CN115166138A - 一种无水co2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法 - Google Patents
一种无水co2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115166138A CN115166138A CN202210457621.7A CN202210457621A CN115166138A CN 115166138 A CN115166138 A CN 115166138A CN 202210457621 A CN202210457621 A CN 202210457621A CN 115166138 A CN115166138 A CN 115166138A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- anhydrous
- resistant
- liquid
- sand
- 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.)
- Pending
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 158
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 title claims abstract description 134
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 126
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 126
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 93
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 78
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 73
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 65
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 64
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 173
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 167
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 43
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 36
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 31
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 26
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 24
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 23
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 21
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 21
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 20
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 18
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 17
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 17
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 13
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 11
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 8
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 6
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 4
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 3
- 239000008236 heating water Substances 0.000 claims description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 11
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 6
- 238000012800 visualization Methods 0.000 abstract description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 description 17
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 description 11
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 10
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- AFCARXCZXQIEQB-UHFFFAOYSA-N N-[3-oxo-3-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)propyl]-2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound O=C(CCNC(=O)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)N1CC2=C(CC1)NN=N2 AFCARXCZXQIEQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000009096 changqing Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000012854 evaluation process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000005357 flat glass Substances 0.000 description 1
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000006855 networking Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/04—Investigating sedimentation of particle suspensions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明涉及油气田压裂改造领域,公开了一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法。所述评价系统包括CO2注入系统、添加剂注入系统、低温循环管汇系统、耐高压全段可视裂缝实验腔和数据采集在线控制分析系统。采用本发明提供的评价系统和评价方法,可以评价高低温变化、压力变化、增稠剂/氮气添加情况下无水CO2压裂液体系在不同尺寸地层裂缝中的携砂能力,研究模拟地层条件裂缝内体系携带支撑剂的动态运移规律。
Description
技术领域
本发明涉及油气田压裂改造技术领域,具体涉及一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法。
背景技术
非常规油气资源是指以常规技术手段无法实现规模经济开发的油气资源,具有油气储集层渗透率低、储量丰度低、单井开发产能低的“三低”特性。我国非常规油气资源储量丰富,占据全国已探明油气储量的2/3以上。非常规油气资源已成为我国重要的战略接替能源,目前我国已成为全球第二大非常规油气资源开发应用地区,大力推动非常规油气资源的储量勘探和高效开发对于我国缓解能源供需、优化能源结构具有极其重要的战略意义。
储层压裂改造技术是非常规油气田开发的最常用、最有效的手段,压裂改造后可改善地层渗流条件,实现缝网-基质的有效沟通,为后续开发工作液搭建流动通道,实现非常规油气田的有效开发。目前,大规模水力压裂技术作为常规油气资源储层改造技术的最常用手段,其优异的增产增能效果备受业界青睐。水力压裂技术即采用含有瓜胶聚合物以及各类水溶性添加剂的水基压裂液进行储层改造,但传统水基压裂液体系存在用液量巨大水资源浪费、易造成黏土膨胀产生水敏水锁效应、体系破胶不彻底残渣易伤害储层、返排不完全易污染地下水以及后续污水处理费用昂贵等缺点。无水CO2压裂技术作为应用于非常规油气资源的新一代低伤害压裂技术,具有无残渣低储层伤害、低表面张力(超临界状态下为0)易沟通储层、返排迅速彻底污染低、可溶于原油降低原油粘度、置换甲烷气提高产气量的同时实现CO2的埋存等特点。自20世纪80年代以来,无水CO2压裂技术在北美地区实现了优异的矿场应用效果,证明了无水CO2压裂技术具有优异的技术可行性和投入产出比。目前,无水CO2压裂技术已在我国吉林油田、长庆油田的多个区块成功应用,对于挖掘我国非常规油气藏潜能、促进我国非常规油气田持续、高效、绿色开发具有良好的应用前景。
