-410-51、超临界CO2流体性质由数据可知，CO2要达到超临界状态并不难实现。但是其粘度偏低，会导致压裂液的携砂能力差，达不到预期的压裂增产效果，而其扩散系数偏小，溶剂化能力强。因此对超临界CO2进行增粘是必要可行的。单相1、超临界CO2流体性质密度随温度和压力的变化表面张力随温度的变化自扩散系数和压力的关系粘度和压力的关系温度/℃：1-0、2-37、3-47、4-75、5-77通过对比CO2气体、液体、超临界状态下的物理性质，发现在临界点附近流体的性质有突变性和可调性，即可通过调节体系的温度和压力控制其流体性质，如密度、粘度、扩散系数、溶剂化能力等。第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究单相1、超临界CO2流体性质组分体系Ⅰ型相图：CO2－烷烃（n≦5）Ⅱ型相图：CO2－烷烃（7≦n≦13）Ⅲ型相图：CO2－烷烃（n13）第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究两相1、超临界CO2流体性质温度/℃：1－382－713－1054－1395－1726－1977－238温度/℃：1－402－503－60温度/℃：1－46.12－71.13－104.4温度/℃：4－155－206－257－308－35第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究两相2、超临界CO2流体增粘机理第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究超临界流体中的分子聚集：溶质分子溶剂分子对较稀的临界流体溶液，在高度可压缩区，由于分子间的吸引作用，超临界流体在溶质周围的密度可能远远大于溶剂本体的密度，导致局部密度的增强或局部组成的增加，说明分子间发生了聚集。必须强调的是，各种聚集实际上是一个动态过程。流体中除了可能存在溶剂-溶剂、溶剂-溶质间的聚集外，还可能存在溶质-溶质间的聚集。而在高压区，由于流体的压缩性很小，聚集现象不明显。溶剂-溶剂间的聚集溶剂-溶质间的聚集2、超临界CO2流体增粘机理第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究超临界流体中的分子间的相互作用：溶质-溶剂分子间相互作用：由于溶质和溶剂分子间存在较强的相互作用，故在溶质和溶剂之间会形成聚集体。共溶剂-溶质分子间相互作用：由于分子间存在较强的相互作用，故在溶质-溶剂、共溶剂-溶质之间会形成聚集体。且在高度压缩区，局域的共溶剂-溶质分子间作用力往往大于溶剂-溶质的。共溶剂共溶剂的加入能增加物质的溶解度、改善反应的选择性等。溶质-溶质分子间相互作用：在高度可压缩的较稀超临界流体溶液中，除了有溶剂-溶质聚集和共溶剂-溶质聚集存在外，还存在溶质-溶质的聚集。2、超临界CO2流体增粘机理第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究增粘机理：超临界CO2增粘剂溶解共溶剂具备气体性质具备液体性质提升流体粘度理想的增粘剂在CO2中通过分子链间的缠结以及相邻分子间的缔合构成分子聚集体，同时存在协同作用。应选取合适的亲CO2官能团，设计合成超临界CO2专用增粘剂，以满足工程应用的需要。3、超临界CO2增粘剂的研究路线A.国外：遥爪型聚合物增粘剂第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究3、超临界CO2增粘剂的研究路线B.国内：氟化丙烯酸酯-苯乙烯二元共聚物的合成思路第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究3、超临界CO2增粘剂的研究路线第一步,将甲基三氯硅烷与胺按1∶1.5的摩尔比混合,胺先与活性较大的Si-Cl键起反应,反应式如1所示:第二步,由于胺解产物的水解反应为离子反应,Si-Cl键和Si-N键的离子特性相同,均为30%,但是Si-N键存在空间位阻。因此,通过控制水的加入量,Si-Cl键将先水解缩聚形成梯形骨架,然后Si-N键在酸的催化下也水解缩聚形成具有Si-O-Si四元结构的梯形聚合物,反应过程如2所示:第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究C.国内：梯形聚甲基倍半硅氧烷的合成思路3、超临界CO2增粘剂的研究路线氟化丙烯酸酯-苯乙烯共聚物增稠剂znj01的介绍液态CO2粘度低，滤失大，携砂性能差，为了满足地层条件下携砂要求，优选了氟化丙烯酸酯-苯乙烯共聚物的稠化剂znj01，该稠化剂具有无毒性，化学稳定性强，不易挥发，不易燃，对金属、塑料、玻璃无腐蚀性。并且具有极快的溶解性和较好的流变性能，0.245%稠化剂znj01长时间剪切后粘度与水的粘度相当，可以满足现场低砂比加砂需求。混合前混合后第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究4、超临界CO2增粘剂的研究难点第二部分超临界CO2与增稠剂的作用机理研究CO2是由极性共价键构成的非极性分子，其永久偶极矩为零，介电常数和极化率非常低。