超深稠油高温高压井筒降黏举升摩阻实验研究

新疆深层稠油在井筒举升过程中,由于温度的降低,原油会逐渐失去流动性。稠油降黏是有效降低井筒举升摩阻的途径。根据现场掺降黏剂工艺,建立了室内高温高压井筒流动模拟实验装置,实验研究了温度、压力及流速对稠油井筒举升流动摩阻的影响,得到了不同降黏方式井筒举升摩阻梯度分布,在已有井筒压降计算模型的基础上,构筑了室内井筒流动模拟装置与实际井筒之间的压降换算关系,得到了不同降黏方式塔河原油在实际井筒中压力分布。实验表明：原油在垂直井筒中举升摩阻随压力和流速的增加而增大,随着温度的升高而降低,但流速越大,井筒流动摩阻增加趋势渐缓。在井下3000m处掺降黏剂使稠油更易举升至井口,降黏效果：复合降黏剂＞油溶性降黏剂＞掺稀降黏。     

高温高压水基钻井液静态密度研究

高温高压条件下,水基钻井液的密度不再是一个常数。而过窄的安全泥浆密度窗口是钻高温高压油气井遇到的最大的问题之一。采用高温高压静密度测定装置和常规钻井液性能测定仪器,研究了自来水和低、中、高三种密度水基钻井液的静态密度随温度和压力的变化规律,并回归了其关系式,建立起了钻井液静态密度随温度和压力而变化的数学模型,并对影响高温高压下水基钻井液静态密度变化的因素进行了分析。得出了温度对水基钻井液的密度影响最大,压力对其影响较小的结论。根据实验数据提出了随着温度的升高,压力对钻井液的密度变化影响变大的观点。     

超深稠油高温高压井筒降黏举升摩阻的实验研究

新疆塔河油田深层稠油在井筒举升过程中,由于温度的降低,原油逐渐失去流动性。稠油降黏是有效降低井筒举升摩阻的途径。根据现场掺降黏剂工艺,建立了室内高温高压井筒流动模拟实验装置,实验研究了温度、压力及流速对稠油井筒举升流动摩阻的影响,得到了不同降黏方式井筒举升摩阻梯度分布,在已有井筒压降计算模型的基础上,构筑了室内井筒流动模拟装置与实际井筒之间的压降换算关系,得到了不同降黏方式塔河原油在实际井筒中的压力分布。实验结果表明:原油在垂直井筒中举升摩阻随压力和流速的增加而增大,随着温度的升高而降低,但流速越大,井筒流动摩阻增加趋势渐缓。在井下3 000 m处掺降黏剂使稠油更易举升至井口,降黏效果为复合降黏剂油溶性降黏剂掺稀降黏。     

考虑温度影响的摩阻扭矩计算模型及应用

管柱在井下受热,产生的热应力会改变管柱轴向力,影响摩阻扭矩的计算。通过实验测量钻井液在不同温度下的润滑系数和泥饼黏滞系数,拟合出其随温度变化关系,结合热应力的作用,建立考虑温度影响的摩阻扭矩计算模型。实验结果表明,KCl聚合物润滑钻井液和油基钻井液的润滑系数和泥饼黏滞系数随温度升高而增大。应用该模型对涪陵页岩气焦石坝区块X井进行摩阻扭矩计算,得出考虑温度影响的计算模型顶驱扭矩误差为3. 7%,大钩载荷误差为4. 4%,计算精度较高。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油气水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘温特性进行了实验研究,测量了不同气油比条件下油气混合液的粘度,分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明,在相同压力下,原油及其混合液粘度与温度存在指数关系,原油粘度与压力基本呈线性关系。在同一温度下,油气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低;在达到泡点压力之后,随压力的升高而增大;油气混合液的粘度随气油比增加而减小;油气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油-气-水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘-温特性进行了实验研究，测量了不同气油比条件下油-气混合液的粘度，分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明，在相同压力下，原油及其混合液粘度与温度存在指数关系，原油粘度与压力基本呈线性关系。在同-温度下，油-气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低；在达到泡点压力之后，随压力的升高而增大；油-气混合液的粘度随气油比增加而减小；油-气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