无水CO2压裂技术在工程应用过程也面临一些必须解决的技术难题。无水CO2压裂液的压裂介质为100%液态/超临界态CO2,压裂施工过程中体系黏度低约在0.002~0.17mPa·s,且无水CO2进入裂缝后,流速会大幅度降低导致携砂能力急剧下降,容易产生脱砂造成砂堵,不利于压裂造缝,无水CO2体系悬/携砂能力差的问题在工程应用中亟需攻关。目前,在提高无水CO2压裂液体系携砂能力方面主要有两种方法:一种是大幅度提高泵注排量,通过高流速和湍流将支撑剂携带至地层远端,但是这种方法弊端较大,高泵注排量下势必会增加无水CO2压裂体系的井筒摩阻和地层滤失,降低工作液的有效增能,同时提高泵注排量需要动用更多的压裂设备,将会使施工成本剧增;另一种方法是通过使用增稠剂增加无水CO2压裂液的体系黏度,进而提高体系的携砂能力,通过增稠剂加入可使体系黏度增加百倍,在提高携砂能力的同时也可降低体系在地层的滤失。通过加入增稠剂提高无水CO2压裂体系携砂能力是目前公认的有效方法。然而,无水CO2为一种非极性液体,仅能与非极性增稠剂互溶。同时,在压裂过程中,CO2相态变化复杂,混相体系的理化性质受温度、压力影响巨大。因此,模拟无水CO2压裂过程中,高低温、全相态条件下评价体系的动态携砂能力对于无水CO2压裂技术在油气田开发现场的推广应用至关重要。
CN107014721A及CN206740588U公开了一种二氧化碳干法压裂液携砂性能评价装置及方法,装置主体包括高压可视化搅拌容器、CO2增压系统、提黏剂注入系统、支撑剂添加系统、温度控制系统和数据采集系统,文献中描述该装置可以实现较大压力和温度范围内从液态到超临界态CO2压裂液携砂性能的定量测量。但是该装置和方法所测量的为无水CO2体系的静态携砂性能,单纯考虑了体系在密闭罐内的垂向沉降,无法真实模拟无水CO2压裂施工过程中支撑剂在地层裂缝中的动态运移规律。CN107589219B公开了一种干法压裂用可视化动态裂缝携砂评价装置及其工作方法,所描述装置内含有实验腔体,腔体由第一内腔和第二内腔构成通过移动密封隔断。第一内腔主要作用是提供压力稳定,内设置有氮气注入管和液体注入管;第二内腔作为测试腔设有携砂液注入管、携砂液排出管及多个排砂孔。该装置通过密封隔断的移动模拟液态CO2压裂液在不同宽度裂缝条件下的携砂性能。然而该装置对于无水泡沫类压裂液携砂性能会有较为准确的评价,当以增稠剂体系注如无水CO2中以提高体系粘度时,并没有设置专门的混相腔使增稠剂与无水CO2充分混合。虽然所述玻璃板耐压可达100MPa,但文中描述所用实验腔为石英玻璃通过螺栓固定,在高压情况下很难保证密封性。CN108343406A所公开的一种超临界CO2携砂铺砂可视化模拟系统,同样具有未考虑增稠剂与无水CO2混相过程的弊端。
因此,准确模拟干法压裂过程中无水CO2体系的携砂能力需考虑无水CO2压裂过程中温度、压力以及相态变化,同时还有增稠剂等添加剂与无水CO2溶解情况。为此研发一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂评价系统对于无水CO2压裂技术在油气田开发现场的推广应用至关重要。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术不能实现增稠剂与无水CO2充分混合过程存、无法真实模拟无水CO2压裂施工过程中支撑剂在地层裂缝中的动态运移规律、在高压情况下很难保证密封性的问题。
为了实现上述目的,本发明第一方面提供一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统,所述评价系统包括CO2注入系统、添加剂注入系统、低温循环管汇系统、耐高压全段可视裂缝实验腔和数据采集在线控制分析系统;
其中,所述无水CO2注入系统用于提供无水液体CO2,及无水液体CO2的泵注排量;
所述添加剂注入系统用于提供能够增加无水液体CO2携砂能力的添加剂;
所述低温循环管汇系统用于将添加剂和无水CO2混合,达到混相,以得到无水CO2压裂液体系;
所述耐高压全段可视裂缝实验腔用于为无水CO2压裂液动态携砂性能评价提供主要实验腔,从而进行高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂实验;
所述数据采集在线控制分析系统用于监控、传输系统工作时的各种数据、检测并控制整个系统的工作状态及工作参数、实时分析可视模型内砂堤形态,评价无水CO2压裂液体系的动态携砂能力。
本发明第二方面提供一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法,所述评价方法包括以下步骤:
连接所有设备及数据传输线:接无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统中所包括的所有设备及数据传输线;
添加剂溶解于无水液体CO2;
动态携砂实验:添加剂溶解于无水液体CO2步骤结束后,将所述低温循环管汇系统进入耐高压全段可视裂缝实验腔的管路开路进行可视化裂缝动态携砂实验,并通过数据采集在线分析系统自动记录温度、压力、体系黏度、排量、砂比下可视裂缝实验腔中的砂堤形貌及运移规律。
与现有技术相比,本发明至少具有下述有益效果:
(1)本发明具有优异的高低温可控的特点,在本发明中低温循环管汇系统的循环管路中CO2可保持低温液态/超临界态,到达可视裂缝实验腔中能够进行加热升温,模拟了CO2干法压裂施工过程从井筒到地层的全生命周期;
(2)本发明具有多功能性的特点,充分考虑无水CO2压裂液体系中各类添加剂的使用。设置了低温循环管汇系统,保证了添加剂与无水液态CO2的充分互溶,
(3)本发明具有高安全性的特点,数据采集在线控制分析系统与系统中的流量计、压差计、黏度计等监测仪表设备可实现与计算机联网,从而实现评价全过程的检测和控制,同时控制器和操作终端与主体系统通过防护墙隔离,实现了人机分离,大大提高了安全性。
附图说明
图1是本发明一种优选的实施方式中的无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统的整体结构示意图;
图2是本发明一种优选的实施方式中耐压可加热压力舱的正视结构图;
图3是本发明一种优选的实施方式中所述耐高压可视裂缝实验腔的正视结构图;
图4是本发明一种优选的实施方式中压力平衡转换器的正视结构图;
图5是本发明一种优选的实施方式中可视裂缝实验腔中的砂堤形貌及运移规律;
图6本发明实施例2中携砂结果图;
图7本发明实施例3中携砂结果图;
图8本发明实施例4中携砂结果图;
图9本发明实施例5中携砂结果图;
图10本发明实施例6中携砂结果图。
附图标记说明
1、CO2储气瓶;2、CO2增压系统;3、净化过滤系统;4、制冷设备;5、液态CO2储罐;6、液态CO2柱塞泵;7、增稠剂柱塞泵;8、增稠剂储罐;9、蓝宝石玻璃视窗;10、水泵;11、风冷式工业冷水机;12、液体CO2黏度仪;13、耐压可加热压力舱;14、耐高压可视裂缝实验腔;15、压力平衡转换器;16、可加热水箱;17、自动加砂器;18、密闭混砂罐;19、带有隔砂网的中间容器;21、电加热棒;22、蓝宝石石英玻璃视窗;23、自动推进导轨;24、泄压阀;25、保温层;31、模拟井筒;32、石英玻璃板;33、不锈钢密封罩;34、分流器;41、第一内腔;42、密封可移动隔断;43、第二内腔;44、注水口;45、注液口;Vi、阀门,i为正整数。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值,这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说,各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间,以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围,这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
在本发明中,在未作相反说明的情况下,使用的方位词如“上、下、左、右”通常是指相对于本发明提供的无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂评价系统的具体结构示意图所示的“上、下、左、右”,“内、外”是指相对于各元件实际轮廓的“内、外”。在术语“连接”,既包括两个部件之间直接连接,也包括两个部件之间通过至少一个中间部件连接。
如前述,本发明第一方面提供了一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统,为了实现评价高低温变化、压力变化、增稠剂/氮气添加情况下无水CO2压裂液体系在不同尺寸地层裂缝中的携砂能力,如图1所示,所述裂缝动态携砂的评价系统包括无水CO2注入系统、添加剂注入系统、低温循环管汇系统、耐高压全段可视裂缝实验腔和数据采集在线控制分析系统;
其中,所述无水CO2注入系统用于提供无水液体CO2,及无水液体CO2的泵注排量;
所述添加剂注入系统用于提供能够增加无水液体CO2携砂能力的添加剂;
所述低温循环管汇系统用于将添加剂和无水CO2混合,达到混相,以得到无水CO2压裂液体系;
所述耐高压全段可视裂缝实验腔用于为无水CO2压裂液动态携砂性能评价提供主要实验腔,从而进行高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂实验;
所述数据采集在线控制分析系统用于监控、传输系统工作时的各种数据、检测并控制整个系统的工作状态及工作参数、实时分析可视模型内砂堤形态,评价无水CO2压裂液体系的动态携砂能力。
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述无水CO2注入系统没有具体要求,在一些优选的实施方式中,所述无水CO2注入系统包括:CO2储气瓶1、CO2增压系统2、净化过滤系统3、CO2制冷系统、CO2流量计、液态CO2储罐5、液态CO2柱塞泵6。
