液态co2压裂技术在低渗透油田的应用

液态co2压裂技术在低渗透油田的应用内容摘要：

管线垂直。 在压裂管柱和 7＂套管之间的环空注入氮气，增压至 750 磅 /英寸 2。 这将有助于使压缩式封隔器在作业期间 保持稳定。 另外，压裂管柱的全部重量都座在封隔器上，阻止其从压缩状态变成中性状态，而中性状态将使封隔器离座。 由于液态 CO2 的温度较低，在作业期间管柱大约有 30％的收缩量。 在第一阶段，在达到最大处理压力之前，地层中大约有 38500 磅的支撑剂。 压力过高的原因可能是由于炮眼中较高的加砂浓度 (3磅 /加仑 )及地层中存在多重(天然 )裂缝。 在第二阶段开泵以前，需对压裂设计进行修改。 在第一阶段泵入的40／ 70 目的亚利桑那砂质量较差 (潮湿且含有杂质 )，因此改用 30／ 50 目的渥太华砂。 另外，前置液用量减少到 50 桶 (9t)，砂的 浓度开始是 磅 /加仑且不超过 磅 /加仑。 其结果是在没有达到最大处理压力时， 72％的工作都已在地层中完成了。 在计划井的最后一口的第二阶段，应用井下记录仪记录井底的压力和温度。 由于操作的延时性，井底压力计的采样率，由 5 秒切换到 60 秒。 压力计在返排完成和压力允许工具回收之前一直呆在井底。 最高压力和最低温度分别是 4707磅 /英寸 2 和 12176。 F。 在压裂结束时井底压力和温度分别是 2600 磅 /英寸 2 和 39176。 F。 因为井底温度始终保持在 CO2 的临界温度 (176。 F)之下，所以在整个处理过程中 CO2 始终以液态形式存在。 井底压力波动非常明显，但在地表却看不到这种变化，这可能是由于液态 CO2 的可压缩性所造成的。 这一事实说明了收集井底其他数据的重要性，同时也便于更好的理解干式压裂过程。 在每一步的 CO2 压裂处理之后，紧接着就是 CO2 的返排问题。 该程序能使油气井得到快速清洗而返回到地面的砂量最小。 依靠控制 CO2 的返排过程，地层裂缝能够快速闭合以使砂的流动量最小。 在返排过程的初始阶段， CO2 仍保持液态， 21 分钟后变成气态且快速返排。 16 口井的抽样结果表明，返排 48 小时后 CO2 的平均含量为 ％。 N2 泡沫压裂的常规井返排 48 小 时后 N2 的平均含量为 ％。 压裂处理大约 7 天后，当油气井准备投产时，此时采取的气样显示， CO2 的含量不足 5%。 在常规的泡沫干度为 70 的 N2 泡沫压裂过程中，在油气井投产之前，一般很少测量 N2 的含量。 CO2 干式压裂可节约 6— 12hr 的钻机再用时间。 但其成本却高于常规的泡沫干度为 70 的 N2 泡沫压裂的 29％。 其中大部分成本主要花费在人员和设备每日的流动性上面。 如果在新墨西哥区域 Lewis 砂岩 CO2 压裂过程中安装永久性的压裂设备，则其成本将大大降低。 其成本将仅高于常规 N2 泡沫压裂的 5％。 3 加拿大的 CO2压裂技术 在加拿大，从六十年代初液态二氧化碳就已经用于油气田增产了。 在 —20℃～ — 40℃温度下， CO2 可以象液体一样运输。 因此，用常规压裂设备便可泵送，并可以象液体那样直接注入井内。 近来，将支撑剂直接加入 100％的液态 CO2 推动了 CO2 压裂法的发展。 弗莱克马斯特公司用液态 CO2 作为单独的压裂液对 450 口井进行了。