CN109577939A - 一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法 - Google Patents
一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109577939A CN109577939A CN201811590215.8A CN201811590215A CN109577939A CN 109577939 A CN109577939 A CN 109577939A CN 201811590215 A CN201811590215 A CN 201811590215A CN 109577939 A CN109577939 A CN 109577939A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- nitrogen
- valve
- shale
- shale gas
- pipeline
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 410
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 204
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 125
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 83
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 claims description 25
- 230000036461 convulsion Effects 0.000 claims description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 9
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims description 4
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008676 import Effects 0.000 description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明公开了一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法，先向页岩气井的页岩气抽采管内脉动注磁化水，其次高压氮气驱动磁化水在页岩中运移使磁化水尽可能的进入页岩内，然后进行多次液氮冻结磁化水与高温氮气融化，充分利用磁化水的渗透性、高压氮气的驱动性、磁化水冻结后的膨胀力及液氮与高温氮气形成的超大温差冻融循环使页岩充分致裂，且高温氮气还能为页岩气脱离页岩提供能量，最终能有效提高页岩的致裂效果及裂隙扩展范围，增大页岩渗透率，从而强化对页岩气大流量、高浓度、长时间的抽采。
Description
技术领域
本发明涉及一种强化页岩气开采的方法，具体是一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法。
背景技术
页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，成分以甲烷为主，是一种重要的非常规天然气资源。我国页岩气资源储量丰富陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米，可采资源潜力为25.08万亿立方米，且开采寿命和生长周期较长。因此，页岩气的商业化开采有望改善我国常规天然气资源不能自给自足的现状。
现有页岩气开采的主要方式是依靠其自身解吸，采气一段时间后，页岩气的产量急剧降低，页岩气开采的效果不理想，产量低、产量不稳定，不能达到工业开发标准，因此需要等待一段时间后让其自身解吸后再进行开采。为了提高页岩气的采收率，可在页岩气开产量低于工业开发标准(单井1000m3/日)时，采取强化页岩气开采措施。现有的强化措施主要采用水力压裂进行储层改造，其原理是通过页岩泵车将压裂液泵入到井底，高压压裂液在页岩气储层内压裂出一条或多条裂缝，从而为页岩气的渗流提供更多的通道。这种方法存在以下几个问题：①虽然增加了渗流通道，使部分解吸的页岩气流出，但没有从根本上加速吸附态页岩气的解吸，增产效果有限；②耗水量大，对贫水、缺水的页岩气分布区域无法利用该技术进行开采，且浪费水资源；③对页岩进行水力压裂的起裂压力最高达140MPa，但是其形成的主裂纹数目有限，难以进入页岩致密孔隙，难以有效提高页岩中的开采率；④压裂液中的化学添加剂和进入地下水中，对生态环境破坏严重。因此，亟待开发一种新的强化页岩气开采方法，丰富我国的页岩气开采的技术体系。