根据本发明所述的系统,其中,所述CO2储气瓶1用于提供CO2气源,其具体的规格可以根据需要选择,一般为常规实验室用气规格,例如:CO2储气瓶1的瓶体耐压13MPa,容积为40L,满载CO2压力4~5Mpa。
根据本发明所述的系统,其中,所述CO2增压系统2用于将CO2储气瓶1中的CO2增压,使CO2能够被吸入CO2制冷系统;优选地,所述CO2增压系统2将CO2储气瓶1中输出的CO2稳定增压至4~5Mpa。
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述CO2增压系统2的构造没有要求,在一些优选的实施方式中,所述CO2增压系统2包括气体压缩机和压力控制阀,压力控制阀用于控制气体压缩机的出口压力,使得CO2储气瓶1中输出的CO2稳定增压至所需压力。
在本发明所述的系统,其中,所述净化过滤系统3用于对增压后的CO2进行前期预处理,以保证系统内气体的纯净、干燥,防止水分、杂质等对测试系统内的环境造成污染,得到无水CO2;所述净化过滤系统3的构造和材质可以根据需要进行选择,在一些实施方式中,所述净化过滤系统3的容积为500mL、耐压20Mpa、材质为Cr18Ni9Ti。
在本发明所述的系统,其中,所述CO2制冷系统用于对无水CO2进行降温以得到无水液态CO2。
根据本发明所述的系统,优选地,所述CO2制冷系统包括制冷设备4和维冷设备。采用前述实施方式,对低温循环管汇系统中的循环管路进行了低温保持,能够促进添加剂与无水液态CO2的充分互溶。
所述制冷设备4位于净化过滤系统3下游,对净化后得到的无水CO2进行降温制备无水液态CO2,所述维冷设备用于维持低温循环管汇系中的管路的温度。
根据本发明所述的系统,优选地,所述制冷设备4包括全封闭制冷压缩机、耐腐蚀螺旋式盘管冷箱和风冷式工业冷水机11;和/或所述维冷设备包括风冷式工业冷水机11。
根据本发明所述的系统,其中,所述封闭制冷压缩机置于耐腐蚀螺旋式盘管冷箱,对净化后得到的无水CO2进行降温制备无水液态CO2;和/或所述风冷式工业冷水机11用于维持低温循环管汇系中的管路的温度,使得无水液体CO2在低温循环管汇系统中的管路中能够维持一定范围的温度。
根据本发明所述的系统,优选地,所述CO2制冷系统还包括温度控制器和/或耐压耐腐蚀管阀件;更优选地,所述温度控制器设置于耐腐蚀螺旋式盘管冷箱上,用于控制耐腐蚀螺旋式盘管冷箱的制冷温度;所述耐压耐腐蚀管阀件可根据需要设置于风冷式工业冷水机11和/或耐腐蚀螺旋式盘管冷箱出口处。
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述CO2制冷系统对净化后的无水CO2进行降温的温度没有限制、风冷式工业冷水机11的规格也没有限制,在一些实施方式中,所述CO2制冷系统,CO2温度控制器的温度控制范围为-15℃-55℃,控温精度±0.5℃和/或所述风冷式工业冷水机11的制冷功率为6.2KW,循环水泵功率为0.37KW,标准水流量最高为30L/min。
在本发明所述的系统,其中,所述液态CO2储罐5用于储存液态CO2经过制冷后的无水液态CO2。
根据本发明所述的系统,其中,所述CO2流量计用于计量液态CO2储罐5出口处无水液态CO2的量。
根据本发明所述的系统,优选地,所述液态CO2储罐5和CO2流量计的规格没有限制,在一些实施方式中,所述液态CO2储罐5的容积为5L;和/或所述CO2流量计通过技术转子流量计结合流量数显仪表对液态CO2储罐5出口处无水液态CO2的量进行计量,计量精度达到1%F.S。
所述液态CO2柱塞泵6用于液态CO2储罐5中的无水液态CO2的传输,输送高压液态CO2同时提供系统稳压作用
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述液态CO2柱塞泵6的结构没有限制,在一些实施方式中,所述液态CO2柱塞泵6的为调频三柱塞泵、排量为400L/h、最大工作压力40MPa;和/或液态CO2柱塞泵6有三明治式PTFE柱塞,最低吸入压力为3MPa、泵头可制冷,优选地,泵头制冷的温度下限为-15℃。
具体的,所述无水CO2注入系统工作原理为:CO2储气瓶1内CO2气体通过CO2增压系统2增压至CO2制冷系统的最低吸入压力,通过净化过滤系统3干燥并去除杂质进入CO2制冷系统降温,形成无水液态CO2后暂储于液态CO2储罐5中,由液态CO2柱塞泵6泵入低温循环管汇系统,液态CO2柱塞泵6注入口安装CO2流量计检测泵注排量。
根据本发明所述的系统,其中,所述添加剂包括增稠剂和/或氮气。
其中,本领域的技术人员可以根据需要选择增稠剂的具体种类,以增加无水液体CO2的黏度,还可根据需要选用包含氮气的添加剂以构建的无水泡沫压裂液体系。
根据本发明所述的系统,其中,所述添加剂注入系统包括添加剂储罐和添加剂注入计量装置;所述添加剂储罐用于储存添加剂;所述添加剂注入计量装置用于检测并控制添加剂储罐中添加剂的注入量和注入压力。
根据本发明所述的系统,添加剂储罐的选择没有限制,可以根据需要进行选择,在一些优选的实施方式中,所述添加剂储罐包括氮气储罐和/或增稠剂储罐8,更优选地,所述氮气储罐和增稠剂储罐8并联设置。在使用过程中,可以根据需要单独使用氮气储罐或增稠剂储罐8,也可以同时使用氮气储罐和增稠剂储罐8。
根据本发明所述的系统,所述氮气储罐和增稠剂储罐8的规格没有限制,可以根据需要进行选择,在一些实施方式中,所述氮气储罐的规格为:瓶体耐压13MPa,40L,满载氮气压力7~9Mpa;和/或所述增稠剂储罐8的容积为10L、工作压力为常压。
在本发明的系统中,优选地,所述添加剂注入计量装置包括增稠剂注入计量装置和/或氮气注入计量装置;更优选地,所述增稠剂注入计量装置包括增稠剂计量装置和增稠剂柱塞泵7,所述增稠剂计量装置用于检测增稠剂注入量,所述增稠剂柱塞泵7控制增稠剂的注入流量,增稠剂计量装置与增稠剂柱塞泵7依次与增稠剂储罐8连接;和/或所述氮气注入计量装置包括设置于氮气储罐上的气体流量计和氮气阀门,利用气体流量计和氮气阀门实现氮气的注入量和氮气注入量的检测
根据本发明所述的系统,所述增稠剂计量装置和增稠剂柱塞泵7的规格没有限制,可以根据需要进行选择,在一些实施方式中,所述增稠剂计量装置包括电子秤,最大量程为20kg;和/或增稠剂柱塞泵7为伺服恒流泵,通过伺服控制器和PLC控制技术控制泵的压力及流量,最高注入流量1000mL/min,且具有压力上下限保护功能。
根据本发明所述的系统,其中,所述低温循环管汇系统的循环管路包括以无水CO2注入系统为起始端的密闭循环管路。
在本发明所述的系统,优选地,所述低温循环管汇系统中的密闭循环管路以CO2增压系统2中的净化过滤系统3起始端,采用前述实施方式,能够避免了无水CO2在系统中管路可能带来的杂质对制冷系统的影响。
根据本发明所述的系统,其中,所述无水CO2注入系统通过所述低温循环管汇系统与所述添加剂注入系统连接,使无水液体CO2和添加剂能在低温循环管汇系统的管路中不断循环流动,从而使得无水液体CO2和添加剂两相能够相互溶解达到混相形成无水CO2压裂液体系,再注入耐高压全段可视裂缝实验腔。
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述低温循环管汇系统中的管路构造没有要求,在一些实施方式中,所述低温循环管汇系统中的管路为具有环空结构的套管,优选地,所述套管的内管径标准为直径20mm,耐压50Mpa,外管径为40mm。采用前述实施方式,能够使一些热源或冷源通过套管内。
根据本发明所述的系统,优选地,所述风冷式工业冷水机11通过将温度稳定液通入温循环管汇系统中管路的环空内,以稳定管路的温度环境,所述温度稳定液可以根据需要进行选择,包括但不限于防冻液;所述风冷式工业冷水机11优选设置于低温循环管汇系统与所述添加剂注入系统连接处的下游。
根据本发明所述的系统,其中,所述低温循环管汇系统的管路上设有密闭罐和混相检测装置;优选地,所述密闭罐与混相检测装置设置于无水CO2注入系统与添加剂注入系统连接处的下游,采用前述实施方式,密闭罐能够促进无水液态CO2和添加剂的充分溶解,同时短暂存储无水液态CO2和添加剂混合后的无水CO2压裂液体系,混相检测装置可以检测无水液态CO2和添加剂是否混合均匀。
根据本发明所述的系统,其中,所述密闭罐的结构大小没有限制,可根据需要进行选择,在一些实施方式中,所述密闭罐的溶剂为10L。
根据本发明所述的系统,优选地,所述混相检测装置包括玻璃视窗和/或液体CO2黏度仪12,更优选地,所述黏度仪CO2黏度仪设置于密闭罐上,用于测定密闭罐内无水CO2压裂液体系的黏度,采用前述实施方式能够不但能够测量无水CO2和添加剂混相后的无水CO2压裂液体系的黏度,同时通过玻璃视窗还能够更好的观测到无水CO2和添加剂两相是否相互溶解达到混相。
本发明所述的系统中,只要能够实现本发明的目的,所述玻璃视窗和液体CO2黏度仪12的型号没有限制,所述玻璃视窗的型号包括但不限于蓝宝石玻璃、所述液体CO2黏度仪12具有耐低温耐腐蚀的性能。在一些实施方式中,所述玻璃视窗为蓝宝石玻璃视窗9,其耐压温度为50Mpa、耐温温度上限为150℃;和/或所述液体CO2黏度仪12具有耐低温腐蚀性能。
根据本发明所述的系统,优选地,所述玻璃视窗至少有两个,其中,至少一个玻璃视窗位于无水CO2注入系统与添加剂注入系统连接处的管汇入口端,至少一个玻璃视窗位于CO2黏度仪处。采用前述实施方式能够更好的观测到无水CO2和添加剂两相是否相互溶解达到混相并测试其混相的黏度。
根据本发明所述的系统,优选地,所述低温循环管汇系统的管路上还设有背压阀,用于控制整个管路的压力。
根据本发明所述的系统,其中,所述耐高压全段可视裂缝实验腔包括耐压可加热压力舱13、耐高压可视裂缝实验腔14和压力平衡系统。
在本发明中的所述系统中,通过压力平衡系统有效解决了现有技术中可视平板玻璃不耐高压的缺点,从而使得本发明中的系统可模拟CO2干法压裂现场施工压力,在此压力下评价无水CO2压裂液的携砂性能。
根据本发明所述的系统,优选地,所述的耐压可加热压力舱13主体构造为空腔柱体(例如四方柱、三角柱、圆柱、棱柱、梯柱等),优选为圆柱。
在本发明中的所述系统中,其中,所述耐高压可视裂缝实验腔14通过推进移动机构推入耐压可加热压力舱13的腔内,以提供模拟地层压力和温度条件。
在本发明中的所述系统中,其中,所述耐压可加热压力舱13与压力平衡系统连接,以实现耐高压全段可视裂缝实验腔的内外平衡压力差。