基于动态摩阻的大落差输油管道 不稳定流动模拟

大落差输油管道高程起伏大,压力波动大,易由停泵、关阀等工况引发不稳定流动,导致管道局部压力降低和油品气化,引发弥合水击等现象。为准确预测大落差管道不稳定中流动压力、流量的变化,基于连续性方程、动量方程和能量方程,建立了大落差管道不稳定流动分析模型;结合Brunone-Vitkovsky动态摩阻模型,描述不稳定流动过程中的液体惯性加速带来的附加摩阻损失;采用特征线法和有限差分法求解模型。以某大落差管道中间泵站停泵工况为例,分析基于稳态摩阻与动态摩阻仿真的管道不稳定流动特征。结果表明：在稳定流动工况下,基于稳态摩阻和动态摩阻计算的管道压力、流量参数是一致的,但是在不稳定流动条件下基于动态摩阻计算的压力、流量比稳态摩阻模型值偏低。因此,基于动态模拟方法分析大落差输油管道的不稳定流动,对于提高管道压力、流量等工艺参数的预测精度,制定更加有效的不稳定流动安全防护措施具有重要意义。     

直井段超临界二氧化碳携岩数值模拟分析

二氧化碳携岩问题是超临界二氧化碳钻井技术应用于油气藏钻探开发的基础问题。依据井下工况,考虑岩屑粒径分布规律的影响及二氧化碳密度和黏度等物性参数与流场温压条件的耦合关系,数值模拟分析了粒径分布变化规律及各工况参数对携岩效率的影响规律。结果发现:粒径分布变化规律不与颗粒直径呈正相关,证实了选用欧拉模型以考虑颗粒间干扰来模拟携岩问题的合理性;温压条件影响粒径分布变化规律,携岩返速对粒径分布规律影响甚微。携岩效率随压力升高、温度降低而提高,规律与室内实验结果相符。提高排量、降低机速有利于改善携岩效果,实测临界携岩返速高于依据最小动能原理的计算值。随偏心度增大,携岩效率先降低后提高,临界偏心度为0.8。所得结论为发展实际技术提供支撑。     

固定锥形阀特性参数及流动特征的仿真分析

固定锥形阀应具备良好的水力特性以满足管线系统中不同工况的调流和消能要求,以DN1200锥形阀为研究对象,利用计算流体力学(computional fluid dynamics,CFD)方法分析不同开度下的稳态工况及开、关阀过程的瞬态工况,通过对比流量系数、流阻系数、排放系数、汽蚀系数、消能率等阀门特性参数及套筒闸的动静态不平衡力和阀内流场分布等,全面分析了固定锥形的水力特性。结果表明,流量系数和排放系数具有较好的线性特性,其过流能力随开度增大而线性增加。流阻系数和消能率曲线的变化趋势相同,小开度时对水流的流动阻碍和能量损耗作用明显,开度增大后流阻系数和消能率迅速减小。汽蚀系数表征实际工况中的汽蚀可能程度,在设计流量工况下,各开度对应的汽蚀系数呈抛物线变化趋势。另外,由于流动和启闭同在轴向,故套筒闸主要受到轴向的不平衡力;稳态不平衡力与水流方向相同,而开关阀过程的瞬态不平衡力均与水流方向相反,且关阀力略大于开阀力。最后,分别以各开度下的压力、流速、湍动能和湍流耗散率等流场分布对固定锥形阀的流动规律进行说明。     

水平圆管超临界二氧化碳摩阻试验研究

结合超临界二氧化碳流体性质,研制了一套超临界二氧化碳在水平圆管摩阻测试装置;并进行了超临界二氧化碳摩阻变化规律实验。实验结果表明:随着剪切速率的增大,SC-CO_2的摩阻逐渐升高;随着温度的升高,同一剪切速率下,SC-CO_2的摩阻逐渐降低;SC-CO_2的管内摩阻明显低于清水;且温度越高、剪切速率越大,摩阻差值越大;在SC-CO_2中加入添加剂可提高SC-CO_2的黏度,其摩阻比纯SC-CO_2高。     

