液態(tài)CO2前置壓裂地面管線堵塞模擬及抑制方法

羅明良, 羅 帥, 李欽朋, 司曉冬, 李 靖, 高 燕

(1.非常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國(guó)石油大學(xué)(華東)),山東青島 266580; 2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 3.中國(guó)石油川慶鉆探長(zhǎng)慶井下技術(shù)作業(yè)公司,陜西西安 710018)

常規(guī)水力壓裂存在對(duì)水敏或水鎖性儲(chǔ)層傷害較大、耗水量較大、環(huán)保矛盾突出等問(wèn)題,CO2干法壓裂技術(shù)雖具有低濾失、高返排等優(yōu)點(diǎn)[1],但是液態(tài)CO2黏度低,攜砂和造縫能力較差,限制了壓裂改造規(guī)模。因此礦場(chǎng)實(shí)踐過(guò)程中提出液態(tài)CO2前置壓裂工藝,該方法充分利用液態(tài)CO2低傷害、易返排與水基壓裂液易造縫、高攜砂的特點(diǎn),提高壓裂改造效果[2-4]。液態(tài)CO2前置壓裂工藝根據(jù)設(shè)計(jì)流程一般先泵注液態(tài)CO2,待液態(tài)CO2泵注結(jié)束后關(guān)井24 h,釋放地面管線中殘余的液態(tài)CO2,然后用另一套泵車系統(tǒng)泵注水基壓裂液,完成全部壓裂施工需要3～4 d,顯著降低了壓裂施工效率;同時(shí),地面管線中殘余低溫液態(tài)CO2放噴過(guò)程中由于噴嘴或閥門附近的節(jié)流效應(yīng)存在干冰或水合物堵塞的潛在風(fēng)險(xiǎn)[5-6]。因此有必要改進(jìn)液態(tài)CO2前置壓裂泵注流程,期望通過(guò)一套泵車系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)連續(xù)泵注液態(tài)CO2與水基壓裂液,以縮短施工時(shí)間。但是,一套泵車注入液態(tài)CO2過(guò)程中,壓裂管線溫度將迅速降至約-20 ℃,與后續(xù)注入的水基壓裂液接觸后,在一定溫度壓力條件下可能形成水合物或冰凍而堵塞管線及閥門,存在較大的施工安全風(fēng)險(xiǎn)。為此,筆者應(yīng)用自制管道流動(dòng)安全可視化評(píng)價(jià)裝置模擬管線或閥門附近水合物、干冰或冰凍形成過(guò)程,結(jié)合CO2相態(tài)預(yù)測(cè),明確液態(tài)CO2前置壓裂地面低壓管線堵塞類型及關(guān)鍵因素,優(yōu)選性能穩(wěn)定的堵塞物抑制劑,并通過(guò)數(shù)值模擬與礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn),考察改進(jìn)的泵注流程及堵塞物抑制劑的應(yīng)用效果,為液態(tài)CO2前置壓裂高效安全施工提供技術(shù)支持。

1 試 驗(yàn)

1.1 試劑與儀器

CO2,純度99%,青島德維奇環(huán)?？萍加邢薰?甘油、二甘醇、1,2-丙二醇、二甲基亞砜,分析純,國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司;水基壓裂液M50、水基壓裂液M60,工業(yè)品,長(zhǎng)慶井下作業(yè)公司;天然巖心,自制;長(zhǎng)慶井下作業(yè)公司S212恒速攪拌器,上海申順生物科技有限公司;17061型管道流動(dòng)安全可視化評(píng)價(jià)裝置(含超低溫水浴鍋),江蘇拓創(chuàng)科研儀器有限公司。試驗(yàn)流程如圖1所示。