根据本发明所述的系统,所述压力平衡系统用于实现耐高压全段可视裂缝实验腔的内外平衡压力差,使得本发明的耐压可加热压力舱13能够实现耐高压的效果。只要能实现本发明的目的,所述压力平衡系统的结构没有限制,在一些优选的实施方式中,所述压力平衡系统包括相互连接的压力平衡转换器15和补液装置;更优选地,耐压可加热压力舱13下端开孔分别与压力平衡转换器15、补液装置连接和/或压力平衡转换器15和相补液装置之间连接。采用前述优选的实施方式能够实现耐压可加热压力舱13的快速补液,实现耐高压全段可视裂缝实验腔的内外压力平衡。
根据本发明所述的系统,只要能够实现本发明的目的,所述补液装置的具体结构没有限定,在一些优选的实施方式中,所述补液装置包括水泵10和可加热水箱16;具体的,所述耐压可加热压力舱13下端开孔分别与水泵10、可加热水箱16、压力平衡转换器15相接,水泵10与可加热水箱16相接;和/或所述耐高压可视裂缝实验腔14与所述耐压可加热压力舱13通过所述压力平衡转换器15相接。
根据本发明所述的系统,如图4所示,优选地,所述压力平衡转换器15包括罩筒和耐压双通容器,所述耐压双通容器一端插入罩筒中;更优选的,所述耐压双通容器中间设置有密封可移动隔断42,密封可移动隔断42将耐压双通容器从下至上分为第一内腔41和第二内腔43;所述第一内腔41底部设有注液口45和/或所述第二内腔43顶部设有与加热水箱16连通的注水口44。采用前述实施方式使得第一腔内压力与耐高压可视裂缝实验腔14内压力一致,第二内腔43压力与压力舱内压力相一致。
根据本发明所述的系统,所述耐压可加热压力舱13用于模拟地层温度,只要能实现本发明的目的,所述耐压可加热压力舱13的结构没有限制,如图2所示,在一些实施方式中,所述耐压可加热压力舱13的一端壁内开洞,用于插入电加热棒21使整个腔体升温以模拟地层温度、另一端设有泄压孔,所述泄压孔配合安装有泄压阀24,用于实验结束后进行泄压取出裂缝模型,优选地,耐压可加热压力舱13外部包覆有保温层25;在一些优选的实施方式中,所述耐压可加热压力舱13腔壁一侧设有至少一个视窗(比如说1个、2个、3个、4个等),优选为3-4个,用于以高速摄像机记录裂缝内无水CO2压裂液体系携砂的运移规律、另一侧设有光源,用于为高速摄像机打灯,使其能够更清楚的记录运移规律。采用前述实施方式,使得本发明的耐高压可视裂缝实验腔具有优异的高低温可控的特点,能够模拟了CO2干法压裂施工过程从井筒到地层的全生命周期。
在本发明所述的系统中,所述电加热棒21的根数可以根据需要进行选择,例如1根电加热棒21、2根电加热棒21、5根电加热棒21、8根电加热棒21等,在一些实施方式中,所述电加热棒21的根数为10根。本领域技术人员应当理解的,用于插入电加热棒21的洞与电加热棒21的根数相匹配。
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述光源的种类没有限制,在一些实施方式中,所述光源耐压防水LED灯。
根据本发明所述的系统,优选地,所述耐压可加热压力舱13耐压60Mpa,通过电加热可维持腔内温度上限为95℃。
根据本发明所述的系统,所述腔壁一侧上的视窗可以根据需要进行选择,在一些实施方式中,所述视窗为蓝宝石石英玻璃视窗22。
根据本发明所述的系统,如图3所示,其中,所述耐高压可视裂缝实验腔14包括模拟井筒31和可视裂缝实验腔,所述模拟井筒31连接于可视裂缝实验腔一端。根据本发明所述的系统,其中,所述模拟井筒31用于模拟真实水平井筒;只要能实现本发明的目的,所述模拟井筒31的结构没有限制,在一些优选的实施方式中,所述模拟井筒31包括注入井筒和设置于注入井筒内部的内筒,所述注入井筒和内筒的筒身均设置有射孔使模拟井筒内的支撑剂和/或无水CO2压裂液体系能够射入可视裂缝实验腔中,通过控制注入井筒和内筒上射孔的大小、方位以及数量来模拟压裂开发过程中产生不同尺寸的射孔炮眼。
根据本发明所述的系统,其中,注入井筒前端安装有分流器34,可以使无水CO2压裂液体系携砂从不同层面同时进入井筒。
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,可以根据需要选择注入井筒与内筒之间的间隙,在一些实施方式中,所述注入井筒与内筒之间的间隙与1mm。
根据本发明所述的系统,其中,所述可视裂缝实验腔包括可视裂缝实验腔主体;所述可视裂缝实验腔主体由两块透明石英玻璃板32构成,两块透明石英玻璃板32两板之间通过可压缩耐腐蚀塑料构造裂缝,使用不锈钢包裹周边,以螺栓夹紧两板,构成不锈钢密封罩33,通过调整螺栓可实现裂缝宽度可控。根据本发明所述的系统,其中,所述耐高压可视裂缝实验腔14中的模拟井筒31与低温循环管汇系统连接,用于将密闭罐18中的无水CO2压裂液体系和/或支撑剂注入模拟井筒31。
根据本发明所述的系统,优选地,在评价裂缝动态携砂效果时,所述模拟井筒31依次连接有密闭混砂罐18与自动加砂器17。
根据本发明所述的系统,优选地,所述耐高压可视裂缝实验腔14中的模拟井筒31的对面侧设有排液口,用于收集评价携砂效果实验排出的气体和被携带出模型的支撑剂;在一些实施方式中,所述排液口依次与评价系统外部的沉砂容器、气体收集罐相接,排出的CO2、N2等气体和增稠剂将会被收集于所述的气体收集罐中,被携带出模型的砂粒收集于沉砂容器中;所述沉砂容器包括但不限于带有隔砂网的中间容器19。
本发明中所述的自动加砂器17、沉砂容器、气体收集罐在实验过程中为本发明的系统提供支撑剂和收集经过裂缝动态携砂后的支撑剂和气体的各自独立的装置。在本发明的系统工作时,可以根据需要进行选择。
根据本发明所述的系统,所述耐高压可视裂缝实验腔14模拟裂缝尺寸范围可以根据需要进行选择,在一些优选的实施方式中,所述耐高压可视裂缝实验腔14模拟裂缝尺寸范围为:长700mm,高200mm,缝宽1~10mm。
根据本发明所述的系统,所述数据采集在线控制分析系统包括数据采集传输系统和软件在线分析系统,所述数据传输系统均统一接至软件在线分析系统的控制器,通过操作终端进行控制与分析。
根据本发明所述的系统,优选地,所述数据采集传输系统包括数据采集模块和数据传输模块,数据采集模块实时监控并采集系统中温度、压力、流速、黏度、图像等工作数据,并将数据通过数据传输模块实时传输至软件在线分析系统;更优选地,数据采集传输均采用耐高温高压光纤传输。
根据本发明所述的系统,所述软件在线分析系统包括控制部分和分析部分,所述控制部分通过控制器控制整个系统的工作状态及工作参数,分析部分用于分析采集到的实验数据,并利用图像识别软件实现智能识别并绘制砂堤形貌,建立数字化平面坐标实时定量分析支撑剂运移情况。例如,系统中的压力传感器、温度传感器、流量计、柱塞泵、风冷式工业冷水机、可加热水箱16、自动加砂器17以及阀门等与控制器连接,然后通过控制器通过控制器控制整个系统的工作状态及工作参数。
根据本发明所述的系统,优选地,所述裂缝动态携砂的评价系统还包括安全保护系统,用于对系统的安全保护,避免超压现象、实施溢流保护;
根据本发明所述的系统,只要能实现本发明的目的,所述安全保护系统的设置没有限制,优选地,所述安全保护系统包括相互配合作用的电接点压力表和安全阀,电接点压力表和安全阀配合安装于系统中的柱塞泵前实现对动力源的安全保护,电接点压力表控制系统中柱塞泵的压力,可设置上限保护压力,当达到上限保护压力时,接点压力表驱动安全阀的关闭,从而避免超压现象,实现实施溢流保护。
在本发明的系统中,所述安全保护系统设置上限保护压力可根据需要进行选择,在一些实施方式中,所述安全保护系统设置上限保护压力为38Mpa。
根据本发明所述的系统,其中,所述无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统可根据需要设置多个阀门、三通、耐高压管线、压力表、压差计、压力传感器、温度传感器、流量计、柱塞泵等部件;各个入口或出口可以通过管路交叉连接,通过管路和阀门设置,实现管路关路和开路,本发明对此无特殊要求,在此不多加赘述;同时本领域技术人员可以理解的是,在本发明所述的评价系统中,可根据需要在系统中设置多个通讯接口,从而实现对数据的监控和传输,例如系统中的流量计、压差计、黏度计等监测仪表设备,均带有通讯接口,例如CO2流量计带有通讯接口、增稠剂计量装置带有通讯接口,从而实现与计算机联网,通讯接口的型号可以根据需要进行选择,包括但不限于RS232通讯接口,然后使用软件在线分析系统对其在线控制与分析,实现测试过程人机分离智能化操作且安全性强。
本发明第二个方面提供了一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法,所述评价方法包括以下步骤:
连接所有设备及数据传输线:连接所述无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统中所包括的所有设备及数据传输线;
添加剂溶解于无水液体CO2:
动态携砂实验:添加剂溶解于无水液体CO2步骤结束后,将所述低温循环管汇系统进入耐高压全段可视裂缝实验腔的管路开路进行可视化裂缝动态携砂实验,并通过数据采集在线分析系统自动记录一定温度、压力、体系黏度、排量、砂比下可视裂缝实验腔中的砂堤形貌及运移规律。
根据本发明提供的方法,优选的,连接所有设备及数据传输线步骤前还包括排量标定步骤,用于测定本数控是否准确,更优选地,所述排量标定包括加砂泵排量标定步骤和排液泵排量标定步骤。
根据本发明提供的方法,优选的,加砂泵排量标定步骤包括:称量一定时间内出砂质量,通过调整输砂泵频率(Hz)设定标准的输砂速度(kg/min)和/或排液泵排量标定步骤包括:分别以纯液态CO2、清水、高纯N2标定液态CO2柱塞泵6、增稠剂柱塞泵7、气体流量计的排量校准。
根据本发明提供的方法,其中,所述连接所有设备及数据传输线步骤包括:所述无水CO2注入系统通过低温循环管汇系统与添加剂注入系统相接,所述低温循环管汇系统后经过自动加砂器17进入耐高压可视裂缝实验腔14;并将所述耐高压可视裂缝实验腔14推入耐压可加热压力舱13,耐压可加热压力舱13下端开孔分别与水泵10、可加热水箱16、压力平衡转换器15相接;耐高压可视裂缝实验腔14与耐压可加热压力舱13通过压力平衡转换器15相接;所述数据传输系统均统一接至控制器,通过操作终端进行控制与分析。
