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作者简介:

罗明良(1974-),男,教授,博士,研究方向为油田化学与增产改造新技术。E-mail:yfsailing_wxg@163.com。

中图分类号:TE357

文献标识码:A

文章编号:1673-5005(2020)02-0091-09

DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2020.02.012

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目录contents

    摘要

    应用自制管道流动安全可视化评价装置模拟液态 CO2 前置压裂管线或放空阀门附近水合物及干冰生成过程,结合 CO2 相态预测,明确液态 CO2 前置压裂地面管线潜在堵塞类型及因素,优选适应液态 CO2 前置压裂的管线堵塞物抑制剂,并通过数值模拟方法考察地面管线中堵塞物抑制剂驱替液态 CO2 过程,改进液态 CO2 前置压裂泵注流程。 结果表明:地面管线压力为 3. 0 MPa 时,液态 CO2 直接放空会在阀门及附近管线中形成干冰;当液态 CO2 泵注结束后连续注入水基压裂液时,潜在堵塞物为水基压裂液结冰及少量 CO2 水合物形成的混合物;优选的堵塞物抑制剂冰点低于 -30℃,与水基压裂液及液态 CO2 配伍良好;通过向地面压裂管线泵注0. 53 m 3 堵塞物抑制剂循环约1 min 驱替残余液态 CO2 ,管线温度可迅速恢复至 0 ℃以上;矿场应用表明,一套压裂机组即可实现液态 CO2 与水基压裂液连续泵注,施工过程未出现管线及阀门堵塞,施工时间由3 ~ 4 d 缩短至 0. 5 d,降低了液态 CO2 前置压裂施工风险。

    Abstract

    A visual device that can evaluate the flow of fracturing fluid in pipeline was used to investigate the formation of hy- drate and dry ice at the venting valve and in nearby pipeline. The forms of the potential blockage of the pipeline and their in-fluence factors in the process using liquid CO2 for pre-fracturing were studied combined with the prediction CO2 phases at dif- ferent conditions. Plug inhibitors for liquid CO2 fracturing pipeline were selected. The process of plug inhibitors displacing liquid CO2 was investigated by a numerical simulation method and the pumping procedure of liquid CO2 was also modified. The results show that, when the pipeline pressure with liquid CO2 is around 3-0 MPa, dry ice can be formed at the valve and in its nearby pipeline if liquid CO2 is directly released. When a water-based fracturing fluid is continuously injected after liq- uid CO2 injection, the blockage of the surface pipeline is mainly caused by the freezing of the water-based fracturing fluid anda small amount carbon dioxide hydrate. The preferred plug inhibitor should have a freezing point below -30 ℃ and is com- patible with the water-based fracturing fluid and liquid CO2 . The residual liquid CO2 can be displaced by pumping about 0. 53 m 3 plug inhibitor in the surface pipeline for around 1 min, and the temperature in the pipeline can be quickly increased to above 0℃ . A pilot testing shows that a single set of fracturing facility can be used to conduct continuous pumping of liquid CO2 and water-based fracturing fluid. There was no pipeline blockage during the fracturing process and the operation time was shortened from 3-4 d to 0.5 d. The blockage risks of liquid CO2 fracturing can be significantly reduced.

  • 常规水力压裂存在对水敏或水锁性储层伤害较大、耗水量较大、环保矛盾突出等问题,CO2 干法压裂技术虽具有低滤失、高返排等优点[1] ,但是液态 CO2 黏度低,携砂和造缝能力较差,限制了压裂改造规模。 因此矿场实践过程中提出液态 CO2 前置压裂工艺,该方法充分利用液态 CO2 低伤害、易返排与水基压裂液易造缝、高携砂的特点,提高压裂改造效果[2-4] 。 液态 CO2 前置压裂工艺根据设计流程一般先泵注液态 CO2 ,待液态 CO2 泵注结束后关井 24 h,释放地面管线中残余的液态 CO2 ,然后用另一套泵车系统泵注水基压裂液,完成全部压裂施工需要 3 ~ 4 d,显著降低了压裂施工效率;同时,地面管线中残余低温液态 CO2 放喷过程中由于喷嘴或阀门附近的节流效应存在干冰或水合物堵塞的潜在风险[5-6] 。 因此有必要改进液态 CO2 前置压裂泵注流程,期望通过一套泵车系统实现连续泵注液态 CO2 与水基压裂液,以缩短施工时间。 但是,一套泵车注入液态 CO2 过程中,压裂管线温度将迅速降至约-20℃ ,与后续注入的水基压裂液接触后,在一定温度压力条件下可能形成水合物或冰冻而堵塞管线及阀门,存在较大的施工安全风险。 为此,笔者应用自制管道流动安全可视化评价装置模拟管线或阀门附近水合物、干冰或冰冻形成过程,结合 CO2 相态预测, 明确液态 CO2 前置压裂地面低压管线堵塞类型及关键因素,优选性能稳定的堵塞物抑制剂,并通过数值模拟与矿场先导试验,考察改进的泵注流程及堵塞物抑制剂的应用效果,为液态 CO2 前置压裂高效安全施工提供技术支持。