发明内容
针对上述现有技术存在的问题，本发明提供一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法，通过向页岩气井脉动注入磁化水，再用高压氮气及液氮交替注入，充分利用磁化水的渗透性及液氮与高温氮气形成的超大温差冻融循环使页岩充分致裂，能有效强化页岩气开采效果、提高其开采效率。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法，其特征在于，具体步骤为：
A、打开第一阀门和第二阀门，启动磁化水发生器和脉动泵，磁化水经脉动泵脉动作用得到脉动磁化水，脉动磁化水经过第三管路、第二管路与第一管路进入页岩气抽采管，对页岩层进行冲击，使页岩裂隙发育、扩展，控制脉动磁化水的脉动频率为0.02Hz～0.15Hz，脉动压力为30MPa～50MPa，脉动时间为2h～5h；
B、待脉动磁化水注入结束后，依次关闭磁化水发生器、脉动泵、第一阀门与第二阀门；
C、打开第五阀门、第四阀门、第三阀门，依次启动氮气增压装置与制氮机，得到高压氮气，所述高压氮气压力为5MPa～10MPa，高压氮气经第六管路、第五管路、第四管路与第一管路进入页岩气抽采管，当气体压力测量装置显示页岩气抽采管内的气压为8MPa时，关闭制氮机、氮气增加装置、第五阀门、第四阀门与第三阀门；
D、等待一段时间，当气体压力测量装置显示页岩气抽采管内的气压小于6MPa时，重复步骤C，确保页岩气抽采管内压力维持在6MPa～8MPa，使高压氮气驱动磁化水进入页岩层内，当激光测距仪测得的距离磁化水液面的值等于页岩气抽采管长度时，关闭制氮机、氮气增加装置、第五阀门、第四阀门与第三阀门，停止向页岩气井内注入高压氮气，然后将页岩气井密闭36h～72h；
E、打开第二液氮阀门与第一液氮阀门，启动液氮脉动泵，液氮经第三耐低温管路、第二耐低温管路与第一耐低温管路进入页岩气抽采管，并与页岩层接触，已注入页岩层内的磁化水遇液氮发生冻结，体积膨胀，使页岩的裂隙进一步扩展、发育；
F、当激光测距仪测得的距离液氮液面的值为页岩气抽采管长度减去2倍页岩层厚度时，关闭液氮脉动泵、第二液氮阀门与第一液氮阀门，停止向页岩气井内脉动注入液氮；
G、将页岩气井密闭8～16h，在该时间段内液氮气化生成氮气，页岩气井内压力升高，促进液氮在页岩层内流动，进一步冻结磁化水，增加页岩的致裂效果；
H、页岩气井密闭结束后，打开第八阀门、第七阀门与第三阀门，启动氮气升温装置与氮气增压装置，页岩气抽采管内的氮气从第十一管路进入氮气升温装置后加热为高温氮气，高温氮气经过第八管路和第十二管路进入氮气增压装置内进行增压，经过增压后的高温高压氮气经第四管路和第一管路注入页岩气井内，高温高压氮气与冻结的页岩接触后形成超大温差效应，对页岩再次进行致裂；
I、打开第五阀门和第六阀门，启动制氮机，氮气经过第六管路、第七管路与第九管路进入氮气升温装置，补充高温高压氮气的气源；
J、调节第八阀门的打开程度为35％～55％，保证页岩气井内的蓄压环境，同时排出部分已降温的氮气；
K、当温度测量装置测量的温度为150℃时，关闭第八阀门、第七阀门、第三阀门、第五阀门、第六阀门、氮气升温装置、氮气增压装置与制氮机，页岩气井密闭48h；
L、重复循环10～16次步骤E～K，对页岩层进行多次液氮冻结与高温高压氮气融化形成超大温差效应，最终通过增加页岩的渗透率，确保页岩气井的页岩气大流量、高浓度、长时间抽采。
进一步，所述高温高压氮气温度为200～300℃，压力为15～18MPa的氮气。