根据本发明提供的方法,优选的,所述添加剂溶解于无水液体CO2步骤前还包括压力、温度测试步骤,用于测定个系统不漏气不泄压温度稳定,便试温、试压合格;优选地,最高测试压力上限为35Mpa,压力舱加热上限为80℃。
根据本发明提供的方法,优选的,所述压力、温度测试步骤包括:将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路开路,此时无水CO2注入系统所泵出的无水液态CO2可直接进入耐高压可视裂缝实验腔14并循环回CO2制冷系统。通过背压阀控制整个系统压力至预设压力,同时打开耐压可加热压力舱13加热功能至设置温度,工作20~30min,整个系统不漏气不泄压,温度稳定,便试温、试压合格。
根据本发明提供的方法,其中,添加剂溶解于无水液体CO2步骤包括:将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路关路,此时无水CO2注入系统所泵出的无水液态CO2不进入耐高压可视裂缝实验腔14,而携带增稠剂循环回CO2制冷系统。循环工作多次,直至通过玻璃视窗观察增稠剂完全与CO2溶为一相,并且密闭罐内无水CO2压裂液体系黏度变化后维持稳定。
据本发明提供的方法,优选的,动态携砂实验包括:关闭添加剂注入计量装置,调整可视裂缝实验腔内裂缝尺寸,将可视裂缝实验腔通过推进移动机构推入耐压可加热压力舱13,使用螺栓将耐压可加热压力舱13密封,打开加热功能,同时打开压力舱压力平衡转换器15并通过水泵10向耐压可加热压力舱13的腔内注如可加热水箱16中的水;将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路开路,向可视裂缝实验腔中注满无水CO2压裂液体系,作为前置液,同时打开光源和高速摄像机开始记录;前置液注满可视裂缝实验腔后自动加砂器17开启,支撑剂和无水CO2压裂液体系在密闭混砂罐18内混合后注入裂缝中,此时打开排液口,排液口依次与评价系统外部的沉砂容器、气体收集罐相接,通过据采集在线控制分析系统自动记录一定温度、压力、体系黏度、排量、砂比下可视裂缝实验腔中的砂堤形貌及运移规律。
在本发明所述的系统中,所述推进移动机构包括但不限于自动推进导轨23。
根据本发明提供的方法,优选的,所述动态携砂实验步骤后还包括残砂清理步骤,更优选的,所述残砂清理步骤包括:动态携砂实验排出的气体和添加剂被收集于所述的气体收集罐中,被携带出模型的砂粒收集于沉砂容器中,实验结束后将耐压可加热压力舱13的泄压阀打开进行排水泄压;可视裂缝实验腔从导轨上拆下,使用高压喷枪使用清水将裂缝中沉积的支撑剂从排出口冲出;将所述的可视裂缝实验腔上的夹紧螺栓打开,通过耐压可加热压力舱13将模型内的水分烘干。
根据本发明提供的方法,其中,可根据需要设置多个阀门、三通、耐高压管线、压力表、压差计等部件;各个入口或出口可以交叉连接,通过管路和阀门设置,实现管路关路和开路,本发明对此无特殊要求。
具体的,在一些优选的实施方式中,如图1-4所示,以增稠剂增加无水液体CO2的黏度时;无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法包括以下步骤:
(1)排量标定
加砂泵排量标定:通过调整输砂泵频率(5-25Hz)设定标准的输砂速度为0.05kg/min,工作10min后,称取出支撑剂(支撑剂为陶粒,目数:70-140目、密度为1.33g/cm3)为0.48kg。
排液泵排量标定:以纯液态CO2标定液态CO2柱塞泵6,设定泵输出排量为120L/h,CO2流量计测量为119.6L/h;以清水标定增稠剂柱塞泵7,设定泵输出排量为1.5L/h,流量计测量为1.51L/h;以高纯N2标定气体流量计,设定气体流速为20L/h,流量计测量为20.2L/h;
经过标定,所设泵排量与实际排量相近,数控准确;
(2)连接所有设备及数据传输线
所述无水CO2注入系统通过低温循环管汇系统与添加剂注入系统相接,所述低温循环管汇系统后经过自动加砂器17进入耐高压可视裂缝实验腔14;并将所述耐高压可视裂缝实验腔14推入耐压可加热压力舱13,耐压可加热压力舱13下端开孔分别与水泵10、可加热水箱16、压力平衡转换器15相接;耐高压可视裂缝实验腔14与耐压可加热压力舱13通过压力平衡转换器15相接;所述数据传输系统均统一接至控制器,通过操作终端进行控制与分析;
(3)压力、温度测试
关闭阀门V6、阀门V7、阀门V14、阀门V16、阀门V17,其余阀门打开,即将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路开路,此时无水CO2注入系统所泵出的无水液态CO2可直接进入耐高压可视裂缝实验腔14并循环回CO2制冷系统(-10℃),通过背压阀控制整个系统压力至预设压力(15Mpa),同时打开13耐压可加热压力舱13加热功能,至设置温度(70℃),工作20~30min,整个系统不漏气不泄压,温度稳定,试温、试压合格;
(4)增稠剂溶解于无水液态CO2关闭阀门V14、阀门V15、阀门V12、阀门V8、阀门V17,其余阀门打开,然后注入(设定增稠剂柱塞泵7输出排量为1.5L/h)一定量的增稠剂(增稠剂为低分子量的甲基硅油),无水CO2注入系统泵出的一定量的无水液态CO2(液态CO2柱塞泵6的输出排量为120L/h),然后关闭增稠剂柱塞泵7和阀门V6即将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路关路,此时无水CO2注入系统所泵出的无水液态CO2不进入耐高压可视裂缝实验腔14,而携带增稠剂循环回CO2制冷系统,同时风冷式工业冷水机11将低温(-5℃)防冻液泵入循环管路的套管环空内,进行保温,循环工作多次,直至通过蓝宝石玻璃视窗9观察增稠剂完全与无水液体CO2溶为一相,并且密闭罐内无水CO2压裂液体系中液体CO2黏度仪12变化后维持稳定(为5mPa·s);
(5)动态携砂实验
所述步骤(4)结束后,调整可视裂缝实验腔内裂缝尺寸(至2mm),将耐高压可视裂缝实验腔14通过自动推进导轨23推入耐压可加热压力舱13,使用螺栓将防护腔密封,打开耐压可加热压力舱13的加热功能,温度稳定在70℃,同时打开压力平衡转换器15通过水泵10将水箱中热水(70℃)注入压力舱内。关闭阀门V7、阀门V8、阀门V17、阀门V19,其余阀门打开,即将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路开路,通过模拟井筒向耐高压可视裂缝实验腔14中注满无水CO2压裂液体系,作为前置液,同时打开光源和高速摄像机开始记录。前置液注满模型后自动加砂器17开启,设置砂比为10%,支撑剂和无水CO2压裂液体系在密闭混砂罐18内混合后注入可视裂缝实验腔的裂缝中,此时打开排液口(阀门V8),排液口连接带有隔砂网的中间容器19,带有隔砂网的中间容器19后连接气体收集罐。通过软件自动记录在15MPa、70℃时、无水CO2压裂液体系黏度为5mPa·s、无水液态CO2排量120L/h、砂比为10%可视裂缝实验腔中的砂堤形貌如图5所示。
步骤(6)残砂清理
排出的CO2、N2等气体和增稠剂将会被收集于所述的气体收集罐中,被携带出模型的砂粒收集于所述的带有隔砂网的中间容器19;实验结束后将耐压可加热压力舱13的泄压阀(阀门V13)打开进行泄压;可视裂缝实验腔从自动推进导轨23上拆下,使用高压喷枪使用清水将裂缝中沉积的支撑剂从排液口冲出;将所述的可视裂缝实验腔上的夹紧螺栓打开,通过耐压可加热压力舱13将模型内的水分烘干。
在另一些优选的实施方式中,如图1-4所示,构筑无水CO2/N2泡沫压裂液体系;无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法的其他步骤同以增稠剂增加无水液体CO2的黏度时无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法的步骤,不同之处在,步骤(4)N2溶解于无水液态CO2:增稠剂柱塞泵7更换为带有气体流量控制计的气瓶。在另一些优选的实施方式中,如图1-4所示,以增稠剂增加无水液体CO2的黏度时;无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法的其他步骤同上述以增稠剂增加无水液体CO2的黏度时优选的实施方式,其区别在于,步骤(5)中,调整(14)可视裂缝实验腔内裂缝尺寸为至3mm裂缝尺寸调整的具体步骤为:将所述可视裂缝实验腔从耐压可加热压力舱13推出,通过调整不锈钢密封罩33的垫片厚度,控制裂缝尺寸为至3mm。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下实施例中“砂比”指剂与无水CO2压裂液体系的体积比的质量百分数;“裂缝中支撑剂的剩余率”指裂缝中剩余的砂量与加砂总量的比值。
实施例1
如图1-4所示,无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统包括:无水CO2注入系统、添加剂注入系统、安全保护系统、低温循环管汇系统、耐高压全段可视裂缝实验腔和数据采集在线控制分析系统;
所述无水CO2注入系统包括CO2储气瓶1、CO2增压系统2、净化过滤系统3、CO2制冷系统、CO2流量计、液态CO2储罐5、液态CO2柱塞泵6;
所述CO2储气瓶1为常规实验室用气规格(瓶体耐压13MPa,40L,满载CO2压力4~5Mpa);
所述CO2增压系统2包括气体压缩机和压力控制阀,所述CO2增压系统2需将CO2储气瓶1中输出的CO2稳定增压至4~5Mpa;
所述净化过滤系统3容积为500mL,耐压20Mpa,材质为Cr18Ni9Ti;
所述CO2制冷系统包括制冷设备4、维冷设备、温度控制器和耐压耐腐蚀管阀件;所述制冷设备4位于净化过滤系统3下游,对净化后得到的无水CO2进行降温制备无水液态CO2,所述维冷设备用于维持低温循环管汇系中的管路的温度;所述制冷设备4包括全封闭制冷压缩机、耐腐蚀螺旋式盘管冷箱和风冷式工业冷水机11;所述维冷设备包括风冷式工业冷水机11;所述封闭制冷压缩机置于耐腐蚀螺旋式盘管冷箱,对净化后得到的无水CO2进行降温制备无水液态CO2,所述风冷式工业冷水机11用于维持低温循环管汇系中的管路的温度,所述温度控制器设置于耐腐蚀螺旋式盘管冷箱上,用于控制耐腐蚀螺旋式盘管冷箱的制冷温度,耐压耐腐蚀管阀件设置于风冷式工业冷水机11出口处;所述CO2制冷系统,CO2温度控制范围为-15℃~55℃,控温精度±0.5℃;所述风冷式工业冷水机11的制冷功率为6.2KW,循环水泵功率为0.37KW,标准水流量可达30L/min;