  • 1 试验

  • 1.1 试剂与仪器

  • CO2 ,纯度 99% ,青岛德维奇环保科技有限公司;甘油、二甘醇、1,2 -丙二醇、二甲基亚砜,分析纯,国药集团化学试剂有限公司;水基压裂液 M50、 水基压裂液 M60,工业品,长庆井下作业公司;天然岩心,自制;长庆井下作业公司 S212 恒速搅拌器,上海申顺生物科技有限公司;17061 型管道流动安全可视化评价装置(含超低温水浴锅),江苏拓创科研仪器有限公司。 试验流程如图 1 所示。

  • 图 1 试验流程

  • Fig. 1 Flow chart of experiment

  • 采用带可视化窗体的反应釜进行试验,反应釜的有效容积为 500 mL,工作温度为-60 ~ 90 ℃ ,最大承受压力为 50 MPa。 反应釜体设有注气口、出气口和测温口,釜内设计有磁力搅拌装置,搅拌速度无极可调,适用转速为 0 ~ 6 000 r/ min,反应釜前后设计有矩形观察视窗。

  • 1.2 试验方法

  • 1.2.1 地面压裂管线中潜在堵塞物生成模拟试验

  • 向超低温水浴锅中注入 40 L 防冻液,试验温度为-25℃ ;向釜体内注入 CO2 气体增压至 10 MPa, 提升循环水浴锅直至水浴锅中液体浸没可视化反应釜,至釜体内温度达到-25℃ ,形成液态 CO2 ;然后打开阀门按一定放空压力对釜体中液态 CO2 释放, 并将釜体与低温水浴锅分离,记录管线出口是否有干冰形成;若无干冰生成,则关闭放空阀,向反应釜中泵入水基压裂液,观察反应釜中是否形成絮凝状或块状固体物质,并记录釜体温度、压力变化;否则, 改变反应釜的初始压力,分别取 8、6、5 和 4 MPa,重复上述试验,记录试验现象及数据。

  • 1.2.2 堵塞物抑制剂冰点测试及配伍性评价

  • 室温下配制一定体积分数的 1,2 丙二醇和二甲基亚砜溶液,然后向 1,2 丙二醇溶液中加入一定量的氯化钾,并以 300 r/ min 的转速搅拌至氯化钾完全溶解,缓慢加入组分二甲基亚砜,持续搅拌 2 h,获得稳定均匀的堵塞物抑制剂 IA-1;通过调控组分体积分数可以获得系列不同冰点的堵塞物抑制剂,分别装于密封袋中,静置于超低温水浴锅中。 将水浴锅温度从 0 ℃逐渐降低,每个温度节点维持 4 h,观察并记录堵塞物抑制剂的结冰情况,确定不同组分配比形成的堵塞物抑制剂冰点,优选出合适的堵塞物抑制剂组分配比。 最后向-25 ℃的反应釜中注入 CO2 ,直到釜体压力升至 2.5 MPa,并将堵塞物抑制剂注入釜体中,压力升至 3 MPa,6 h 后观察抑制剂与液态 CO2 的反应情况。

  • 2 堵塞物的生成与抑制模拟

  • 2.1 压裂管线阀门节流后 CO2 相态预测

  • 液态 CO2 流经阀门时,由于节流现象[7] ,部分 CO2 迅速气化吸热,导致后续注入的液态 CO2 急剧降温,CO2 相态发生改变,存在形成干冰的风险而堵塞管道或阀门。 由于 CO2 流体在管道端口处于非平衡状态,无法确定参数,不能用常规的热力学平衡方程研究节流过程中管道 CO2 中的相态变化。 但当节流端口足够远时,截面 1 和截面 2 处的液态CO2 可看作平衡状态,此时可以取管段 1-2 为控制体积进行分析,如图 2 所示。