与现有技术相比，本发明采用先向页岩气井的页岩气抽采管内脉动注磁化水，其次高压氮气驱动磁化水进入页岩内，然后进行多次液氮冻结磁化水与高温氮气融化，利用磁化水的冻结膨胀力与液氮及高温氮气直接的大温差效应共同致裂页岩。脉动注入磁化水，能确保页岩气抽采管的通畅，由于磁化水较常规水在页岩层中扩散范围更大，且脉动磁化水作用在页岩还能致裂页岩，使页岩的吸水率增加，大幅度提高后续液氮的冻结范围，页岩冻结成冰后膨胀率更好，有助于提高页岩冻结-融化的致裂效果。脉动磁化水注入后，注入高压氮气，有助于进一步驱动磁化水在页岩中的扩散运移，最大程度的浸润页岩。脉动注入液氮，能致裂页岩，还能增加液氮的运移距离，使液氮冻结更多的湿润页岩。随着液氮的气化，氮气在页岩气井内蓄压也有助于驱动液氮在页岩内的流动，进一步冻结磁化水，增加页岩致裂效果。收集液氮气化的氮气，并用制氮机补充氮气源，经过升温与增压作用，高温高压氮气与液氮冻结的页岩间形成超大温差效应，页岩致裂效果好，且高温高压气体也能对页岩进行致裂。通过控制第八阀门的打开程度，既保证了页岩气井内的高压环境，还能及时排除已降温的氮气，确保大温差的作用效果。多次实施液氮与高温氮气对页岩的大温差冻融循环，页岩致裂针对性强，页岩致裂效果好，页岩渗透率大幅度提升。此外，高温氮气还能为页岩气解析提供热源，加快页岩气的解析速率，便于页岩气井的页岩气大流量、高浓度、长时间的抽采。该方法强化了页岩气的开采，具有广泛的实用性。
附图说明
图1是本发明中冻融循环系统的结构示意图。
图中：1、页岩层；2、页岩气井；3、页岩气抽采管；4、第一管路；5、第一耐低温管路；6、激光测距仪；7、钻井密封盖；8、第一三通接头；9、第一阀门；10、第二管路；11、脉动泵；12、第三管路；13、第二阀门；14、磁化水发生器；15、第四管路；16、第三阀门；17、氮气增压装置；18、第二三通接头；19、第五管路；20、第四阀门；21、第三三通接头；22、第六管路；23、第五阀门；24、制氮机；25、第七管路；26、第六阀门；27、第一逆止阀；28、氮气升温装置；29、第八管路；30、第七阀门；31、第二逆止阀；32、第九管路；33、第四三通接头；34、第三逆止阀；35、第十管路；36、第八阀门；37、第十一管路；38、液氮三通接头；39、温度测量装置；40、第二耐低温管路；41、第一液氮阀门；42、气体压力测量装置；43、液氮脉动泵；44、第二液氮阀门；45、第一液氮逆止阀；46、第三耐低温管路；47、液氮罐；48、第十二管路。
具体实施方式
下面将对本发明做进一步说明。
本发明的具体步骤为：
A、打开第一阀门9和第二阀门13，启动磁化水发生器14和脉动泵11，磁化水经脉动泵11脉动作用得到脉动磁化水，脉动磁化水经过第三管路12、第二管路10与第一管路4进入页岩气抽采管3，对页岩层1进行冲击，使页岩裂隙发育、扩展，控制脉动磁化水的脉动频率为0.02Hz～0.15Hz，脉动压力为30MPa～50MPa，脉动时间为2h～5h；
B、待脉动磁化水注入结束后，依次关闭磁化水发生器14、脉动泵11、第一阀门9与第二阀门13；
C、打开第五阀门23、第四阀门20、第三阀门16，依次启动氮气增压装置17与制氮机24，得到高压氮气，所述高压氮气压力为5MPa～10MPa，高压氮气经第六管路22、第五管路19、第四管路15与第一管路4进入页岩气抽采管3，当气体压力测量装置42显示页岩气抽采管3内的气压为8MPa时，关闭制氮机24、氮气增加装置17、第五阀门23、第四阀门20与第三阀门16；
D、等待一段时间，当气体压力测量装置42显示页岩气抽采管3内的气压小于6MPa时，重复步骤C，确保页岩气抽采管3内压力维持在6MPa～8MPa，有助于高压氮气驱动磁化水进入页岩层内，当激光测距仪6测得的距离磁化水液面的值等于页岩气抽采管长度时(即说明页岩气井2内的磁化水均已渗入页岩层1中)，关闭制氮机24、氮气增加装置17、第五阀门23、第四阀门20与第三阀门16，停止向页岩气井2内的注入高压氮气，然后将页岩气井密闭36h～72h，使磁化水最大程度的湿润页岩；
E、打开第二液氮阀门44与第一液氮阀门41，启动液氮脉动泵43，液氮经第三耐低温管路46、第二耐低温管路40与第一耐低温管路5进入页岩气抽采管3，并与页岩层1接触，已注入页岩层1内的磁化水遇液氮发生冻结，体积膨胀，使页岩的裂隙进一步扩展、发育；
F、当激光测距仪6测得的距离液氮液面的值为页岩气抽采管3长度减去2倍页岩层1厚度时(即确定在页岩气井3内注入的液氮量为两倍的页岩层厚度)，关闭液氮脉动泵43、第二液氮阀门44与第一液氮阀门41，停止向页岩气井3内脉动注入液氮；
G、将页岩气井密闭8～16h，在该时间段内液氮气化生成氮气，页岩气井3内压力升高，进一步有助于液氮在页岩层内流动，进一步冻结磁化水，增加页岩的致裂效果；
H、页岩气井2密闭结束后，打开第八阀门36、第七阀门30与第三阀门16，启动氮气升温装置28与氮气增压装置17，页岩气抽采管内的氮气从第十一管路37进入氮气升温装置28后加热为高温氮气，高温氮气经过第八管路29和第十二管路48进入氮气增压装置17内进行增压，经过增压后的高温高压氮气经第四管路15和第一管路4注入页岩气井2内，高温高压氮气与冻结的页岩接触后形成超大温差效应，进一步对页岩进行致裂，而且高温高压气体也能对页岩进行致裂；