所述CO2流量计是通过技术转子流量计结合流量数显仪表对管路中的无水液态CO2进行计量,计量精度达到1%F.S,并带有RS232通讯接口;
所述液态CO2储罐5的容积为5L;
所述液态CO2柱塞泵6的主要作用为无水液态CO2的传输,输送高压液态CO2同时提供系统稳压作用;所述液态CO2注入泵为调频三柱塞泵,排量为400L/h,最大工作压力40MPa,液态CO2柱塞泵6才有三明治式PTFE柱塞,泵头可制冷(温度下限为-15℃),最低吸入压力为3MPa;
无水CO2注入系统在工作时:CO2储气瓶1内CO2气体通过CO2增压系统2增压至CO2制冷系统的最低吸入压力,通过净化过滤系统3干燥并去除杂质进入CO2制冷系统降温,形成无水液态CO2后暂储于液态CO2储罐5中,由液态CO2柱塞泵6泵入低温循环管汇系统,液态CO2柱塞泵6注入口安装CO2流量计检测泵注排量;
所述添加剂注入系统包括添加剂储罐和添加剂注入计量装置,
所述添加剂储罐包括并联设置的氮气储罐(未图示)和增稠剂储罐8,所述氮气储罐的规格为:瓶体耐压13MPa,40L,满载氮气压力7~9Mpa;所述增稠剂储罐8的容积为10L、工作压力为常压;所述添加剂注入计量装置包括增稠剂注入计量装置和氮气注入计量装置;所述增稠剂注入计量装置包括增稠剂计量装置和增稠剂柱塞泵7;所述增稠剂注入计量装置包括增稠剂计量装置和增稠剂柱塞泵7;稠剂计量装置与增稠剂柱塞泵7依次与增稠剂储罐8连接;所述氮气注入计量装置包括设置于氮气储罐上的气体流量计和氮气阀门(未图示);所述增稠剂计量装置用于计量增稠剂的注入量,由电子秤组成,最大量程为20kg;所述电子秤带有RS232接口,可实现与计算机联网,在线检测增稠剂注入量;所述增稠剂柱塞泵7为伺服恒流泵,通过伺服控制器和PLC控制技术控制泵的压力及流量,最高注入流量1000mL/min,且具有压力上下限保护功能;
所述安全保护系统包括相互配合作用的电接点压力表和安全阀,电接点压力表和安全阀配合安装于系统中的柱塞泵前实现对动力源的安全保护;所述安全保护系统设置上限保护压力为38Mpa;
所述低温循环管汇系统中的密闭循环管路以无水CO2注入系统中的净化过滤系统3起始端,所述无水CO2注入系统通过所述低温循环管汇系统与所述添加剂注入系统连接;所述低温循环管汇系统中的管路为具有环空结构的套管;所述套管的内管径标准为直径20mm,耐压50Mpa,外管径为40mm;所述风冷式工业冷水机11通入循环管汇系统中管路环空内的位置为低温循环管汇系统与所述添加剂注入系统连接处的下游,环空内可通入风冷式工业冷水机11所泵的防冻液;所述低温循环管汇系统的管路上设有密闭罐和混相检测装置;所述密闭罐与混相检测装置设置于无水CO2注入系统与添加剂注入系统连接处的下游;所述密闭罐的溶剂为10L;所述混相检测装置包括蓝宝石玻璃视窗9和液体CO2黏度仪12;所述黏度仪CO2黏度仪设置于密闭罐上;所述蓝宝石玻璃视窗9有两个,其中,一个位于无水CO2注入系统与添加剂注入系统连接处的管汇入口端,一个位于CO2黏度仪处;所述蓝宝石玻璃视窗9耐压为50Mpa,温度上限为150℃;
所述耐高压全段可视裂缝实验腔包括耐压可加热压力舱13、耐高压可视裂缝实验腔14和压力平衡系统;所述的耐压可加热压力舱13主体构造为空腔圆柱;所述耐高压可视裂缝实验腔14通过自动推进导轨23推入耐压可加热压力舱13的腔内;所述压力平衡系统包括相互连接的压力平衡转换器15和补液装置;所述补液装置包括水泵10和可加热水箱16;所述耐压可加热压力舱13下端开孔分别与水泵10、可加热水箱16、压力平衡转换器15相接,水泵10与可加热水箱16相接;所述耐高压可视裂缝实验腔14与所述耐压可加热压力舱13通过所述压力平衡转换器15相接;
所述压力平衡转换器15包括罩筒和耐压双通容器,所述耐压双通容器一端插入罩筒中;所述耐压双通容器中间设置有密封可移动隔断42,密封可移动隔断42将耐压双通容器从下至上分为第一内腔41和第二内腔43;所述第一内腔41底部设有注液口45;所述第二内腔43顶部设有与可加热水箱16连通的注水口44;
所述耐压可加热压力舱13的一端壁内开10个洞,用于插入10根电加热棒21使整个腔体升温以模拟地层温度、另一端设有泄压孔,所述泄压孔配合安装有泄压阀24,用于实验结束后进行泄压取出裂缝模型;所述腔壁一侧设有3个蓝宝石石英玻璃视窗22,用于以高速摄像机记录裂缝内无水CO2压裂液体系携砂的运移规律、另一侧设有耐压防水LED灯,用于为高速摄像机打灯,使其能够更清楚的记录运移规律;
所述耐高压可视裂缝实验腔14包括模拟井筒31和可视裂缝实验腔,所述模拟井筒31连接于可视裂缝实验腔一端;所述模拟井筒31包括注入井筒和设置于注入井筒内部的内筒,所述注入井筒和内筒的筒身均设置有射孔使模拟井筒内的支撑剂和/或无水CO2压裂液体系能够射入可视裂缝实验腔中,通过控制注入井筒和内筒上孔的大小、方位以及数量来模拟压裂开发过程中产生不同尺寸的射孔炮眼;注入井筒前端安装有分流器34;注入井筒与内筒之间的间隙与1mm;所述可视裂缝实验腔包括可视裂缝实验腔主体;所述可视裂缝实验腔主体由两块透明石英玻璃板32构成,两块透明石英玻璃板32两板之间通过可压缩耐腐蚀塑料构造裂缝,使用不锈钢包裹周边,以螺栓夹紧两板,构成不锈钢密封罩33,通过调整螺栓可实现裂缝宽度可控;
所述耐高压可视裂缝实验腔14中的模拟井筒31与低温循环管汇系统连接,用于将密闭罐18中的无水CO2压裂液体系和/或支撑剂注入模拟井筒31;在评价裂缝动态携砂效果时,所述模拟井筒31依次连接有密闭混砂罐18与自动加砂器17,所述耐高压可视裂缝实验腔14中的模拟井筒31的对面侧设有排液口,用于收集评价携砂效果实验排出的气体和被携带出模型的支撑剂,排液口依次与评价系统外部的带有隔砂网的中间容器19、气体收集罐相接,排出的CO2、N2等气体和增稠剂将会被收集于所述的气体收集罐中,被携带出模型的砂粒收集于带有隔砂网的中间容器19中;所述耐高压可视裂缝实验腔14模拟裂缝尺寸范围:长700mm,高200mm,缝宽1~10mm;
所述数据采集在线控制分析系统包括数据采集传输系统和软件在线分析系统,所述数据传输系统均统一接至软件在线分析系统的控制器,通过操作终端进行控制与分析;
所述数据采集传输系统包括数据采集模块和数据传输模块,数据采集模块实时监控并采集系统中上的工作数据,并将数据通过数据传输模块实时传输至软件在线分析系统;
所述软件在线分析系统包括控制部分和分析部分,所述控制部分通过控制器整个系统的工作状态及工作参数,分析部分用于分析采集到的实验数据,并利用图像识别软件实现智能识别并绘制砂堤形貌,建立数字化平面坐标实时定量分析支撑剂运移情况。
实施例2
如图1-4所示,使用实施例1所述的系统进行无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法包括以下步骤:
(1)排量标定
加砂泵排量标定:通过调整输砂泵频率(5-25Hz)设定标准的输砂速度为0.05kg/min,工作10min后,称取出支撑剂(支撑剂为陶粒,目数:70-140目、密度为1.33g/cm3)为0.48kg;
排液泵排量标定:以纯液态CO2标定液态CO2柱塞泵6,设定泵输出排量为400L/h、300L/h、200L/h,CO2流量计测量为380.8L/h、298L/h、201.1L/h;以清水标定增稠剂柱塞泵7,设定泵输出排量为1.5L/h,流量计测量为1.51L/h;以高纯N2标定气体流量计,设定气体流速为20L/h,流量计测量为20.2L/h;
经过标定,所设泵排量与实际排量相近,数控准确;
(2)连接所有设备及数据传输线
所述无水CO2注入系统通过低温循环管汇系统与添加剂注入系统相接,所述低温循环管汇系统后经过自动加砂器17进入耐高压可视裂缝实验腔14;并将所述耐高压可视裂缝实验腔14推入耐压可加热压力舱13,耐高压可视裂缝实验腔14与耐压可加热压力舱13下端开孔分别与水泵10、可加热水箱16、压力平衡转换器15相接;耐高压可视裂缝实验腔14与耐压可加热压力舱13通过压力平衡转换器15相接;所述数据传输系统均统一接至控制器,通过操作终端进行控制与分析;
(3)压力、温度测试;
关闭阀门V6、阀门V7、阀门V14、阀门V16、阀门V17,其余阀门打开,即将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路开路,此时无水CO2注入系统所泵出的无水液态CO2可直接进入耐高压可视裂缝实验腔14并循环回CO2制冷系统(-10℃),通过背压阀控制整个系统压力至预设压力(15Mpa),同时打开13耐压可加热压力舱13加热功能,至设置温度(70℃),工作20~30min,整个系统不漏气不泄压,温度稳定,试温、试压合格;
步骤(4)增稠剂溶解于无水液态CO2
关闭阀门V14、阀门V15、阀门V12、阀门V8、阀门V17,其余阀门打开,然后注入(设定增稠剂柱塞泵7输出排量为1.5L/h)一定量的增稠剂(增稠剂为低分子量的甲基硅油),无水CO2注入系统泵出的一定量的无水液态CO2(设置液态CO2柱塞泵6的输出排量分别为400L/h、300L/h、200L/h),然后关闭增稠剂柱塞泵7和阀门V6、即将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路关路,此时无水CO2注入系统所泵出的无水液态CO2不进入耐高压可视裂缝实验腔14,而携带增稠剂循环回CO2制冷系统,同时风冷式工业冷水机11将低温(-5℃)防冻液泵入循环管路的套管环空内,进行保温,循环工作多次,直至通过蓝宝石玻璃视窗9观察增稠剂完全与无水液体CO2溶为一相,并且密闭罐内无水CO2压裂液体系中低温耐腐蚀液体CO2黏度仪12变化后维持稳定(为5mPa·s);
(5)动态携砂实验