  • 节流前后的能量方程为

  • Q=m[(h2-h1)+(v222-v122)+g(z2-z1)]+W
    (1)
  • 式中,h1 和 h2 分别为节流前、后流体的比焓,J/ kg; v1 和 v2 分别为节流前、后流体的速度,m / s;z1 和 z2 分别为节流前、后流体高度,m;Ws 为流体通过截面时与外界传递的功量,J;Q 为流体通过截面时与外界交换的热量,J。

  • 图 2 管线阀门中流体节流示意图

  • Fig. 2 Fluid throttle diagram in pipeline or valve

  • 一般情况下,稳定流动状态的流体沿着图 2 中箭头所示的方向在管内流动,当流体快速通过缩小的断面时,来不及与外界进行热量交换以及功量的传递[4] ,同时忽略流体高度变化,因此 Q≈0、Ws≈ 0。 绝热前后焓值的变化远大于节流前后速度变化所带来的动能差值[8] ,所以忽略速度项,即可得到 h1 = h2 ,表明节流前后液态 CO2 商焓相等。 根据节流前后焓值相等原理,调整 CO2 各相分数,反复迭代最终求出节流后 CO2 的温度,结合 CO2 相图,获得该温度和压力条件下 CO2 的相态。

  • 2.2 地面压裂管线中堵塞物抑制剂驱替 CO2 的数学模型

  • 堵塞物抑制剂驱替液态 CO2 属于紊流驱动,模拟过程复杂、计算量大,不易得到模拟结果。 所以将紊流模型进行简化,用雷诺时均法计算[9-10] 。将堵塞物抑制剂驱替的速度、堵塞物抑制剂的物质的量浓度带入相应方程,替换方程中的时均值和脉动值, 再进行时均计算。 控制方程如下:

  • (1)连续性方程为

  • ρt+(ρui)xi=0(i,j=1,2,,n)
    (2)
  • (2)Reynolds 方程为

  • ρuit+jρuiujxi=ρgi-ρxi+jxjρμuixj+ujxi-ρui'uj'¯
    (3)
  • (3) 质量输运方程为

  • (ρc)t+j(ρuic)xi=jxj[μPri(c)(ρc)xj-ρui'c'¯]
    (4)
  • (4)温度场方程为

  • νTx+Tt=-2πT-T0ρCpA
    (5)
  • 式中,xi 和 xj 为空间坐标,m;ui 和 uj 为空间时均速度变量,m / s;u’i 和 u’j 为脉动速度分量,m / s;ρ为密度,kg / m 3 ;gi 为空间坐标 xi 处的质量力,N;p 为压力,Pa;μ为层流动力黏度,Pa·s;c’为液态 CO2 的脉动物质的量浓度,mol / L;c 为液态 CO2 的时均物质的量浓度,mol / L;Pri( c)为层流 Schmidt 数;T0 为环境温度,℃ ;T 为流体温度, ℃ ;A 为管线横截面积,m 2 ;v 为流体垂直于重力方向的速度分量,m / s; Cp 和 R 为经验常数。

  • (5)紊流模型。 根据 Boussinesq 假设,紊流脉动所引起的附加应力可以与时均应力关联得到紊流脉应力方程[11-12]

  • -ρui'uj'¯=-ρtδi,j+u(uixj+ujxj)-23μiδi,jdivV¯
    (6)
  • 雷诺应力模型在管道单向流动紊流模型中有很强的适应性,考虑管壁处温度计算等问题时,应用标准 K-ξ 进行紊流时均计算。

  • 方程模型为

  • ρ[kt+ujkxj]=xi[(μ+μtσk)kxj]+μt(uixj+ujxi)uixj+u'ρ'gi-ρξ
    (7)
  • ρkt+ukξxk=xkμ+μtσtξxj+C1μtξkuixj+uixj+C2ρξ2k
    (8)
  • 式中,σk 为湍动能 k 的普朗特数;σξ 为耗散率的普朗特数。