I、打开第五阀门23和第六阀门26，启动制氮机24，氮气经过第六管路22、第七管路25与第九管路32进入氮气升温装置28，补充高温高压氮气的气源；
J、调节第八阀门36的打开程度为35％～55％，保证页岩气井3内具有较好的蓄压环境，还能及时排出一部分已降温的氮气；
K、当温度测量装置39测量的温度为150℃时，关闭第八阀门36、第七阀门30、第三阀门16、第五阀门23、第六阀门26、氮气升温装置28、氮气增压装置17与制氮机24，页岩气井2密闭48h后对页岩气进行抽采；
L、重复循环10～16次步骤E～K，对页岩层1进行多次液氮冻结与高温高压氮气融化形成超大温差效应，最终通过增加页岩的渗透率，确保页岩气井的页岩气大流量、高浓度、长时间抽采。
进一步，所述高温高压氮气温度为200～300℃，压力为15～18MPa的氮气。
如图1所示，本发明采用的冻融循环系统包括第一管路4、第一耐低温管路5、激光测距仪6、钻井密封盖7、第一三通接头8、第二管路10、脉动泵11、第三管路12、磁化水发生器14、第四管路15、氮气增压装置17、第二三通接头18、第五管路19、第三三通接头21、第六管路22、制氮机24、第七管路25、氮气升温装置28、第八管路29、第九管路32、第四三通接头33、第十管路35、第十一管路37、液氮三通接头38、第二耐低温管路40、液氮脉动泵43、第三耐低温管路46和液氮罐47，磁化水发生器14通过第三管路12与脉动泵11的进口相连，脉动泵11的出口通过第二管路10与第一三通接头8的其中一个端口连通，第一三通接头8的另外两个端口分别与第四管路15的一端和第一管路4的一端连通，第四管路15的另一端与氮气增压装置17的出口连通，氮气增压装置17的入口通过第十二管路48与第二三通接头18的其中一个端口连通，第二三通接头18的另外两个端口分别与第五管路19的一端和第八管路29的一端连通，第八管路29的另一端与氮气升温装置28的出口连通，第五管路19的另一端与第三三通接头21的其中一个端口连通，第三三通接头21的另外两个端口分别与第六管路22的一端和第七管路25的一端连通，第六管路22的另一端与制氮机24的出口连通，第七管路25的另一端与第四三通接头33其中的一端口连通，第四三通接头33的另外两个端口分别与第九管路32的一端和第十管路35的一端连通，第九管路32的另一端与氮气升温装置28的进口连通，第十管路35的另一端与液氮三通接头38的其中一个端口连通，液氮三通接头38的另外两个端口分别与第一耐低温管路5的一端和第二耐低温管路40的一端连通，第二耐低温管路40的另一端与脉动液氮泵43的出口连通，脉动液氮泵43的进口通过第三耐低温管路46与液氮罐47连通；钻井密封盖7密封固定在页岩气抽采管3的端口，第一管路4的另一端与第一耐低温管路5的另一端穿过钻井密封盖7伸入页岩气抽采管3内，所述激光测距仪6固定在钻井密封盖7上；
所述第二管路10上设有第一阀门9，第三管路12上设有第二阀门13，第四管路15上设有第三阀门16，第五管路19上设有第四阀门20，第六管路22上设有第五阀门23，第七管路25上设有第六阀门26和第一逆止阀27、且第一逆止阀27的进口与第三三通接头21连通，第八管路29上设有第七阀门30和第二逆止阀31、且第二逆止阀31的进口与氮气升温装置28连通，第十管路35上设有第八阀门36和第三逆止阀34、且第三逆止阀34的进口与液氮三通接头38连通，第二耐低温管路40上设有第一液氮阀门41，第三耐低温管路46上设有第二液氮阀门44和液氮逆止阀45、且液氮逆止阀45的进口与液氮罐47连通。
进一步，所述液氮三通接头38与钻井密封盖7之间的第一耐低温管路5上设有温度测量装置39。
进一步，所述钻井密封盖7上安装有气体压力测量装置42。
上述的激光测距仪6、脉动泵11、磁化水发生器14、氮气增压装置17、制氮机24、氮气升温装置28、温度测量装置39、液氮脉动泵43、液氮罐47和气体压力测量装置42均为现有设备。
Claims (2)
1.一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法，其特征在于，具体步骤为：