圖1 試驗(yàn)流程Fig.1 Flow chart of experiment

采用帶可視化窗體的反應(yīng)釜進(jìn)行試驗(yàn),反應(yīng)釜的有效容積為500 mL,工作溫度為-60～90 ℃,最大承受壓力為50 MPa。反應(yīng)釜體設(shè)有注氣口、出氣口和測(cè)溫口,釜內(nèi)設(shè)計(jì)有磁力攪拌裝置,攪拌速度無(wú)極可調(diào),適用轉(zhuǎn)速為0～6 000 r/min,反應(yīng)釜前后設(shè)計(jì)有矩形觀察視窗。

1.2 試驗(yàn)方法

1.2.1 地面壓裂管線中潛在堵塞物生成模擬試驗(yàn)

向超低溫水浴鍋中注入40 L防凍液,試驗(yàn)溫度為-25 ℃;向釜體內(nèi)注入CO2氣體增壓至10 MPa,提升循環(huán)水浴鍋直至水浴鍋中液體浸沒(méi)可視化反應(yīng)釜,至釜體內(nèi)溫度達(dá)到-25 ℃,形成液態(tài)CO2;然后打開(kāi)閥門按一定放空壓力對(duì)釜體中液態(tài)CO2釋放,并將釜體與低溫水浴鍋分離,記錄管線出口是否有干冰形成;若無(wú)干冰生成,則關(guān)閉放空閥,向反應(yīng)釜中泵入水基壓裂液,觀察反應(yīng)釜中是否形成絮凝狀或塊狀固體物質(zhì),并記錄釜體溫度、壓力變化;否則,改變反應(yīng)釜的初始?jí)毫?分別取8、6、5和4 MPa,重復(fù)上述試驗(yàn),記錄試驗(yàn)現(xiàn)象及數(shù)據(jù)。

1.2.2 堵塞物抑制劑冰點(diǎn)測(cè)試及配伍性評(píng)價(jià)

室溫下配制一定體積分?jǐn)?shù)的1,2丙二醇和二甲基亞砜溶液,然后向1,2丙二醇溶液中加入一定量的氯化鉀,并以300 r/min的轉(zhuǎn)速攪拌至氯化鉀完全溶解,緩慢加入組分二甲基亞砜,持續(xù)攪拌2 h,獲得穩(wěn)定均勻的堵塞物抑制劑IA-1;通過(guò)調(diào)控組分體積分?jǐn)?shù)可以獲得系列不同冰點(diǎn)的堵塞物抑制劑,分別裝于密封袋中,靜置于超低溫水浴鍋中。將水浴鍋溫度從0 ℃逐漸降低,每個(gè)溫度節(jié)點(diǎn)維持4 h,觀察并記錄堵塞物抑制劑的結(jié)冰情況,確定不同組分配比形成的堵塞物抑制劑冰點(diǎn),優(yōu)選出合適的堵塞物抑制劑組分配比。最后向-25 ℃的反應(yīng)釜中注入CO2,直到釜體壓力升至2.5 MPa,并將堵塞物抑制劑注入釜體中,壓力升至3 MPa,6 h后觀察抑制劑與液態(tài)CO2的反應(yīng)情況。

2 堵塞物的生成與抑制模擬

2.1 壓裂管線閥門節(jié)流后CO2相態(tài)預(yù)測(cè)

液態(tài)CO2流經(jīng)閥門時(shí),由于節(jié)流現(xiàn)象[7],部分CO2迅速氣化吸熱,導(dǎo)致后續(xù)注入的液態(tài)CO2急劇降溫,CO2相態(tài)發(fā)生改變,存在形成干冰的風(fēng)險(xiǎn)而堵塞管道或閥門。由于CO2流體在管道端口處于非平衡狀態(tài),無(wú)法確定參數(shù),不能用常規(guī)的熱力學(xué)平衡方程研究節(jié)流過(guò)程中管道CO2中的相態(tài)變化。但當(dāng)節(jié)流端口足夠遠(yuǎn)時(shí),截面1和截面2處的液態(tài)CO2可看作平衡狀態(tài),此時(shí)可以取管段1-2為控制體積進(jìn)行分析,如圖2所示。

節(jié)流前后的能量方程為

(1)