  • 在模型中引入紊流扩散系数与紊流黏性系数的概念[13] ,将脉动质量通量项u’i c’和 Reynolds 应力项 u’iu’j分别与体积时均浓度和时均速度联系起来,公式为

  • -ui'uj'¯=μiρ(uixj+ujxi)-23kδij
    (9)
  • -ui'c'¯=Iicxi
    (10)
  • 其中

  • 式中,k 为堵塞物抑制剂的紊动能,J;ξ为紊动能耗散率; Γ 为紊流扩散系数;σ 为系数,据流场特性确定。

  • 2.3 模型的求解

  • 基于液态 CO2 前置压裂地面管线实际布置情况,设定压裂泵注管线长度为 30 m、 内径为 106 mm、外径为 114 mm 的三维管道模型。 模型中将管线中流动场与温度场联立求解,在 2 和 4 m 3 / min 的抑制剂驱替流速下,模拟液态 CO2 驱替后管线内温度从 - 25℃ 上升至 0℃时的管线温度分布情况[14-17] ,由于泵注堵塞物抑制剂过程中,当液态 CO2 被驱替到井口时,容易发生井口爆裂等危险[18] ,有必要优化压裂管线温度恢复至 0℃以上时堵塞物抑制剂的注入时间及注入量。管道截面模型采用四边形网格和三角形网格划分二维网格,并且让网格线和流体流动方向平行,网格线与管壁垂直,如图 3 所示。 模拟管线中堵塞物抑制剂驱替液态 CO2 过程的计算条件如下。

  • (1)初始条件:管道堵塞物抑制剂与液态 CO2 界面处是非稳态流动,假设管道后端堵塞物抑制剂充满整个管壁,即设定体积分数为 100% 。

  • (2)入口边界:设定堵塞物抑制剂流动速度为 4 和 2 m 3 / min,且与管壁轴向方向平行,堵塞物抑制剂注入端口液态 CO2 物质的量浓度为 0 mol / L,入口压力为 3.0 MPa。

  • (3)管壁内表面:在管道内壁面上,速度无滑移、压力分布均匀。

  • (4)出口边界:出口端截面上的节点对管道内部影响设为 0,出口端压力为 3.0 MPa,整个流动过程中为恒压流动。 用坐标局部单向化方式对物理量条件进行处理,不规定任何边界条件。

  • (5)定解条件:初值条件为 t = 0,x>0 时 c = 0,T = 20℃ ;边值条件为 t = 0,x>0 时,c = 1,T = -20℃ ;t ≥0,x>0 时, (cr)|r=0=0。 其中,t 为堵塞物流动时间,s;x 为管道轴向坐标;r 为管道径向坐标。

  • 图 3 管道几何模型

  • Fig. 3 Pipe geometry model

  • 应用流体模拟软件 Fluent 中的 First Order Up- wind 离散格式实现了压裂泵注管线流动场与温度场的联立,并通过分离式求解器对所建立的模型进行求解。

  • 基于优选的堵塞物抑制剂和液态 CO2 前置压裂实际情况,模拟主要输入参数设定如下:管线壁厚为 4.0 mm,环境温度为 282. 15 K,出口压力为 3. 0 MPa;堵塞物抑制剂密度为 1 104. 5 kg / m 3 ,黏度为 5.66 mPa·s,温度为 293.15 K,导热系数为 0.252 W/ (m·K);液态 CO2 密度为 1 029. 9 kg / m 3 ,黏度为 0. 06 mPa · s, 温度为 253.15 K, 导热系数为 0.144 W/ (m·K)。

  • 3 结果讨论

  • 3.1 潜在堵塞物生成模拟

  • 试验温度为 25℃ ,初始压力分别为 10、8、6、5、 4 MPa,模拟结果见表 1。

  • 表 1 管线中干冰生成模拟试验结果

  • Table 1 Dry ice formation in pipeline

  • 结果表明,当温度由 25℃逐渐降低至-25℃ , 反应釜内压力也逐渐下降。 当反应釜中 CO2 初始压力大于 6.0 MPa 且容器放空压力降低至 4. 6、3. 5 及 2. 2 MPa,打开阀门放喷,管线出口处观察到干冰生成,而初始压力不超过 5 MPa 且釜体放空压力下降至 1.6 及 1.4 MPa 时,打开阀门放喷时未观察到干冰生成,表明管线或釜体中液态 CO2 放空能否生成干冰与初始液态 CO2 温度、压力紧密相关。