A、打开第一阀门(9)和第二阀门(13)，启动磁化水发生器(14)和脉动泵(11)，磁化水经脉动泵(11)脉动作用得到脉动磁化水，脉动磁化水经过第三管路(12)、第二管路(10)与第一管路(4)进入页岩气抽采管(3)，对页岩层(1)进行冲击，使页岩裂隙发育、扩展，控制脉动磁化水的脉动频率为0.02Hz～0.15Hz，脉动压力为30MPa～50MPa，脉动时间为2h～5h；
B、待脉动磁化水注入结束后，依次关闭磁化水发生器(14)、脉动泵(11)、第一阀门(9)与第二阀门(13)；
C、打开第五阀门(23)、第四阀门(20)、第三阀门(16)，依次启动氮气增压装置(17)与制氮机(24)，得到高压氮气，所述高压氮气压力为5MPa～10MPa，高压氮气经第六管路(22)、第五管路(19)、第四管路(15)与第一管路(4)进入页岩气抽采管(3)，当气体压力测量装置(42)显示页岩气抽采管(3)内的气压为8MPa时，关闭制氮机(24)、氮气增加装置(17)、第五阀门(23)、第四阀门(20)与第三阀门(16)；
D、等待一段时间，当气体压力测量装置(42)显示页岩气抽采管(3)内的气压小于6MPa时，重复步骤C，确保页岩气抽采管(3)内压力维持在6MPa～8MPa，使高压氮气驱动磁化水进入页岩层内，当激光测距仪(6)测得的距离磁化水液面的值等于页岩气抽采管(3)长度时，关闭制氮机(24)、氮气增加装置(17)、第五阀门(23)、第四阀门(20)与第三阀门(16)，停止向页岩气井(2)内注入高压氮气，然后将页岩气井密闭36h～72h；
E、打开第二液氮阀门(44)与第一液氮阀门(41)，启动液氮脉动泵(43)，液氮经第三耐低温管路(46)、第二耐低温管路(40)与第一耐低温管路(5)进入页岩气抽采管(3)，并与页岩层(1)接触，已注入页岩层(1)内的磁化水遇液氮发生冻结，体积膨胀，使页岩的裂隙进一步扩展、发育；
F、当激光测距仪(6)测得的距离液氮液面的值为页岩气抽采管(3)长度减去2倍页岩层(1)厚度时，关闭液氮脉动泵(43)、第二液氮阀门(44)与第一液氮阀门(41)，停止向页岩气井(3)内脉动注入液氮；
G、将页岩气井密闭8～16h，在该时间段内液氮气化生成氮气，页岩气井(3)内压力升高，促进液氮在页岩层内流动，进一步冻结磁化水，增加页岩的致裂效果；
H、页岩气井(2)密闭结束后，打开第八阀门(36)、第七阀门(30)与第三阀门(16)，启动氮气升温装置(28)与氮气增压装置(17)，页岩气抽采管(3)内的氮气从第十一管路(37)进入氮气升温装置(28)后加热为高温氮气，高温氮气经过第八管路(29)和第十二管路(48)进入氮气增压装置(17)内进行增压，经过增压后的高温高压氮气经第四管路(15)和第一管路(4)注入页岩气井(2)内，高温高压氮气与冻结的页岩接触后形成超大温差效应，对页岩再次进行致裂；
I、打开第五阀门(23)和第六阀门(26)，启动制氮机(24)，氮气经过第六管路(22)、第七管路(25)与第九管路(32)进入氮气升温装置(28)，补充高温高压氮气的气源；
J、调节第八阀门(36)的打开程度为35％～55％，保证页岩气井内的蓄压环境，同时排出部分已降温的氮气；
K、当温度测量装置(39)测量的温度为150℃时，关闭第八阀门(36)、第七阀门(30)、第三阀门(16)、第五阀门(23)、第六阀门(26)、氮气升温装置(28)、氮气增压装置(17)与制氮机(24)，页岩气井(2)密闭48h；
L、重复循环10～16次步骤E～K，对页岩层(1)进行多次液氮冻结与高温高压氮气融化形成超大温差效应，最终通过增加页岩的渗透率，确保页岩气井的页岩气大流量、高浓度、长时间抽采。
2.根据权利要求1所述的一种用于页岩气井增产的大温差冻融循环方法，其特征在于，所述高温高压氮气温度为200～300℃，压力为15～18MPa的氮气。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811590215.8A CN109577939B (zh) | 2018-12-25 | 2018-12-25 | 一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811590215.8A CN109577939B (zh) | 2018-12-25 | 2018-12-25 | 一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109577939A true CN109577939A (zh) | 2019-04-05 |
| CN109577939B CN109577939B (zh) | 2020-09-01 |
Family