式中,h1和h2分別為節(jié)流前、后流體的比焓,J/kg;v1和v2分別為節(jié)流前、后流體的速度,m/s;z1和z2分別為節(jié)流前、后流體高度,m;Ws為流體通過(guò)截面時(shí)與外界傳遞的功量,J;Q為流體通過(guò)截面時(shí)與外界交換的熱量,J。

圖2 管線閥門中流體節(jié)流示意圖Fig.2 Fluid throttle diagram in pipeline or valve

一般情況下,穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)的流體沿著圖2中箭頭所示的方向在管內(nèi)流動(dòng),當(dāng)流體快速通過(guò)縮小的斷面時(shí),來(lái)不及與外界進(jìn)行熱量交換以及功量的傳遞[4],同時(shí)忽略流體高度變化,因此Q≈0、Ws≈0。絕熱前后焓值的變化遠(yuǎn)大于節(jié)流前后速度變化所帶來(lái)的動(dòng)能差值[8],所以忽略速度項(xiàng),即可得到h1=h2,表明節(jié)流前后液態(tài)CO2商焓相等。根據(jù)節(jié)流前后焓值相等原理,調(diào)整CO2各相分?jǐn)?shù),反復(fù)迭代最終求出節(jié)流后CO2的溫度,結(jié)合CO2相圖,獲得該溫度和壓力條件下CO2的相態(tài)。

2.2 地面壓裂管線中堵塞物抑制劑驅(qū)替CO2的數(shù)學(xué)模型

堵塞物抑制劑驅(qū)替液態(tài)CO2屬于紊流驅(qū)動(dòng),模擬過(guò)程復(fù)雜、計(jì)算量大,不易得到模擬結(jié)果。所以將紊流模型進(jìn)行簡(jiǎn)化,用雷諾時(shí)均法計(jì)算[9-10]。將堵塞物抑制劑驅(qū)替的速度、堵塞物抑制劑的物質(zhì)的量濃度帶入相應(yīng)方程,替換方程中的時(shí)均值和脈動(dòng)值,再進(jìn)行時(shí)均計(jì)算。控制方程如下：

(1)連續(xù)性方程為

(2)

(2)Reynolds方程為

(3)

(3)質(zhì)量輸運(yùn)方程為

(4)

(4)溫度場(chǎng)方程為

(5)

(5)紊流模型。根據(jù)Boussinesq假設(shè),紊流脈動(dòng)所引起的附加應(yīng)力可以與時(shí)均應(yīng)力關(guān)聯(lián)得到紊流脈應(yīng)力方程[11-12]為

(6)

雷諾應(yīng)力模型在管道單向流動(dòng)紊流模型中有很強(qiáng)的適應(yīng)性,考慮管壁處溫度計(jì)算等問(wèn)題時(shí),應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)K-ξ進(jìn)行紊流時(shí)均計(jì)算。方程模型為

(7)

(8)

式中，σk為湍動(dòng)能k的普朗特?cái)?shù);σξ為耗散率的普朗特?cái)?shù)。

(9)

(10)

其中

式中,k為堵塞物抑制劑的紊動(dòng)能,J;ξ為紊動(dòng)能耗散率;Γt為紊流擴(kuò)散系數(shù);σt為系數(shù)，據(jù)流場(chǎng)特性確定。