  • 基于干冰形成模拟试验结果,以低于 1.6 MPa 放空压力释放釜体中液态 CO2 ,避免在放喷口附近形成干冰堵塞阀门或管线,然后注入压裂液,图 4 显示了注入压裂液过程中釜内温度压力变化。 从图 4 中看出,随着压裂液不断注入,釜体内温度 20 min 内快速上升,然后温度变化幅度逐渐变小,釜体内温度最高上升至-8 ℃ ,主要是因为储存液态 CO2 的釜体内部温度本身较低,加之放喷过程中发生相变汽化吸收了大量热量,导致压裂液进入低温釜体内而迅速结冰放热,而压裂液与釜体发生热交换,釜体温度快速升高,当热交换达到相对平衡状态时,釜体温度逐渐趋于稳定;而釜体中压力呈现先降低后增加的趋势。 这表明釜体中可能存在残余 CO2 ,在压裂液刚开始注入过程中溶解了残余 CO2 而导致压力稍微有所下降[19] ,但随着压裂液持续注入,反应釜内压力逐渐升高,最高达到 2. 9 MPa。 黄延强[20] 研究表明,相同压力下,随着二氧化碳物质的量浓度的增加,水合物生成温度也随之升高;即使液相中的 CO2 物质的量浓度较低,当压力低于 3 MPa、温度低于 8℃就可能生成 CO2 水合物。 在注入压裂液过程中,釜体内温度变化为-25 ~ -8 ℃ 、压力变化为 1. 6 ~ 2. 9 MPa,存在生成 CO2 水合物的可能,因此当水基压裂液注入釜体过程中,釜体内块状固相物质可能是少量 CO2 水合物及大量的冰块形成的混合物。

  • 图 4 注入压裂液过程中釜内温度压力变化

  • Fig. 4 Temperature and pressure change in reactor during fracturing fluid injection

  • 3.2 堵塞物抑制剂冰点测试及配伍性评价

  • (1)堵塞物抑制剂冰点测试。 将不同体积分数的 1,2-丙二醇和二甲基亚砜溶液进行混合,混合溶液冰点测试结果如图 5 所示。

  • 图 5 混合溶液冰点随 1,2 丙二醇和二甲基亚砜体积分数变化

  • Fig. 5 Freezing point of mixed solution varies with 1,2-propylene glycol and dimethyl sulfoxide volume fraction

  • 从图 5 中可以看出,当 1,2-丙二醇体积分数一定时,混合溶液的冰点随二甲基亚砜体积分数的增加先逐渐降低;当二甲基亚砜体积分数超过 60% , 混合溶液的冰点又逐渐升高。 同样,当二甲基亚砜体积分数一定时,随 1,2 -丙二醇体积分数的增加, 混合溶液的冰点也出现先降低后升高的现象。 主要是水分子之间有着极强的氢键,导致水具有很高的沸点以及凝固点,当添加 1,2-丙二醇和二甲基亚砜后,1,2-丙二醇能提供两个氢键,同时二甲基亚砜中的 S-O 基团也可以和水分子的—OH 键形成氢键,从而破坏水分子内部分子间氢键的键合能力[21-22] ,显著降低了混合溶液的冰点。 结合成本因素,选取二甲基亚砜体积分数为 20% ,1,2-丙二醇体积分数为 50% 。

  • (2)堵塞物抑制剂的配伍性。 基于冰点测试结果,选取冰点-30℃对应的 1,2-丙二醇与二甲基亚砜溶液体积分数,配制体积分数为 70% 的堵塞物抑制剂与液态 CO2 进行配伍性试验。 应用可视反应釜观察堵塞物抑制剂与液态 CO2 、水基压裂液混合后的试验现象,发现抑制剂与液态 CO2 在反应釜中静置 6 h,未见絮凝物或沉淀生成,将混合液倒出后 CO2 迅速气化,溶液未结冰或生成沉淀;与水基压裂液混合溶液清澈透明,放置 7 d 后,没有絮凝物或沉淀生成;表明研制的堵塞物抑制剂不仅具有较低的冰点,而且与压裂工作液具有良好的配伍性。