ID=65932377
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811590215.8A Active CN109577939B (zh) | 2018-12-25 | 2018-12-25 | 一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109577939B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110424895A (zh) * | 2019-07-12 | 2019-11-08 | 中国地质大学（武汉） | 一种岩体打桩作业的碎石方法和装置 |
| CN114278263A (zh) * | 2021-12-23 | 2022-04-05 | 中国石油大学(北京) | 一种液氮循环压裂高效开发深部地热储层方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08194010A (ja) * | 1995-01-13 | 1996-07-30 | Shimizu Corp | 流向流速計 |
| CN104061013A (zh) * | 2014-06-23 | 2014-09-24 | 中国矿业大学 | 一种利用冻结法提高低透煤层渗透性的方法及装置 |
| CN104712302A (zh) * | 2015-04-14 | 2015-06-17 | 新疆大学 | 低透性煤层气储层循环冻融增透方法 |
| US20170067316A1 (en) * | 2015-09-04 | 2017-03-09 | John Edward Vandigriff | Method of gas, oil and mineral production using a clean processing system and method |
| CN107762473A (zh) * | 2017-09-28 | 2018-03-06 | 徐州工程学院 | 一种液氮与高温氮气冻融循环增加煤体透气性的方法 |
| CN208168859U (zh) * | 2018-04-27 | 2018-11-30 | 河南理工大学 | 电脉冲协同液氮冻融增透煤层的装置 |
-
2018
- 2018-12-25 CN CN201811590215.8A patent/CN109577939B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08194010A (ja) * | 1995-01-13 | 1996-07-30 | Shimizu Corp | 流向流速計 |
| CN104061013A (zh) * | 2014-06-23 | 2014-09-24 | 中国矿业大学 | 一种利用冻结法提高低透煤层渗透性的方法及装置 |
| CN104712302A (zh) * | 2015-04-14 | 2015-06-17 | 新疆大学 | 低透性煤层气储层循环冻融增透方法 |
| US20170067316A1 (en) * | 2015-09-04 | 2017-03-09 | John Edward Vandigriff | Method of gas, oil and mineral production using a clean processing system and method |
| CN107762473A (zh) * | 2017-09-28 | 2018-03-06 | 徐州工程学院 | 一种液氮与高温氮气冻融循环增加煤体透气性的方法 |
| CN208168859U (zh) * | 2018-04-27 | 2018-11-30 | 河南理工大学 | 电脉冲协同液氮冻融增透煤层的装置 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 李和万 等: ""液氮对不同温度煤裂隙冻融扩展作用研究"", 《中国安全科学学报》 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110424895A (zh) * | 2019-07-12 | 2019-11-08 | 中国地质大学（武汉） | 一种岩体打桩作业的碎石方法和装置 |