2.3 模型的求解

基于液態(tài)CO2前置壓裂地面管線實(shí)際布置情況,設(shè)定壓裂泵注管線長(zhǎng)度為30 m、內(nèi)徑為106 mm、外徑為114 mm的三維管道模型。模型中將管線中流動(dòng)場(chǎng)與溫度場(chǎng)聯(lián)立求解,在2和4 m3/min的抑制劑驅(qū)替流速下,模擬液態(tài)CO2驅(qū)替后管線內(nèi)溫度從-25 ℃上升至0 ℃時(shí)的管線溫度分布情況[14-17],由于泵注堵塞物抑制劑過(guò)程中,當(dāng)液態(tài)CO2被驅(qū)替到井口時(shí),容易發(fā)生井口爆裂等危險(xiǎn)[18],有必要優(yōu)化壓裂管線溫度恢復(fù)至0 ℃以上時(shí)堵塞物抑制劑的注入時(shí)間及注入量。管道截面模型采用四邊形網(wǎng)格和三角形網(wǎng)格劃分二維網(wǎng)格,并且讓網(wǎng)格線和流體流動(dòng)方向平行,網(wǎng)格線與管壁垂直,如圖3所示。模擬管線中堵塞物抑制劑驅(qū)替液態(tài)CO2過(guò)程的計(jì)算條件如下。

(1)初始條件:管道堵塞物抑制劑與液態(tài)CO2界面處是非穩(wěn)態(tài)流動(dòng),假設(shè)管道后端堵塞物抑制劑充滿整個(gè)管壁,即設(shè)定體積分?jǐn)?shù)為100%。

(2)入口邊界:設(shè)定堵塞物抑制劑流動(dòng)速度為4和2 m3/min,且與管壁軸向方向平行,堵塞物抑制劑注入端口液態(tài)CO2物質(zhì)的量濃度為0 mol/L,入口壓力為3.0 MPa。

(3)管壁內(nèi)表面:在管道內(nèi)壁面上,速度無(wú)滑移、壓力分布均勻。

(4)出口邊界:出口端截面上的節(jié)點(diǎn)對(duì)管道內(nèi)部影響設(shè)為0,出口端壓力為3.0 MPa,整個(gè)流動(dòng)過(guò)程中為恒壓流動(dòng)。用坐標(biāo)局部單向化方式對(duì)物理量條件進(jìn)行處理,不規(guī)定任何邊界條件。

圖3 管道幾何模型Fig.3 Pipe geometry model

應(yīng)用流體模擬軟件Fluent中的First Order Upwind離散格式實(shí)現(xiàn)了壓裂泵注管線流動(dòng)場(chǎng)與溫度場(chǎng)的聯(lián)立,并通過(guò)分離式求解器對(duì)所建立的模型進(jìn)行求解。

基于優(yōu)選的堵塞物抑制劑和液態(tài)CO2前置壓裂實(shí)際情況,模擬主要輸入?yún)?shù)設(shè)定如下:管線壁厚為4.0 mm,環(huán)境溫度為282.15 K,出口壓力為3.0 MPa;堵塞物抑制劑密度為1 104.5 kg/m3,黏度為5.66 mPa·s,溫度為293.15 K,導(dǎo)熱系數(shù)為0.252 W/(m·K);液態(tài)CO2密度為1 029.9 kg/m3,黏度為0.06 mPa·s,溫度為253.15 K,導(dǎo)熱系數(shù)為0.144 W/(m·K)。

3 結(jié)果討論

3.1 潛在堵塞物生成模擬

試驗(yàn)溫度為25 ℃,初始?jí)毫Ψ謩e為10、8、6、5、4 MPa,模擬結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 管線中干冰生成模擬試驗(yàn)結(jié)果

結(jié)果表明,當(dāng)溫度由25 ℃逐漸降低至-25 ℃,反應(yīng)釜內(nèi)壓力也逐漸下降。當(dāng)反應(yīng)釜中CO2初始?jí)毫Υ笥?.0 MPa且容器放空壓力降低至4.6、3.5及2.2 MPa,打開(kāi)閥門放噴,管線出口處觀察到干冰生成,而初始?jí)毫Σ怀^(guò)5 MPa且釜體放空壓力下降至1.6及1.4 MPa時(shí),打開(kāi)閥門放噴時(shí)未觀察到干冰生成,表明管線或釜體中液態(tài)CO2放空能否生成干冰與初始液態(tài)CO2溫度、壓力緊密相關(guān)。

基于干冰形成模擬試驗(yàn)結(jié)果,以低于1.6 MPa放空壓力釋放釜體中液態(tài)CO2,避免在放噴口附近形成干冰堵塞閥門或管線,然后注入壓裂液,圖4顯示了注入壓裂液過(guò)程中釜內(nèi)溫度壓力變化。從圖4中看出,隨著壓裂液不斷注入,釜體內(nèi)溫度20 min內(nèi)快速上升,然后溫度變化幅度逐漸變小,釜體內(nèi)溫度最高上升至-8 ℃,主要是因?yàn)閮?chǔ)存液態(tài)CO2的釜體內(nèi)部溫度本身較低,加之放噴過(guò)程中發(fā)生相變汽化吸收了大量熱量,導(dǎo)致壓裂液進(jìn)入低溫釜體內(nèi)而迅速結(jié)冰放熱,而壓裂液與釜體發(fā)生熱交換,釜體溫度快速升高,當(dāng)熱交換達(dá)到相對(duì)平衡狀態(tài)時(shí),釜體溫度逐漸趨于穩(wěn)定;而釜體中壓力呈現(xiàn)先降低后增加的趨勢(shì)。這表明釜體中可能存在殘余CO2,在壓裂液剛開(kāi)始注入過(guò)程中溶解了殘余CO2而導(dǎo)致壓力稍微有所下降[19],但隨著壓裂液持續(xù)注入,反應(yīng)釜內(nèi)壓力逐漸升高,最高達(dá)到2.9 MPa。黃延強(qiáng)[20]研究表明,相同壓力下,隨著二氧化碳物質(zhì)的量濃度的增加,水合物生成溫度也隨之升高;即使液相中的CO2物質(zhì)的量濃度較低,當(dāng)壓力低于3 MPa、溫度低于8 ℃就可能生成CO2水合物。在注入壓裂液過(guò)程中,釜體內(nèi)溫度變化為-25～-8 ℃、壓力變化為1.6～2.9 MPa,存在生成CO2水合物的可能,因此當(dāng)水基壓裂液注入釜體過(guò)程中,釜體內(nèi)塊狀固相物質(zhì)可能是少量CO2水合物及大量的冰塊形成的混合物。

圖4 注入壓裂液過(guò)程中釜內(nèi)溫度壓力變化Fig.4 Temperature and pressure change in reactor during fracturing fluid injection

3.2 堵塞物抑制劑冰點(diǎn)測(cè)試及配伍性評(píng)價(jià)

(1)堵塞物抑制劑冰點(diǎn)測(cè)試。將不同體積分?jǐn)?shù)的1,2-丙二醇和二甲基亞砜溶液進(jìn)行混合,混合溶液冰點(diǎn)測(cè)試結(jié)果如圖5所示。

圖5 混合溶液冰點(diǎn)隨1,2丙二醇和二甲基亞砜體積分?jǐn)?shù)變化Fig.5 Freezing point of mixed solution varies with 1,2-propylene glycol and dimethyl sulfoxide volume fraction

從圖5中可以看出,當(dāng)1,2-丙二醇體積分?jǐn)?shù)一定時(shí),混合溶液的冰點(diǎn)隨二甲基亞砜體積分?jǐn)?shù)的增加先逐漸降低;當(dāng)二甲基亞砜體積分?jǐn)?shù)超過(guò)60%,混合溶液的冰點(diǎn)又逐漸升高。同樣,當(dāng)二甲基亞砜體積分?jǐn)?shù)一定時(shí),隨1,2-丙二醇體積分?jǐn)?shù)的增加,混合溶液的冰點(diǎn)也出現(xiàn)先降低后升高的現(xiàn)象。主要是水分子之間有著極強(qiáng)的氫鍵,導(dǎo)致水具有很高的沸點(diǎn)以及凝固點(diǎn),當(dāng)添加1,2-丙二醇和二甲基亞砜后,1,2-丙二醇能提供兩個(gè)氫鍵,同時(shí)二甲基亞砜中的S-O基團(tuán)也可以和水分子的—OH鍵形成氫鍵,從而破壞水分子內(nèi)部分子間氫鍵的鍵合能力[21-22],顯著降低了混合溶液的冰點(diǎn)。結(jié)合成本因素,選取二甲基亞砜體積分?jǐn)?shù)為20%,1,2-丙二醇體積分?jǐn)?shù)為50%。

(2)堵塞物抑制劑的配伍性。基于冰點(diǎn)測(cè)試結(jié)果,選取冰點(diǎn)-30 ℃對(duì)應(yīng)的1,2-丙二醇與二甲基亞砜溶液體積分?jǐn)?shù),配制體積分?jǐn)?shù)為70%的堵塞物抑制劑與液態(tài)CO2進(jìn)行配伍性試驗(yàn)。應(yīng)用可視反應(yīng)釜觀察堵塞物抑制劑與液態(tài)CO2、水基壓裂液混合后的試驗(yàn)現(xiàn)象,發(fā)現(xiàn)抑制劑與液態(tài)CO2在反應(yīng)釜中靜置6 h,未見(jiàn)絮凝物或沉淀生成,將混合液倒出后CO2迅速氣化,溶液未結(jié)冰或生成沉淀;與水基壓裂液混合溶液清澈透明,放置7 d后,沒(méi)有絮凝物或沉淀生成;表明研制的堵塞物抑制劑不僅具有較低的冰點(diǎn),而且與壓裂工作液具有良好的配伍性。

3.3 閥門或管線節(jié)流后CO2相態(tài)預(yù)測(cè)

基于礦場(chǎng)壓裂管線實(shí)際情況,設(shè)置液態(tài)CO2初始?jí)毫Ψ謩e為3、2、1.7、1.64 MPa,初始溫度為-25 ℃,節(jié)流后壓力分別為0.5和0.1 MPa。計(jì)算不同初始?jí)毫ο翪O2節(jié)流后的溫度變化,并與CO2相圖(圖6)對(duì)比,相態(tài)分析結(jié)果見(jiàn)表2。

結(jié)合表2和圖6可以看出,初始CO2的壓力為3 MPa,溫度為-25 ℃,CO2處于液相狀態(tài);當(dāng)節(jié)流后壓力為0.5 MPa時(shí),由于焦耳-湯姆遜效應(yīng)[23],CO2溫度降為-56.5 ℃,此時(shí)CO2仍然處于液態(tài),但已接近三相點(diǎn);當(dāng)節(jié)流后壓力為0.1 MPa時(shí),節(jié)流后CO2溫度降為-87.6 ℃,此時(shí)CO2處于固相區(qū)域,因而直接放空存在生成CO2干冰的潛在風(fēng)險(xiǎn)。通過(guò)改變初始液態(tài)CO2壓力,當(dāng)初始?jí)毫?.64 MPa時(shí),節(jié)流后壓力為0.1 MPa時(shí),溫度為-52.27 ℃,此時(shí)CO2為氣態(tài),放空不會(huì)產(chǎn)生干冰,而當(dāng)初始?jí)毫榇笥?.7 MPa,節(jié)流后壓力為0.1 MPa時(shí)直接放空會(huì)產(chǎn)生干冰;而當(dāng)節(jié)流后壓力為0.5 MPa,均不形成固態(tài)CO2。

圖6 節(jié)流前、后CO2相圖Fig.6 Phase map of CO2 before and after throttling

表2 節(jié)流前、后CO2相態(tài)

綜合潛在堵塞物生成模擬試驗(yàn)與相態(tài)分析結(jié)果,建議液態(tài)CO2前置壓裂過(guò)程中盡量不放空壓裂管線,而在泵注液態(tài)CO2完成后直接換閥連續(xù)注入水基壓裂液,此時(shí)管線中殘余CO2與水基壓裂液接觸混合,地面壓裂管線壓力一般為0.5 MPa、溫度為-25 ℃,具備二氧化碳水合物生成條件[20],同時(shí)低溫導(dǎo)致后續(xù)水基壓裂液快速結(jié)冰。因此為了液態(tài)CO2與水基壓裂液能夠連續(xù)注入,需要注入堵塞物抑制劑快速恢復(fù)管線溫度,避免形成CO2水合物及冰塊堵塞管線及閥門。

3.4 堵塞物抑制劑IA-1驅(qū)替液態(tài)CO2過(guò)程模擬

通過(guò)泵注堵塞物抑制劑IA-1循環(huán)管線,不僅提升管線內(nèi)部溫度,同時(shí)避免后續(xù)水基壓裂液與液態(tài)CO2直接接觸,預(yù)防生成CO2水合物堵塞管線,降低施工風(fēng)險(xiǎn)。因此結(jié)合礦場(chǎng)壓裂實(shí)際泵注排量,模擬不同排量時(shí)管壁與管線中心溫度分布(圖7)。

從圖7可以看出,當(dāng)抑制劑IA-1以2 m3/min驅(qū)替至井口時(shí),從注入端到25 m處的管線溫度基本回升到9 ℃,管線出口端溫度仍為-25 ℃;而以4 m3/min速度驅(qū)替抑制劑至井口時(shí),從注入端到26 m處的管線基本回升至環(huán)境溫度,管壁溫度恢復(fù)速度明顯更快,出口端溫度也恢復(fù)到約-20 ℃,但管線中心溫度沒(méi)有明顯上升,此時(shí)如果注入水基壓裂液,則在出口端時(shí)可能會(huì)生成水合物及冰塊,因此需要繼續(xù)注入抑制劑IA-1,當(dāng)全部管線溫度回升到0 ℃以上可停止循環(huán)IA-1,模擬結(jié)果如圖8所示。

圖7 堵塞物抑制劑至管口時(shí)管線溫度分布Fig.7 Pipe temperature distribution when plug inhibitor arrives at nozzle

圖8 管壁溫度上升至0 ℃時(shí)抑制劑注入時(shí)間Fig.8 Pumping time when pipeline temperature arrives at 0 ℃

從圖8可以看出,以2 m3/min注入抑制劑約需8 s,管線端口處壁面溫度可恢復(fù)到0 ℃以上,所需堵塞物抑制劑為0.266 m3,加上驅(qū)替至端口處所需堵塞物抑制劑用量(管線體積),約為0.53 m3,即為循環(huán)所需最少堵塞物抑制劑量;當(dāng)以4 m3/min注入堵塞物抑制劑時(shí),只需約4 s即可將管壁溫度上升到0 ℃以上,注入堵塞物抑制劑量與2 m3/min時(shí)相同。這表明管線溫度上升快慢主要受抑制劑初始溫度以及循環(huán)時(shí)間的影響,而管線溫度恢復(fù)到0 ℃以上所需堵塞物抑制劑用量最少為0.53 m3?？紤]現(xiàn)場(chǎng)施工安全,避免注入速度過(guò)快導(dǎo)致管線入口出現(xiàn)節(jié)流現(xiàn)象,建議采用排量為2 m3/min泵注抑制劑。由于需要對(duì)一套機(jī)組4條泵注管線依次升溫,抑制劑全程循環(huán)時(shí)間約為64 s。

4 應(yīng)用實(shí)例

4.1 礦場(chǎng)試驗(yàn)設(shè)計(jì)

長(zhǎng)慶油田某井為一口天然氣預(yù)探井,采用CO2前置增能壓裂,前置液為液態(tài)CO2和M60滑溜水,攜砂液為M50壓裂液。設(shè)計(jì)液態(tài)CO2量240 m3,水基液體280 m3,砂量22 m3。壓裂層位:盒8下2 352.0～2 353.0、2 356.5～2 359.0 m。該井在前期壓裂施工中,采用液態(tài)CO2和水基壓裂液兩套車組泵注,施工時(shí)間為3～5 d,且在管線放空過(guò)程中出現(xiàn)閥門堵塞現(xiàn)象,存在較大的安全隱患。因此基于試驗(yàn)與數(shù)值模擬結(jié)果,該井壓裂施工中使用一套車組泵注液態(tài)CO2和水基壓裂液,通過(guò)泵注液態(tài)CO2與水基壓裂液之間循環(huán)堵塞物抑制劑,降低堵塞管線與設(shè)備閥門風(fēng)險(xiǎn),縮短壓裂施工時(shí)間。

4.2 試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

壓裂過(guò)程中,首先以4 m3/min的排量泵注液態(tài)CO2240 m3,液態(tài)CO2泵注結(jié)束后打開(kāi)堵塞物抑制劑閥門,開(kāi)啟循環(huán)。依據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果,泵注速度選擇2 m3/min;堵塞物抑制劑用量選擇是基于長(zhǎng)度為30 m的管線,當(dāng)溫度從-25 ℃升高到0 ℃所需抑制劑約為0.53 m3,那么一套車組4臺(tái)泵車連接管線長(zhǎng)度約為一條管線的4倍,則所需抑制劑為2.12 m3。同時(shí)監(jiān)測(cè)上水室及泵頭溫度變化(圖9),當(dāng)監(jiān)測(cè)點(diǎn)溫度超過(guò)0 ℃時(shí),關(guān)閉堵塞物抑制劑循環(huán),然后打開(kāi)水基壓裂液閥門,開(kāi)始泵注水基壓裂液,順利完成了該井的壓裂施工。

由施工監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)顯示,堵塞物抑制劑循環(huán)約1 min,可使壓裂車泵體及管線溫度升至0 ℃以上,與數(shù)值模擬結(jié)果基本一致;同時(shí)泵注水基壓裂液過(guò)程中未出現(xiàn)堵塞管線及閥門情況,施工時(shí)間由原來(lái)的3～4 d縮短至0.5 d;壓裂車組縮減至1套,降低了壓裂施工成本。

圖9 注入抑制劑后上水室和泵頭溫度變化Fig.9 Temperature change in water chamber and pump head after inhibitor injection

5 結(jié) 論

(1)液態(tài)CO2前置壓裂過(guò)程中,管線中液態(tài)CO2放空能否生成干冰與初始液態(tài)CO2溫度、壓力緊密相關(guān);當(dāng)?shù)孛婀芫€壓力為3.0 MPa時(shí),液態(tài)CO2直接放空可能導(dǎo)致閥門及附近管線中形成干冰堵塞;在液態(tài)CO2泵注結(jié)束后連續(xù)注入水基壓裂液的過(guò)程中,地面管線潛在堵塞類型為少量CO2水合物與水基壓裂液結(jié)冰形成的固態(tài)混合物。

(2)優(yōu)選的堵塞物抑制劑IA-1的組分配比為50%1,2-丙二醇+20%二甲基亞砜+1.0%氯化鉀。IA-1的冰點(diǎn)低于-30 ℃,與水基壓裂液及液態(tài)CO2配伍良好,能夠在-25 ℃的管線中保持良好的流動(dòng)性;當(dāng)對(duì)30 m地面管線以2 m3/min泵注0.53 m3堵塞物抑制劑循環(huán)約1 min驅(qū)替殘余液態(tài)CO2,管線溫度可迅速恢復(fù)至0 ℃以上,保證了水基壓裂液后續(xù)注入過(guò)程中在管線或閥門中不會(huì)產(chǎn)生水合物或冰凍堵塞。

(3)1套壓裂車組即可實(shí)現(xiàn)液態(tài)CO2與水基壓裂液連續(xù)泵注,數(shù)值模擬與礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)結(jié)果基本保持一致,優(yōu)選的堵塞物抑制劑及應(yīng)用工藝在施工過(guò)程未出現(xiàn)管線及閥門堵塞,壓裂施工時(shí)間由3～4 d縮短至0.5 d,降低了液態(tài)CO2前置壓裂施工風(fēng)險(xiǎn),提高了壓裂施工效率。