  • 3.3 阀门或管线节流后 CO2 相态预测

  • 基于矿场压裂管线实际情况,设置液态 CO2 初始压力分别为 3、2、1. 7、1. 64 MPa,初始温度为-25℃ ,节流后压力分别为 0.5 和 0.1 MPa。 计算不同初始压力下 CO2 节流后的温度变化,并与 CO2 相图 (图 6)对比,相态分析结果见表 2。

  • 结合表 2 和图 6 可以看出,初始 CO2 的压力为 3 MPa,温度为-25℃ ,CO2 处于液相状态;当节流后压力为 0.5 MPa 时,由于焦耳-汤姆逊效应[23] ,CO2 温度降为-56.5 ℃ ,此时 CO2 仍然处于液态,但已接近三相点;当节流后压力为 0. 1 MPa 时,节流后 CO2 温度降为-87. 6 益 ,此时 CO2 处于固相区域,因而直接放空存在生成 CO2 干冰的潜在风险。 通过改变初始液态 CO2 压力,当初始压力为 1. 64 MPa 时,节流后压力为 0.1 MPa 时,温度为 – 52.27 益 ,此时 CO2 为气态,放空不会产生干冰,而当初始压力为大于 1. 7 MPa,节流后压力为 0.1 MPa 时直接放空会产生干冰;而当节流后压力为 0. 5 MPa,均不形成固态 CO2

  • 图 6 节流前、后 CO2 相图

  • Fig. 6 Phase map of CO2 before and after throttling

  • 表 2 节流前、后 CO2 相态

  • Table 2 Phase state of CO2 before and after throttling

  • 综合潜在堵塞物生成模拟试验与相态分析结果,建议液态 CO2 前置压裂过程中尽量不放空压裂管线,而在泵注液态 CO2 完成后直接换阀连续注入水基压裂液,此时管线中残余 CO2 与水基压裂液接触混合,地面压裂管线压力一般为 0.5 MPa、温度为 -25 ℃ ,具备二氧化碳水合物生成条件[20] ,同时低温导致后续水基压裂液快速结冰。 因此为了液态 CO2 与水基压裂液能够连续注入,需要注入堵塞物抑制剂快速恢复管线温度,避免形成 CO2 水合物及冰块堵塞管线及阀门。

  • 3.4 堵塞物抑制剂 IA-1 驱替液态 CO2 过程模拟

  • 通过泵注堵塞物抑制剂 IA-1 循环管线,不仅提升管线内部温度,同时避免后续水基压裂液与液态 CO2 直接接触,预防生成 CO2 水合物堵塞管线, 降低施工风险。 因此结合矿场压裂实际泵注排量, 模拟不同排量时管壁与管线中心温度分布(图 7)。 从图 7 可以看出,当抑制剂 IA-1 以 2 m 3 / min 驱替至井口时,从注入端到 25 m 处的管线温度基本回升到 9 ℃ ,管线出口端温度仍为-25℃ ;而以 4 m 3 / min 速度驱替抑制剂至井口时,从注入端到 26 m 处的管线基本回升至环境温度,管壁温度恢复速度明显更快,出口端温度也恢复到约-20 ℃ ,但管线中心温度没有明显上升,此时如果注入水基压裂液, 则在出口端时可能会生成水合物及冰块,因此需要继续注入抑制剂 IA-1,当全部管线温度回升到 0℃ 以上可停止循环 IA-1,模拟结果如图 8 所示。

  • 图 7 堵塞物抑制剂至管口时管线温度分布

  • Fig. 7 Pipe temperature distribution when plug inhibitor arrives at nozzle

  • 图 8 管壁温度上升至 0℃时抑制剂注入时间

  • Fig. 8 Pumping time when pipeline temperature arrives at 0℃

  • 从图 8 可以看出,以 2 m 3 / min 注入抑制剂约需 8 s,管线端口处壁面温度可恢复到 0℃以上,所需堵塞物抑制剂为 0. 266 m 3 ,加上驱替至端口处所需堵塞物抑制剂用量(管线体积),约为 0. 53 m 3 ,即为循环所需最少堵塞物抑制剂量;当以 4 m 3 / min 注入堵塞物抑制剂时,只需约 4 s 即可将管壁温度上升到 0 ℃以上,注入堵塞物抑制剂量与 2 m 3 / min 时相同。 这表明管线温度上升快慢主要受抑制剂初始温度以及循环时间的影响,而管线温度恢复到 0℃ 以上所需堵塞物抑制剂用量最少为 0.53 m 3 。 考虑现场施工安全,避免注入速度过快导致管线入口出现节流现象,建议采用排量为 2 m 3 / min 泵注抑制剂。 由于需要对一套机组 4 条泵注管线依次升温,抑制剂全程循环时间约为 64 s。