所述步骤(4)结束后,调整耐高压可视裂缝实验腔14内裂缝尺寸(至2mm),将耐高压可视裂缝实验腔14通过自动推进导轨23推入耐压可加热压力舱13,使用螺栓将防护腔密封,打开耐压可加热压力舱13的加热功能,温度稳定在70℃,同时打开压力平衡转换器15通过水泵10将水箱中热水(70℃)注入压力舱内;关闭阀门V7、阀门V8、阀门V17、阀门V19,其余阀门打开,即将所述低温循环管汇系统进入耐高压可视裂缝实验腔14的管路开路,向可视裂缝实验腔中注满无水CO2压裂液体系,作为前置液,同时打开光源和高速摄像机开始记录;前置液注满模型后自动加砂器17开启,设置砂比为10%,支撑剂和无水CO2压裂液体系在密闭混砂罐1混合后注入裂缝中,此时打开排液口(阀门V8),排液口连接带有隔砂网的中间容器19,中间容器后连接气体收集罐;通过软件自动记录在15MPa、70℃时、无水CO2压裂液体系黏度为5mPa·s、无水液态CO2排量分别为400L/h(0.4m3/h)、300L/h(0.3m3/h)、200L/h(0.2m3/h)、砂比为10%下携砂结果如图6所示;
步骤(6):残砂清理
排出的CO2、N2等气体和增稠剂将会被收集于所述的气体收集罐中,被携带出模型的砂粒收集于所述的带有隔砂网的中间容器19;实验结束后将耐压可加热压力舱13的泄压阀(阀门V13)打开进行排水泄压;耐高压可视裂缝实验腔14从自动推进导轨23上拆下,使用高压喷枪使用清水将裂缝中沉积的支撑剂从排液口冲出;将所述的耐高压可视裂缝实验腔14上的夹紧螺栓打开,通过耐压可加热压力舱13将模型内的水分烘干。
裂缝中支撑剂的剩余率见表1。
结果表明:泵注排量越高,压裂液携砂效果越好。
实施例3
其他同实施例2泵输出排量为300L/h时的步骤,不同之处在于,分别使用实施例1中的支撑剂和目数为70-140目、密度为1.33g/cm3的石英砂作为支撑剂进行评价;
通过软件自动记录在15MPa、70℃时、无水CO2压裂液体系黏度为5mPa·s、无水液态CO2排量分别为300L/h(0.3m3/h)、砂比为10%下携砂结果如图7所示。
裂缝中支撑剂的剩余率见表1。
实施例4
其他同实施例2泵输出排量为300L/h时的步骤,不同之处在于,分别使用实施例1中的支撑剂和目数为40-70目、密度为1.35g/cm3的陶粒作为支撑剂进行评价;
通过软件自动记录在15MPa、70℃时、无水CO2压裂液体系黏度为5mPa·s、无水液态CO2排量分别为300L/h(0.2m3/h)、砂比为10%下携砂结果如图8所示。
裂缝中支撑剂的剩余率见表1。
实施例5
其他同实施例2泵输出排量为300L/h时的步骤,不同之处在于,在步骤(5)中自动加砂器17开启,分别设置砂比为5%、10%、15%进行评价;
通过软件自动记录在15MPa、70℃时、无水CO2压裂液体系黏度为5mPa·s、无水液态CO2排量分别为300L/h(0.2m3/h)、砂比分别为5%、10%、15%下携砂结果如图9所示。
裂缝中支撑剂的剩余率见表1。
结果表明:砂比越高携砂效果越差,每提高5%砂比,残余砂量增加一倍左右。
实施例6
其他同实施例2泵输出排量为300L/h时的步骤,不同之处在于,在步骤(4)通过泵入不同量的增稠剂溶解于无水液态CO2,调整无水CO2压裂液体系黏度分别为3mPa·s、4mPa·s、5mPa·s和6mPa·s;
通过软件自动记录在15MPa、70℃时、无水CO2压裂液体系黏度分别为3mPa·s、4mPa·s、5mPa·s和6mPa·s、无水液态CO2排量分别为300L/h(0.3m3/h)、砂比为10%下携砂结果如图10所示。
裂缝中支撑剂的剩余率见表1。
结果表明:砂比越高携砂效果越差,每提高5%砂比,残余砂量增加一倍左右。
结果表明:压裂液黏度为5mPa·s时裂缝内残余砂量仅为9.52%,携砂效果优异。
表1
通过表1的结果可以看出,采用本发明无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统来评价可以评价高低温变化、压力变化、增稠剂/氮气等添加剂添加情况下无水CO2压裂液体系在不同尺寸地层裂缝中的携砂能力。
以上详细描述了本发明的优选实施方式,但是,本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内,可以对本发明的技术方案进行多种简单变型,包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合,这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容,均属于本发明的保护范围。
Claims (11)
1.一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统,其特征在于,所述评价系统包括无水CO2注入系统、添加剂注入系统、低温循环管汇系统、耐高压全段可视裂缝实验腔和数据采集在线控制分析系统;
其中,所述无水CO2注入系统用于提供无水液体CO2,及无水液体CO2的泵注排量;
所述添加剂注入系统用于提供能够增加无水液体CO2携砂能力的添加剂;
所述低温循环管汇系统用于将添加剂和无水CO2混合,达到混相,以得到无水CO2压裂液体系;
所述耐高压全段可视裂缝实验腔用于为无水CO2压裂液动态携砂性能评价提供主要实验腔,从而进行高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂实验;
所述数据采集在线控制分析系统用于监控、传输系统工作时的各种数据、检测并控制整个系统的工作状态及工作参数、实时分析可视模型内砂堤形态,评价无水CO2压裂液体系的动态携砂能力。
2.根据权利要求1所述的评价系统,其中,
所述无水CO2注入系统包括:CO2储气瓶(1)、CO2增压系统(2)、净化过滤系统(3)、CO2制冷系统、CO2流量计、液态CO2储罐(5)、液态CO2柱塞泵(6);
所述CO2储气瓶(1)用于提供CO2气源;
所述CO2增压系统(2)用于将CO2储气瓶(1)中的CO2增压,使CO2能够被吸入CO2制冷系统;
所述净化过滤系统(3)用于对增压后的CO2的进行前期预处理,以得到无水CO2;
所述CO2制冷系统用于对无水CO2进行降温以得到无水液态CO2;
所述液态CO2储罐(5)用于储存液态CO2经过制冷后得到的无水液态CO2;
所述CO2流量计用于计量液态CO2储罐(5)出口处无水液态CO2的量;
所述液态CO2柱塞泵(6)用于液态CO2储罐(5)中的无水液态CO2的传输,输送高压液态CO2同时提供系统稳压作用;和/或
所述添加剂注入系统包括:添加剂储罐和添加剂注入计量装置,添加剂储罐用于储存添加剂,添加剂注入计量装置用于检测并控制添加剂储罐中添加剂的注入量和注入压力。
3.根据权利要求2所述的评价系统,其中,
所述CO2增压系统(2)包括气体压缩机和压力控制阀,压力控制阀用于控制气体压缩机的出口压力,使得CO2储气瓶(1)中输出的CO2稳定增压至所需压力;和/或
所述CO2制冷系统包括制冷设备(4)和维冷设备,所述制冷设备(4)位于净化过滤系统(3)下游,对净化后得到的无水CO2进行降温制备无水液态CO2,所述维冷设备用于维持低温循环管汇系中的管路的温度,优选地,所述制冷设备(4)包括全封闭制冷压缩机、耐腐蚀螺旋式盘管冷箱和风冷式工业冷水机(11),所述维冷设备包括风冷式工业冷水机(11);和/或
所述添加剂储罐包括氮气储罐和/或增稠剂储罐(8),优选地,所述氮气储罐和增稠剂储罐(8)并联设置;和/或
所述添加剂注入计量装置包括增稠剂注入计量装置和/或氮气注入计量装置,优选地,所述增稠剂注入计量装置包括增稠剂计量装置和增稠剂柱塞泵(7),增稠剂计量装置与增稠剂柱塞泵(7)依次与增稠剂储罐(8)连接,氮气注入计量装置包括设置于氮气储罐上的气体流量计和氮气阀门。
4.根据权利要求1-3任意一项所述的评价系统,其中,
所述低温循环管汇系统的循环管路包括以无水CO2注入系统为起始端的密闭循环管路;和/或
所述无水CO2注入系统通过所述低温循环管汇系统与所述添加剂注入系统连接,使无水液体CO2和添加剂能在低温循环管汇系统的管路中不断循环流动,从而使得无水CO2和添加剂两相能够相互溶解达到混相形成无水CO2压裂液体系,再注入耐高压全段可视裂缝实验腔;和/或
所述低温循环管汇系统中的管路为具有环空结构的套管,优选地,所述风冷式工业冷水机(11)通过将温度稳定液通入温循环管汇系统中管路的环空内,以稳定管路的温度环境;和/或
所述低温循环管汇系统的管路上设有密闭罐和混相检测装置,优选地,所述密闭罐与混相检测装置设置于无水CO2注入系统与添加剂注入系统连接处的下游。
5.根据权利要求4所述的评价系统,其中,
所述混相检测装置包括玻璃视窗和/或液体CO2黏度仪(12),优选地,所述液体CO2黏度仪(12)设置于密闭罐上,用于测定密闭罐内无水CO2压裂液体系的黏度,所述玻璃视窗至少有两个,其中,至少一个玻璃视窗位于无水CO2注入系统与添加剂注入系统连接处的管汇入口端,至少一个玻璃视窗位于液体CO2黏度仪(12)处;和/或
所述低温循环管汇系统的管路上还设有背压阀,用于控制整个管路的压力。
6.根据权利要求1-5任意一项所述的评价系统,其中,
所述耐高压全段可视裂缝实验腔包括耐压可加热压力舱(13)、耐高压可视裂缝实验腔(14)和压力平衡系统;
所述的耐压可加热压力舱(13)主体构造为空腔柱体;所述耐高压可视裂缝实验腔(14)通过推进移动机构推入耐压可加热压力舱(13)的腔内,以提供模拟地层压力和温度条件;和/或
所述耐压可加热压力舱(13)与压力平衡系统连接,以实现耐高压全段可视裂缝实验腔的内外平衡压力差;和/或
所述压力平衡系统包括相互连接的压力平衡转换器(15)和补液装置,优选地,所述补液装置包括水泵(10)和可加热水箱(16)。
7.根据权利要求6所述的评价系统,其中,
所述耐压可加热压力舱(13)下端开孔分别与水泵(10)、可加热水箱(16)、压力平衡转换器(15)相接,水泵(10)与可加热水箱(16)相接;和/或
所述耐高压可视裂缝实验腔(14)与所述耐压可加热压力舱(13)通过所述压力平衡转换器(15)相接;和/或
所述压力平衡转换器(15)包括罩筒和耐压双通容器,所述耐压双通容器一端插入罩筒中;优选地,所述耐压双通容器中间设置有密封可移动隔断(42),密封可移动隔断(42)将耐压双通容器从下至上分为第一内腔(41)和第二内腔(43),所述第一内腔(41)底部设有注入注液口(45)和/或所述第二内腔(43)顶部设有与加热水箱(16)连通的注水口(44);和/或