高温高压裂缝性碳酸盐岩气藏封缝堵气技术

塔里木盆地塔中北坡奥陶系地层是典型的高温高压气层,气藏钻井工程中常诱发气侵溢流等复杂危害,严重影响了钻井的进度和安全。当前采取的封缝堵气措施面临着超高温高温高压及地层非均质性带来的压力窗口窄、钻井液性能不稳定、封堵材料效果不显著等诸多问题,很难快速高效的一次性形成稳固封堵区。文章以顺南区块为例,分析地质特征及带来的封缝堵气技术难点,考虑高温高压特征对现场井浆的影响,利用人工造缝岩心及封缝堵气实验装置开展评价实验。室内形成高强度复合架桥材料及广谱粒径纤维材料,优选纳米材料,并结合现场井浆对封缝堵气材料体系开展性能评价,体系与钻井液配伍性良好,能够有效封堵气层,储层伤害恢复程度大于90%     

页岩气水平钻井延伸极限预测与参数优化

大位移水平井是页岩气开采的主要方式,其极限延伸的合理预测备受关注.针对涪陵地区的页岩气水平钻完井进行研究,借助钻井延伸极限预测模型,计算了不同工况下的钻井延伸极限,分析了钻机性能、钻具组合、井眼曲折度、钻井液密度等因素对钻井延伸极限的影响.结果表明,滑动钻进模式是约束水平段延伸的主要工况,当摩阻系数比较高时,螺旋屈曲锁死导致无法钻达设计井深;高井眼曲折度限制了井眼延伸长度,钻进作业中要尽量减少轨迹调整次数,保证轨迹平滑;此外,邻井压裂作业可能导致正钻地层压力上升,会降低钻井延伸极限,需要对钻井液密度进行优化.该研究对页岩气水平钻井的设计及施工具有重要指导意义.     

气侵期间岩屑运移规律研究

基于井筒多相流、传热学原理,综合考虑高温高压下天然气和钻井液物性参数变化,建立了环空气液固多相流数学模型,并采用多相流流动和井筒-地层传热耦合方法进行数值求解,着重进行气侵期间岩屑运移规律和敏感性参数分析。计算结果表明:相比泡状流,段塞流携岩能力较差,不利于维持井眼清洁;随着井口回压/循环排量的增加,气相体积分数逐渐减小,岩屑体积分数逐渐增加,而当流型发展为段塞流时,岩屑体积分数随井口回压/循环排量的增加而减小,而气侵量对其的影响正好相反;钻井液塑性黏度、机械钻速、岩屑粒径以及岩屑颗粒球形系数对气相体积分数基本没有影响,而对岩屑体积分数影响较大。     

垂直管不同黏度下油气水三相流压降规律研究

为研究垂直管不同粘度油气水三相流压降变化规律以及建立新的三相流压降预测计算方法,依托于中石油气举试验基地多相流试验室,对垂直上升管道中不同粘度油相下的油气水三相流动进行模拟。在固定油水比条件下,通过调整不同油相粘度、气液比、气液流量等参数进行油气水三相流试验,研究油相粘度对油气水三相管流压降变化影响规律。利用CFD软件参考试验工况模拟油气水三相流动,确定在不同粘度条件下气液两相分布情况,通过CFD软件模拟确定油水两相在充分混合后可视为单一非牛顿流体混合相。基于CFD模型结果,将三相流看作油水混合相与气相的两相流动,考虑粘度对摩阻系数的影响,根据非牛顿流体剪切特性建立了新的摩阻系数计算方法,基于M-B模型重新建立了新的压力计算方法。对比试验数据与计算结果,发现压降计算模型误差范围在15%内,满足工程实际需求,说明压降模型具有实用性。     

钻井液提升阀流量系数的测定

以钻井液作为介质,对锥阀、球阀、板阀3种阀芯4种不同结构的阀座形式在不同开度下的流量、压力进行测量和计算,得出了各种条件下钻井液提升阀阀口流量系数及其规律,并与水压阀阀口流量系数进行对比分析.结果表明:阀座倒角角度和倒角长度对锥阀及球阀阀口流量系数有较大影响,对板阀影响较小;背压存在与否对板阀流量系数变化规律影响较大;与水压阀相比,钻井液提升阀阀口流赶系数略高.     