  • 4 应用实例

  • 4.1 矿场试验设计

  • 长庆油田某井为一口天然气预探井,采用 CO2 前置增能压裂,前置液为液态 CO2 和 M60 滑溜水, 携砂液为 M50 压裂液。 设计液态 CO2 量 240 m 3 ,水基液体 280 m 3 , 砂量 22 m 3 。 压裂层位: 盒 8 下 2 352. 0 ~ 2 353.0、2 356. 5 ~ 2 359. 0 m。 该井在前期压裂施工中,采用液态 CO2 和水基压裂液两套车组泵注,施工时间为 3 ~ 5 d,且在管线放空过程中出现阀门堵塞现象,存在较大的安全隐患。 因此基于试验与数值模拟结果,该井压裂施工中使用一套车组泵注液态 CO2 和水基压裂液,通过泵注液态 CO2 与水基压裂液之间循环堵塞物抑制剂,降低堵塞管线与设备阀门风险,缩短压裂施工时间。

  • 4.2 试验效果评价

  • 压裂过程中,首先以 4 m 3 / min 的排量泵注液态 CO2 240 m 3 ,液态 CO2 泵注结束后打开堵塞物抑制剂阀门,开启循环。 依据数值模拟结果,泵注速度选择 2 m 3 / min;堵塞物抑制剂用量选择是基于长度为30 m的管线,当温度从-25℃升高到 0 ℃ 所需抑制剂约为0. 53 m 3 ,那么一套车组4 台泵车连接管线长度约为一条管线的 4 倍,则所需抑制剂为 2.12 m 3 。同时监测上水室及泵头温度变化(图 9),当监测点温度超过 0℃时,关闭堵塞物抑制剂循环,然后打开水基压裂液阀门,开始泵注水基压裂液,顺利完成了该井的压裂施工。

  • 由施工监测数据显示,堵塞物抑制剂循环约 1 min,可使压裂车泵体及管线温度升至 0 ℃ 以上,与数值模拟结果基本一致;同时泵注水基压裂液过程中未出现堵塞管线及阀门情况,施工时间由原来的 3 ~ 4 d 缩短至 0.5 d;压裂车组缩减至 1 套,降低了压裂施工成本。

  • 图 9 注入抑制剂后上水室和泵头温度变化

  • Fig. 9 Temperature change in water chamber and pump head after inhibitor injection

  • 5 结论

  • (1) 液态 CO2 前置压裂过程中,管线中液态 CO2 放空能否生成干冰与初始液态 CO2 温度、压力紧密相关;当地面管线压力为 3. 0 MPa 时,液态 CO2 直接放空可能导致阀门及附近管线中形成干冰堵塞;在液态 CO2 泵注结束后连续注入水基压裂液的过程中,地面管线潜在堵塞类型为少量 CO2 水合物与水基压裂液结冰形成的固态混合物。

  • (2)优选的堵塞物抑制剂 IA-1 的组分配比为 50%1,2-丙二醇+20% 二甲基亚砜+1. 0% 氯化钾。 IA-1 的冰点低于-30℃ ,与水基压裂液及液态 CO2 配伍良好,能够在-25 ℃ 的管线中保持良好的流动性;当对 30 m 地面管线以 2 m 3 / min 泵注 0. 53 m 3 堵塞物抑制剂循环约 1 min 驱替残余液态 CO2 ,管线温度可迅速恢复至 0℃ 以上,保证了水基压裂液后续注入过程中在管线或阀门中不会产生水合物或冰冻堵塞。

  • (3)1 套压裂车组即可实现液态 CO2 与水基压裂液连续泵注,数值模拟与矿场先导试验结果基本保持一致,优选的堵塞物抑制剂及应用工艺在施工过程未出现管线及阀门堵塞,压裂施工时间由 3 ~ 4d 缩短至 0. 5 d,降低了液态 CO2 前置压裂施工风险,提高了压裂施工效率。

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