所述耐压可加热压力舱(13)的一端壁内开洞,用于插入电加热棒(21)使整个腔体升温以模拟地层温度、另一端设有泄压孔,所述泄压孔配合安装有泄压阀(24),用于实验结束后进行泄压取出裂缝模型,优选地,所述耐压可加热压力舱(13)外部包覆有保温层(25);和/或
所述耐压可加热压力舱(13)腔壁一侧设有至少一个视窗,优选为3-4个,用于以高速摄像机记录裂缝内无水CO2压裂液体系携砂的运移规律、另一侧设有光源;和/或
所述耐高压可视裂缝实验腔(14)包括模拟井筒(31)和可视裂缝实验腔,所述模拟井筒(31)连接于可视裂缝实验腔一端,优选地,所述模拟井筒(31)包括注入井筒和设置于注入井筒内部的内筒,所述注入井筒和内筒的筒身均设置有射孔;和/或
所述可视裂缝实验腔包括可视裂缝实验腔主体。
8.根据权利要求7所述的评价系统,其中,
所述注入井筒前端安装有分流器(34);和/或
所述可视裂缝实验腔主体由两块透明石英玻璃板(32)构成,两块透明石英玻璃板(32)两板之间通过可压缩耐腐蚀塑料构造裂缝,使用不锈钢包裹周边,以螺栓夹紧两板,构成不锈钢密封罩(33),通过调整螺栓可实现裂缝宽度可控;和/或
所述耐高压可视裂缝实验腔(14)中的模拟井筒(31)与低温循环管汇系统连接,用于将密闭罐18中的无水CO2压裂液体系和/或支撑剂注入模拟井筒(31)内;和/或
所述耐高压可视裂缝实验腔14中的模拟井筒31的对面侧设有排液口;和/或
在评价裂缝动态携砂效果时,所述模拟井筒(31)依次连接有密闭混砂罐(18)与自动加砂器(17),优选地,所述排液口依次与评价系统外部的沉砂容器、气体收集罐相接。
9.根据权利要求1-8任意一项所述的评价系统,其中,
所述数据采集在线控制分析系统包括数据采集传输系统和软件在线分析系统,所述数据传输系统均统一接至软件在线分析系统的控制器,通过操作终端进行控制与分析,优选地,所述数据采集传输系统包括数据采集模块和数据传输模块,数据采集模块,数据采集模块实时监控并采集系统中的工作数据,并将数据通过数据传输模块实时传输至软件在线分析系统;和/或
所述软件在线分析系统包括控制部分和分析部分,所述控制部分通过控制器控制整个系统的工作状态及工作参数,分析部分用于分析采集到的实验数据,并利用图像识别软件实现智能识别并绘制砂堤形貌,建立数字化平面坐标实时定量分析支撑剂运移情况;和/或
所述裂缝动态携砂评价系统还包括安全保护系统,用于对系统的安全保护,避免超压现象、实施溢流保护,优选地,所述安全保护系统包括相互配合作用的电接点压力表和安全阀,电接点压力表和安全阀配合安装于系统中的柱塞泵前实现对动力源的安全保护。
10.一种无水CO2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价方法,其特征在于,所述评价方法包括以下步骤:
连接所有设备及数据传输线:连接权利要求1-9任意一项评价系统中所包括的所有设备及数据传输线;
添加剂溶解于无水液体CO2;
动态携砂实验:添加剂溶解于无水液体CO2步骤结束后,将所述低温循环管汇系统进入耐高压全段可视裂缝实验腔的管路开路进行可视化裂缝动态携砂实验,并通过数据采集在线分析系统自动记录一定温度、压力、体系黏度、排量、砂比下可视裂缝实验腔中的砂堤形貌及运移规律。
11.根据权利要求10所述的评价方法,其中,
连接所有设备及数据传输线步骤包括:
所述无水CO2注入系统通过低温循环管汇系统与添加剂注入系统相接,所述低温循环管汇系统后经过自动加砂器(17)进入耐高压可视裂缝实验腔(14)并将所述耐高压可视裂缝实验腔(14)推入耐压可加热压力舱(13),耐压可加热压力舱(13)下端开孔分别与水泵(10)、可加热水箱(16)、压力平衡转换器(15)相接;耐高压可视裂缝实验腔(14)与耐压可加热压力舱(13)通过压力平衡转换器(15)相接;所述数据传输系统均统一接至控制器,通过操作终端进行控制与分析;和/或
连接所有设备及数据传输线步骤前还包括排量标定,用于测定本数控是否准确,优选地,所述排量标定包括加砂泵排量标定和排液泵排量标定;和/或
所述添加剂溶解于无水液体CO2步骤前还包括压力、温度测试,用于测定个系统不漏气不泄压温度稳定,便试温、试压合格;优选地,最高测试压力上限为35Mpa,压力舱加热上限为80℃;和/或
所述动态携砂实验步骤后还包括残砂清理步骤。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210457621.7A CN115166138A (zh) | 2022-04-27 | 2022-04-27 | 一种无水co2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210457621.7A CN115166138A (zh) | 2022-04-27 | 2022-04-27 | 一种无水co2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115166138A true CN115166138A (zh) | 2022-10-11 |
Family
ID=83483805
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210457621.7A Pending CN115166138A (zh) | 2022-04-27 | 2022-04-27 | 一种无水co2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115166138A (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN117489317A (zh) * | 2023-12-29 | 2024-02-02 | 克拉玛依市白碱滩区(克拉玛依高新区)石油工程现场(中试)实验室 | 一种矿场级二氧化碳压裂液模拟实验装置及方法 |
CN118030034A (zh) * | 2024-04-10 | 2024-05-14 | 中国石油大学(华东) | 一种储层驱油流体状态可视化模拟装置、系统和方法 |
-
2022
- 2022-04-27 CN CN202210457621.7A patent/CN115166138A/zh active Pending
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN117489317A (zh) * | 2023-12-29 | 2024-02-02 | 克拉玛依市白碱滩区(克拉玛依高新区)石油工程现场(中试)实验室 | 一种矿场级二氧化碳压裂液模拟实验装置及方法 |
CN117489317B (zh) * | 2023-12-29 | 2024-03-22 | 克拉玛依市白碱滩区(克拉玛依高新区)石油工程现场(中试)实验室 | 一种矿场级二氧化碳压裂液模拟实验装置及方法 |
CN118030034A (zh) * | 2024-04-10 | 2024-05-14 | 中国石油大学(华东) | 一种储层驱油流体状态可视化模拟装置、系统和方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN115166138A (zh) | 一种无水co2压裂用高低温全相态密闭循环可视化裂缝动态携砂的评价系统及评价方法 | |
CN112459760B (zh) | 一种二氧化碳蓄能复合压裂实验装置 | |
CN109613213B (zh) | 一种多功能成烃成岩高温高压模拟实验装置及其使用方法 | |
CN107014721A (zh) | 一种二氧化碳干法压裂液携砂性能评价装置及方法 | |
CN105043933B (zh) | 一种高参数压裂液性能测试评价装置 | |
CN103233715A (zh) | 一种压裂混砂装置 | |
CN107290224B (zh) | 用于真三轴水力压裂模拟实验的微波加热装置及实验方法 | |
Lv et al. | Experimental study on the dynamic filtration control performance of N2/liquid CO2 foam in porous media | |
CN110306964B (zh) | 一种水力压裂煤层裂纹可视化及增透效果评价方法 | |
CN204789530U (zh) | 一种清水压裂液携砂能力测试装置 | |
CN110887776A (zh) | 一种测定含水合物储层的水平/垂向渗透率的装置及方法 | |
CN110630228A (zh) | 评价co2/n2置换法开采水合物时井筒出砂与防砂的装置及方法 | |
CN108287123B (zh) | 一种动滤失下co2压裂液携砂可视化测试装置及方法 | |
CN206740588U (zh) | 一种二氧化碳干法压裂液携砂性能评价装置 | |
CN107942000A (zh) | 一种矿用多功能模块化二氧化碳泡沫压裂试验方法 | |
CN107589219B (zh) | 一种干法压裂用可视化动态裂缝携砂评价装置及其工作方法 | |
CN211201912U (zh) | 评价co2/n2置换法开采水合物时井筒出砂与防砂的装置 | |
CN218093002U (zh) | 超临界/液态co2压裂液减阻/携砂一体化评价装置 | |
CN108587587B (zh) | 一种高强度可降解的油气井暂堵球及其制备方法与应用 | |
CN105107429B (zh) | 一种半连续活塞式水合物饼生成装置 | |
CN114352238A (zh) | 一种天然气水合物增产缝导流能力测试装置及方法 | |
CN111577236B (zh) | 致密油藏水平井多段压裂渗流模拟装置 | |
CN201802396U (zh) | 一种高温抗盐双岩心动滤失仪 | |
CN113758805B (zh) | 模拟裂缝扩展与储层伤害评价的室内装置及方法 | |
CN113984583B (zh) | 一种自生泡沫体系性能测试装置及性能评价方法 |
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 |