| CN114278263A (zh) * | 2021-12-23 | 2022-04-05 | 中国石油大学(北京) | 一种液氮循环压裂高效开发深部地热储层方法 |
| CN114278263B (zh) * | 2021-12-23 | 2022-11-29 | 中国石油大学(北京) | 一种液氮循环压裂高效开发深部地热储层方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109577939B (zh) | 2020-09-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106337672A (zh) | 一种循环脉冲式低温冻融增透煤体抽采煤层气的方法 | |
| CN103061730B (zh) | 一种多元热流体泡沫驱替煤层气开采方法 | |
| CN107476794B (zh) | 一种液氮气化循环后注高温氮气增加煤体透气性的方法 | |
| CN107762473B (zh) | 一种液氮与高温氮气冻融循环增加煤体透气性的方法 | |
| CN107905844B (zh) | 盐矿老腔全采动空间注气排卤方法 | |
| CN102140901B (zh) | 一种耐高压钻孔密封方法 | |
| CN102720528B (zh) | 煤矿井下重复脉动水力压裂强化瓦斯抽采方法 | |
| CN105822341B (zh) | 一种低渗煤层超临界二氧化碳增透系统及方法 | |
| CN103206199B (zh) | 热流体压裂开采天然气水合物装置及方法 | |
| WO2015054984A1 (zh) | 煤矿井下气液两相交替相驱压裂煤体强化瓦斯抽采方法 | |
| CN105138029B (zh) | 注氮增产煤层气的压力控制方法 | |
| CN104632124B (zh) | 一种污染严重的深井砂岩储层封堵方法 | |
| CN105370256A (zh) | 一种分段预裂提高低透气性煤层高压注水湿润半径的方法 | |
| CN109577939A (zh) | 一种大温差冻融循环强化页岩气开采的方法 | |
| WO2024087979A1 (zh) | 一种不可采煤层强化煤层气开采及co2封存的方法 | |
| CN203531877U (zh) | 煤矿井下压裂连接装置 | |
| CN104963674A (zh) | 低渗煤层液氮冻融裂化增透方法 | |
| CN109025940B (zh) | 一种针对致密油藏的co2压裂驱油一体化采油方法 | |
| CN207004493U (zh) | 一种低渗透油藏非混相气水交注波动降压增注装置 | |
| CN114370256A (zh) | 一种二氧化碳热蒸汽冻融煤层增渗及瓦斯驱替系统和方法 | |
| CN211648112U (zh) | 一种油田二氧化碳、水交替地面注入装置 | |
| CN109779590A (zh) | 一种用于地面钻井增产的大温差冻融循环方法 | |
| CN113137268A (zh) | 一种水力割缝后高低温循环冲击增加煤体透气性的方法 | |
| CN205677660U (zh) | 一种低渗煤层超临界二氧化碳增透系统 | |
| CN109611069A (zh) | 一种提高地面钻井瓦斯抽采效果的大温差冻融循环系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract |
Application publication date: 20190405 Assignee: Xuzhou Runyue Network Technology Co.,Ltd. Assignor: XUZHOU University OF TECHNOLOGY Contract record no.: X2023320000181 Denomination of invention: A Method for Enhancing Shale Gas Production through Large Temperature Difference Freeze-thaw Cycle Granted publication date: 20200901 License type: Common License Record date: 20230731 |
|
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract |