基于分步有限元法的多级压裂过程中套管应力敏感性分析

目前中国四川地区页岩气开发大多采用大排量分段压裂工艺技术,部分页岩气井在施工过程中出现套管变形的现象,导致后续施工改造无法顺利进行,严重影响了页岩气井的正常生产。因此准确了解压裂过程中套管应力的变化规律具有重要意义。区别于传统模型,基于分步有限元方法,考虑了钻井、完井、压裂整个施工过程,构建了页岩各向异性下套管-水泥环-地层组合体有限元分析模型,模拟多级压裂过程中组合体应力以及温度场随时间的变化特征。分析了两种模型下注液温度、套管内压、地应力变化、地层孔隙压力变化、水泥环弹性模量以及地层弹性模量等因素对套管受力状态的影响。研究结果表明:(1)压裂过程中,采用传统模型会低估套管应力的增大程度;(2)大排量压裂施工过程中,井筒内温度震荡变化,注液温降导致套管应力明显升高;(3)地应力分均匀性以及孔隙压力的增大会导致套管应力有所增加;(4)页岩各向异性对套管应力的影响较小,其中地层性质的下降会导致套管损坏的几率增加。因此在今后的页岩气压裂改造过程中,有必要采用分步有限元模型,综合考虑这些影响因素,合理优化相关的压裂作业参数,从而确保后续压裂完井作业的正常进行。     

分段压裂过程中射孔段水泥环密封完整性的数值模拟

水平井射孔段井筒由于孔眼的存在,在分段压裂过程中应力集中现象极易加剧固井水泥环的破坏。此外,由于高压压裂液直接作用在水泥环孔眼壁面上,使其完整性在压裂过程中遭受的挑战更大。本文建立了热流固耦合数值模型旨在分析分段压裂过程中射孔段水泥环内部的温度与应力变化,研究了套管内压、压裂液排量、水泥弹性模量、孔径与孔密对于水泥环密封完整性的影响规律。计算结果表明,压裂过程中水泥环一界面、二界面以及孔眼处均会产生剪切破坏。考虑瞬态力热耦合作用时,水泥环孔眼处失封风险提高。压裂液排量、孔径与孔密对水泥环切向应力影响较小;套管内压与水泥环弹性模量的降低虽然可在一定程度降低剪切破坏系数,但难以避免射孔段水泥环压裂初期的剪切破坏。     

套管-水泥-地层系统水泥层应力分析

为分析套管-水泥-地层油气井系统压裂过程中水泥层的受力状态,根据系统中各结构层接触面上的位移连续条件以及弹性力学理论基础,得到了水泥层两界面的应力状态表达式;在有限元仿真软件中建立了井筒组合体力学模型,分析模型组合体在不同系统内压、水泥层材料参数以及施工误差等因素影响下水泥层的受力状态.结果表明内外载荷、水泥层材料参数以及偏心等因素都会对水泥层的受力产生一定影响.     

页岩气井套管内压周期变化对水泥环密封失效的实验研究

压裂、回注、储气库注采等作业将造成套管内压的循环变化,最终导致水泥环的密封失效.针对前人套管内压循环变化造成水泥环密封失效破坏的实验研究并结合最新的实验结果,分析了是否考虑地层岩石约束两种井眼系统工况条件下的水泥环失效破坏方式.分析结果显示:未考虑地层岩石约束的实验易导致水泥环的周向拉伸破坏而产生径向裂纹;套管-水泥环界面过渡区的存在能降低水泥环的径向压应力和周向拉应力,从而降低水泥环产生拉伸破坏的风险;考虑地层岩石的约束时,水泥环内外界面受到套管和地层岩石的径向和周向约束,阻止了已经达到拉伸强度极限的水泥环发生拉伸破坏而产生径向裂纹的趋势;套管内压增大时,井下工况中水泥环主要发生塑性屈服破坏产生微环隙,基本不会发生周向拉伸破坏.研究成果可为固井优化设计提供参考.     

高温高压油气藏试产期间固井水泥环力学完整性——以准噶尔盆地南缘高探1井为例

准噶尔盆地南缘超深层勘探已成为中国石油天然气勘探的重点领域,钻完井工程面临诸多高温高压环境的挑战.在完井试产期间,井筒温度和压力的大幅度且快速下降会改变水泥环应力,易导致套管和水泥环收缩不平衡,产生微间隙.为此,采用厚壁圆筒弹性力学理论,建立了套管-水泥环-地层组合体弹性力学模型,利用有限差分程序求解.研究认为,高温高压油气藏试产期间,水泥环的主要失效形式为收缩微间隙失效.以准噶尔盆地南缘高泉背斜高探1井试产为例,评价试产过程中水泥环失效时井筒压降及温度变化临界值,以及两者与水泥石力学参数的相互关系.该力学评价方法的研究对于高温高压油气藏试产期间水泥环完整性评价具有较高的应用价值.     

乌石17-2油田压裂井水泥环完整性评价

为了准确评价压裂井固井水泥环完整性,针对乌石17-2油田压裂井开展了交变载荷条件下的水泥环完整性失效评价实验,并基于交变压力疲劳累积损伤原理及失效准则分析了压裂井水泥环完整性失效原因,并得到了围压30MPa及交变载荷条件下水泥环完整性的失效规律。结果表明：①交变压力使水泥石内部组织受到损伤,其力学性能指标（如抗压强度等）随着交变压力循环次数的增加而降低;②套管-水泥石界面粘结强度较小,压裂加压过程中水泥环塑性累积导致卸压时套管与水泥环界面应变不一致,当界面拉应力超过界面粘结强度时,界面分离形成微环隙;③围压30MPa及交变载荷条件下水泥环完整性失效首先以微环隙为主,增大水泥石弹性及变形能力有助于保障其完整性。该结论可为乌石17-2油田压裂井水泥浆体系完善及压裂施工作业提供技术参考,有助于保证压裂井水泥环完整性。     

固井界面微环隙产生机制及计算方法

针对油气井生产过程中固井界面微环隙的产生和发展规律进行仿真试验研究,并对套管-水泥环界面的黏结力进行测量,基于以上研究建立固井界面微环隙的理论计算方法。结果表明:套管内压过大导致水泥环产生塑性变形,套管内压减小时固井界面将受拉,实测固井界面存在数量级为0.1 MPa的黏结力,当界面拉力足以克服界面黏结力时,固井界面将会脱离产生微环隙;套管内压值越大,压力卸载后产生微环隙的机率越大,且微环隙尺寸越大;相同胶结质量下固井一界面比二界面更容易产生微环隙;理论计算结果与仿真试验结果具有较好的一致性。     

高压注水井地层吸水软化效应及井筒应力状态分析

油气井高压注水增产措施会导致地层吸水软化,改变地层应力状态,从而使井筒受力状态发生变化。针对这一问题,首先对岩心样品进行浸泡及压缩实验,结果表明:浸泡后的岩样弹性模型和抗压强度均发生大幅降低,证实了高压注水措施对地层的软化作用。进一步建立地层、水泥环及套管的三重耦合有限元模型,讨论了高压注水工况下下套管及水泥环的应力状态以及套管壁厚、注水压力等参数的影响规律,采用变化井筒围岩弹性模量的方式模拟井筒围岩的吸水软化作用,并分析套管、水泥环应力变化,结果显示地层软化作用下对套管及水泥环的应力增加非常明显。实验及计算结果为高压注水井井筒受力及套损的理解提供了借鉴。     

CCUS地质封存下水泥环密封完整性失效机理及控制措施

CO₂封存过程中,水泥环作为套管-水泥环-地层组合体中最薄弱的环节,在压力变化尤其是交变压力的作用下,水泥环密封完整性失效的风险极大,其完整性失效容易导致CO₂从环空中泄露至地表,严重影响CO₂的封存。基于已建立的水泥环组合体弹塑性模型,利用MATLAB进行模拟分析,研究全井段水泥环密封完整性失效机理以及相应的控制措施。结果表明:水泥环密封完整性失效主要与水泥环进入塑性产生的塑性应变累积有关,并且无论是在浅层段还是深层段,只要水泥环进入塑性,在多次交变压力的作用下,就有产生“界面应力反转”的风险,导致水泥环密封完整性的失效。要想避免水泥环密封完整性的失效,应首先避免水泥环进入塑性状态,即提高水泥环屈服内压;浅层段,低弹性模量的水泥环可增加水泥环屈服内压;深层段,在水泥环泊松比“临界点”之上,降低水泥环弹性模量可有效提高水泥环屈服内压,在水泥环泊松比“临界点”之下,增加水泥环弹性模量可提高水泥环屈服内压。当由于套管压力过大,水泥环不得不进入塑性状态时,低弹性模量和高泊松比的水泥环可以降低卸载后的水泥环残余应力,延缓“界面应...     

变内压条件下井筒完整性的弹塑性分析

针对套管内压变化影响井筒完整性问题,将套管、水泥环和地层视为弹塑性材料,从微间隙的形成及水泥环周向拉伸破坏两方面综合分析井筒的完整性,采用有限元方法模拟研究水泥环和地层机械参数变化对井筒完整性的影响。结果表明:水泥环弹性模量越大,越易形成微间隙和发生水泥环拉伸破坏;水泥环泊松比越小,形成的微间隙尺寸越大,越易发生水泥环拉伸破坏,但泊松比的影响程度较弹性模量小。地层弹性模量越小,越易形成微间隙且间隙尺寸较大,越易发生水泥环拉伸破坏;地层泊松比越大,形成的微间隙尺寸越大,但其影响程度较弹性模量小;地层泊松比变化对水泥环拉伸破坏的影响较小。在形成微间隙之前就可能会发生水泥周向环拉伸破坏。     

多级压裂水泥环界面密封失效数值模拟

四川地区页岩气开发过程中环空带压现象严重,严重影响页岩气井的高效开发,因此准确了解页岩气井多级压裂过程中固井界面微环隙的产生机理具有重要意义。考虑到页岩气改造压裂级数多的特点,采用有限元方法,基于内聚力单元,构建了周期载荷作用下的水泥环界面密封性评价数值模型,研究了多级压裂过程中的水泥环界面胶结失效演变规律。研究结果表明:第一次循环结束后,后期循环加载过程中水泥环界面位移的累计增长程度较小,控制水泥环初次加载过程中的塑性变形可以提高维持水泥环密封完整性的压裂次数;降低水泥环弹性模量,适当提高水泥环的泊松比可以有效增加水泥环的长期密封能力,进而降低多级压裂过程中油气井环空带压的现象。研究成果可为页岩气井多级压裂过程中油气井环空带压的有效控制提供理论参考。     

水力压裂过程中水泥环裂缝扩展的数值模拟

射孔后水泥环内产生初始裂缝,压裂过程中裂缝的扩展将为环空窜流的发生提供通道。针对此问题,根据水力压裂流固耦合理论模拟水泥环径向裂缝在体积压裂过程中的扩展过程,分析了套管内压、水泥弹性模量、地层孔隙压力等参数对压裂过程中水泥环裂缝扩展长度的影响规律。结果表明：压裂过程中射孔段水泥环径向裂缝扩展过程主要发生在压裂初期,且缝口与缝尖处的压力差随着压裂的进行逐渐缩小。较高的地层孔隙压力、较低的套管内压与高强度低模量水泥有利于减小水泥环径向裂缝扩展长度,保证水泥环有效封固。本文研究结果可为水平井体积压裂的射孔簇间距与压裂段间距的选取提供参考。     

动态压力下固井防窜增韧剂研究与性能评价

调整井固井过程中地层压力时刻处于波动状态，这导致了严重的水窜；此外，储层改造时水泥环破裂将造成环空窜流。针对调整井固井存在的上述问题，首先，通过优选防窜增韧材料进行复配研究，制备出了一种动态压力下固井防窜增韧剂。然后，针对动态压力下水窜的特点，采用自主研制的新型水窜评价装置对防窜增韧改性水泥浆的防水窜性能进行评价。此外，还评价了防窜增韧改性水泥石的膨胀性能、力学性能和防窜增韧改性水泥浆的工程性能。最后，在渤海油田进行了现场试验。结果表明，防窜增韧剂增强了水泥浆的抗动态水分散性能和水泥石胶结界面的防水窜性能，减少了失水量和体积收缩；同时，该材料显著提升了水泥石的韧性，并且对水泥浆的各项工程性能没有负面影响；现场试验结果显示固井质量优于邻井。说明该防窜增韧剂可满足动态压力下固井防窜和增韧的要求。     

超临界CO2喷射压裂射流密封机理

超临界CO2(SC-CO2)喷射压裂技术有望成为非常规油气资源的高效开发手段。为了探明其射流密封机理,开展了SC-CO2喷射压裂作业时环空、孔眼及裂缝中的流场数值模拟研究。结果表明：SC-CO2喷射压裂作业时SC-CO2射流在环空附近形成低压区,促使环空流体进入地层孔眼而不进入已压开裂缝中,从而实现射流密封;SC-CO2喷射压裂的射流密封效果与喷嘴压降和喷嘴直径正相关,与套管孔径和环空压力反相关,而受到SC-CO2流体温度的影响极小;在相同的模拟条件下,SC-CO2喷射压裂的射流密封效果强于水力喷射压裂。     

海洋高温高压气井固井防气窜水泥浆研究

性能优良的水泥浆是保证固井质量的关键因素,水泥环空气体窜槽对油气田开发将造成非常严重的后果,一旦气窜发生,即使花费大量的人力物力进行挤水泥,也难于修复到未气窜的封固状态。因此,优选有效的防气窜添加剂,研制性能良好的防窜水泥浆就显得十分重要。文中根据海洋高温高压气井的特点,提出了一套综合适用于高温高压固井的防气窜水泥浆设计的方法。设计出了密度2.40 g/cm3,适合循环温度为125℃和163℃的海洋高温高压气井固井的高密度防窜水泥浆体系。     

套管试压对水泥环密封性的影响

套管试压后产生的微环隙是导致水泥环密封性下降的主要原因之一.根据套管-水泥环受力模型,推导了套管试压后产生的微环隙的定量计算公式.通过计算对影响微环隙尺寸的因素进行了分析.结果表明:试压时微环隙的尺寸与井口压力成正比;与围岩压力、水泥环的厚度呈负线性相关;随套管壁厚的增加而减小;随水泥环弹性模量的增加呈先增大后减小趋势.在水泥环弹性模量为25GPa时,微环隙的尺寸最大,但在其弹性模量小于25GPa时,弹性模量对减小微环隙尺寸的作用更明显,故对于需要高压套管试压的油气井,宜选用低弹性模量的水泥石.     

页岩气井环空带压安全风险定量评价方法研究

针对页岩气开发过程中井筒完整性失效引发的环空带压问题,开展了页岩气井井筒环空带压安全风险定量评估研究。基于模糊综合评判理论,充分考虑页岩气井的井筒实体屏障、流体屏障、运行管理等实际情况,建立了以环空压力、固井质量和地层完整性3个关键风险指标为依据的页岩气环空带压井安全风险评估方法,在某页岩气田进行了应用,对19口环空带压井的风险值和风险度进行了定量评估,并根据风险评价结果,从环空最大许可带压值确定、环空带压诊断、环空带压监测管理等方面给出了一套页岩气井环空带压安全管控推荐作法,研究成果为页岩气井的安全生产提供了重要的技术指导。     

密闭环空热膨胀压力全尺寸模拟实验

为了验证多层密闭环空热膨胀压力预测模型的准确性和适用性,更深入地探究油气井筒传热与环空压力之间的关系,有必要开展全尺寸环空压力模拟实验研究.通过设计符合油气井身结构特点和现场工况的双环空井段实验装置,模拟高温热流体在不同循环温度、循环流量和循环时间的条件下对密闭环空温度和压力造成的影响,分析实验中环空压力随温度增量的变化关系,验证理论模型结果的适用性.结果表明:双环空升温阶段,A环空比B环空升温增压速率更快,温度压力峰值更高;由于环空流体中含有部分无法消除的可压缩溶解气体,导致环空压力上涨幅比环空温度要小;提出环空压温比的概念来评估环空流体产生压力的能力大小,其中纯水受热膨胀产生的环空压温比最高,自然散热前期环空压温比更能反映流体产生热膨胀压力大小;实验测试数据与模型计算结果偏差均在10％以内,满足理论和现场实际需求.可见在实际计算中应该参考实验数据,考虑环空流体特性和气体压缩性质,提高预测精度.     

环空加砂压裂管柱流体压降分析及现场应用

连续油管(CT)水力喷射压裂技术是提高低渗透油藏开发效率的一种重要手段。选择压裂作业连续油管时需要考虑连续油管及套管的强度及尺寸,不仅要保证压裂施工作业过程中管柱结构安全可靠,而且还要保证压裂施工中高压力、大排量要求。环空喷射压裂作业就是为了满足现场施工大排量而采取的一种有效措施,然而,增大环空排量会增加环空流体摩阻压降,摩阻压降又会直接影响地面设备选择、以及井下压裂作业成功与否。因此,针对连续油管水力喷射压裂环空流的流动特点,通过理论分析及现场数据回归的方法开展连续油管环空喷砂压裂环空流体压降分析,主要研究内容包括:连续油管偏心、流体流变参数对压裂液环空流压降规律研究。分析结果表明:连续油管偏心降低了环空流体摩阻压降,且影响明显;流变指数及压裂管柱尺寸增加,油套环空流体摩阻压降增加;压裂液环空流压降为清水压降的36%,根据校正Gallego F理论模型可以准确预测压裂液环空流压降梯度变化规律。研究成果可为连续油管环空压裂施工及设计提供理论指导。