单砂体内只注不采型注水井供液半径理论模型及应用

随着井网密度逐年加大,待钻井周围钻关注水井数量也相应增加。为了避免在钻井过程中发生事故,必然要对注水过程中不同井距、不同渗透率及不同注入时间等因素下单砂体内压力的分布规律进行研究,进而对钻关距离和钻关时间等方面进行调整。根据渗流力学理论,建立了常见的单砂体内只注不采情况下的注水井供液半径和地层压力预测数学模型,绘制了供液半径和泄压半径理论图版。对单砂体内压力分布影响因素进行了详细分析,单砂体的渗透率对地层压力系数的影响较小;不同注水时间单砂体内地层压力系数差值较大,尤其是单砂体的半径较小时差值更大;单砂体的半径对地层压力系数的影响较大,尤其是单砂体的半径较小时影响更大。     

气体钻水平井井筒两层流动机理研究

目前关于气体钻水平井的理论研究大都集中在最小注气量的选择上;而对气体钻水平井水平段井筒内的多相流动的机理缺乏深入的理论研究。在研究水平井段多相流动机理的基础上,应用气固两相流动力学理论,结合扩散理论,建立了适合气体钻水平井水平井段两层流动的理论模型,即上层悬浮层、下层为滑动床流动。根据现场某井数据进行了实例计算结果表明:气体钻水平井井筒携岩的最优速度应大于岩屑的沉降速度;岩屑稳定输送的条件为水平井井筒环空内为分层稳定流动;沿程阻力在低速主要来自于底层滑动床中岩屑颗粒与井壁之间的摩擦阻力,高速区来自于悬浮层内岩屑与井壁之间的摩擦阻力。最后结合计算结果,对比前人在水平气固流动中的实验结果,对气体钻水平井的最优注气量、井筒压降计算等给出了合理的建议。     

高温高压气藏地层水结垢规律实验研究

针对目前国内外缺乏直接检测高温高压地层水离子含量设备的问题,设计了测试高温、高压条件下实际气藏流体中地层水离子含量及结垢量的静态实验。采用实际气藏流体进行了高温高压PVT 分析及离子含量检测实验,测试不同条件下水中气、气中水含量及地层水离子组成,确定地层流体结垢量,综合研究了高温高压地层水相态变化和离子含量的变化规律及其内在联系。结果表明：随地层压力降低,天然气在水中的溶解度降低,水的蒸发加剧,地层水矿化度升高,结垢趋势增加。一定的低压高温条件下,地层流体中的无机盐结垢且结垢量随压力降低而增加,随温度降低而减小;实际地层流体结垢量比脱气地层水低且结垢量随温度压力的变化趋势更为明显。     

喷射器内含湿含硫天然气形成水合物预测

针对高含硫气田天然气含湿含硫且井口压力不断降低的特点,利用高压气井的富余压力通过喷射器增压输送低压天然气。采用Fluent软件对喷射器内单相和气液两相含湿含硫天然气的沿程温度、压力进行了数值模拟,应用天然气水合物生成预测模型ZahediⅠ对天然气喷射器内部天然气水合物生成区域进行了预测分析,预测了工作流体入口温度、含硫量、含湿量对天然气水合物生成的影响。工作流体入口温度增加,喷射器内天然气水合物生成区域范围减小,硫化氢含量越高,天然气水合物生成区域范围越大,工作流体含水滴,喷射器内天然气水合物生成区域小于单相工质下的天然气水合物生成区域,进而提出了消除含湿含硫天然气喷射器内形成水合物的措施。