对于极性或高分子化合物而言，CO2是一种弱溶剂。CO2增粘的主要难点包括：1）备选化合物在CO2中的低溶解度。这是CO2增粘的最明显障碍。通常只有加入大量助溶剂或者使用高氟化亲CO2分子，备选化合物才能溶解于CO2。2）CO2增粘的经济障碍。即使是增粘效果最好的含氟聚合物，要使CO2的粘度得到显著增加，所需质量浓度也达数个百分点，而氟化物是非常昂贵的。3）含氟增粘剂的环境障碍。虽然含氟聚合物增粘剂易溶于CO2、增粘效果较理想，但是含氟材料不仅成本高，而且不易降解，对环境存在污染。4）温度、压力的影响。压裂过程中温度和压力的变化，不仅会影响增粘剂在CO2中的溶解度，可能使其从CO2中析出，也可能使其失去在CO2中的增粘性能。5）CO2专用增粘剂在天然气中的低溶解度。由于CO2和CH4性质的差异，为CO2设计的增粘剂在天然气中的溶解度可能较低，因此在压裂过程中析出的增粘剂可能会沉淀为固体或非常粘的液体，从而危害地层。第一部分超临界CO2压裂的优势及存在问题第二部分超临界CO2与增稠剂作用机理研究第三部分超临界CO2流变摩阻测试第四部分超临界CO2压裂现场工艺方案汇报大纲：第三部分超临界CO2流变摩阻测试1、超临界CO2流变摩阻测试装置第三部分超临界CO2流变摩阻测试2、超临界CO2流变摩阻测试实验流程CO2气源CO2常压降温液化冷机混合罐液态CO2与增粘剂混合加热器加压器升温加压，使混合流体达到超临界状态测试管线分离罐测试混合流体在超临界状态下的流变摩阻液态CO2与增粘剂分离分离出气体CO2，循环使用分离出增粘剂，可循环使用第三部分超临界CO2流变摩阻测试3、超临界CO2流变摩阻测试评价结果表1Znj01稠化剂流变摩阻实验结果时间(min)摩阻(MPa/Km)超临界CO2流体密度(g/cm3)超临界流体密度(g/cm3)平均流体粘度(mPa·s)备注14:00-14:100.45624.682624.6890.04614:00开始实验14:10-14:300.46627.662627.6690.05714:35-14:400.02601.36601.36710.79614:40-14:450.02593.086593.09410.53714:30加入Znj01增粘剂14:45-15:000.01564.57564.5784.41815:00-15:100.01563.464563.4713.595具体配方为：液态二氧化碳+1%氟化丙烯酸酯-苯乙烯共聚物的稠化剂znj01。该稠化剂体系具有极快的溶解性和较好的流变性能，随着稠化剂znj01和CO2混合，在超临界状态下，混合流体粘度明显增加，最大增加200余倍，可以满足现场低砂比加砂需求，说明该稠化剂具有较好的增粘效果。测试管段摩阻在加入增粘剂后明显降低，说明流体在管线中的压力损失变小，具有减阻作用，对压裂施工具有重大意义。第一部分超临界CO2压裂的优势及存在问题第二部分超临界CO2与增稠剂作用机理研究第三部分超临界CO2流变摩阻测试第四部分超临界CO2压裂现场工艺方案汇报大纲：1、压裂设计技术路线CO2干法压裂施工工艺优选稠化剂和支撑剂类型认识CO2干法压裂液体系综合滤失系数及携砂性能根据现场施工压力情况调整压裂方案储层无污染压裂改造，增加地层能量提高单井产能实现压裂施工及支撑剂铺置输砂施工程序及前置液量造长缝、满足最低裂缝导流要求、确保缝口高导流能力；施工指挥和控制以安全第一为原则保证调整原则第四部分超临界CO2压裂现场工艺方案2、压裂方式及地面工艺压裂方式：套管注入单层压裂，单翼注入。地面工艺：井口：让53平9-3井压裂井口采用10000psi压裂井口，顶端注入，LU级（-46℃）；地面管线：高压管汇和弯头要求额定工作压力105MPa，PU级（-29℃），地面管线要求31/2″钢级P110油管或压裂专用管线。3、压裂材料压裂液：浓度1%的氟化丙烯酸酯-苯乙烯共聚物的稠化剂znj01。压裂支撑剂：选用新型低密度陶粒。支撑剂性能：粒径ф0.3～0.6mm20-40目，体积密度1.33g/cm3，在闭合压力52MPa下，铺置浓度为5kg/m2时，破碎率1.6%，-22℃冷冻100h后破碎率1.9%，破碎率远小于标准5%的要求。在实验温度70℃，闭合压力40MPa，铺置浓度5kg/m2，实验时间5h后导流能力趋于平稳，实验170h后导流能力剩余130D·cm，较普通陶粒高30%以上，实验后覆膜陶粒无明显胶结。第四部分超临界CO2压裂现场工艺方案4、压裂主要参数优化井口压力预测静液柱压力：21.5MPa闭合压力：35.4MPa净压力：5MPa近井筒摩阻：5MPaP地面=P闭合+P管柱摩阻+P近井摩阻+P净压力-P静液柱温度场模拟本地区平均地温梯度为4.71℃/100m，折算储层温度103℃。利用裂缝温度场模拟计算井底最低温度为-13℃。压裂规模及裂缝模拟计算结果裂缝参数优化设计：裂缝半长100m，导流能力按200mD·m设计。压裂规模及方案设计：本方案设计了5、6、7m3/min三种施工排量方案，设计液态二氧化碳体积分别为：550、574和592m3，增粘剂分别为6.4、6.6和6.8m3，低密度陶粒：25m3，平均砂比：