海上电泵结蜡井热循环洗井工艺参数优化设计

为探索海上油田电泵举升结蜡井热循环洗井工艺井筒温度场分布规律，综合考虑潜油电机增温、电缆散热、热流体注入量、注入深度、注入温度、结蜡管段传热和海水空气导热的影响，基于热能守恒原理，建立了电泵井结蜡热循环洗井工艺井筒温度场计算模型，分析了热流体注入温度和注入量对混合产出流体的井筒温度分布的影响。研究结果表明，随着注入量的增加混合产出液沿程井筒温度增加，随着注入温度的增加混合产出液沿程井筒温度增加。该方法可有效指导现场措施工艺的实施，达到延长结蜡井的清蜡周期、延缓产液/产油量下降速度的目的。     

长成冻时间的深部调驱剂研究

长成冻时间的深部调驱剂是以 HPAM为主的复配聚合物 ,由树脂交联剂 1 0 3交联形成的 .由冻胶强度级别的划分定性地测定成冻时间和突破真空度的方法定量测定冻胶强度 .评价了不同聚合物、交联剂及矿化度在不同温度下的成冻时间及强度 ,并作出了成冻时间及强度等值图 .结果表明 :成冻时间在 1～ 3 0 d范围内可调 ,强度 (即 p BV值 )在 - 0 .0 6 0～ - 0 .0 3 0 MPa范围内可调 .由成冻时间和强度等值图可找出具体地层条件下的不同成冻时间及不同强度调驱剂配方     

稠油热采井注汽MDOD优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题,在满足油层注汽效果条件下,以注汽投资费用最低为目标函数,建立了稠油热采中井筒注汽优化模型,并用混合离散变量优化设计方法(MDOD算法)进行了求解.对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算,结果表明:运用MDOD方法进行优化设计,可以节省大量的初始投资并降低运行成本,有利于节约能源,提高经济效益.     

元坝气田超深层高含硫气井硫沉积预测

准确预测高含硫气井井筒硫沉积规律与沉积位置,避免管道堵塞、腐蚀穿孔等影响气井正常生产具有重要的意义。为进一步研究硫沉积机理,结合元坝气田元素硫的溶解度含量实验,建立硫溶解度预测模型;基于瞬时热传导、能量守恒定律以及多相流理论,分别建立超深高含硫气井温度场和压力场数学模型;进行多场耦合求解,获得超深高含硫气井井筒元素硫沉积预测模型,并对元坝气田气井进行实例分析。研究结果表明:元素硫溶解度随温度、压力的增加而增大;建立的井筒温度压力模型计算的压力误差小于1%,温度误差小于5%,精度较高;元素硫溶解度在井筒内呈非线性递减,井底最大,井口最小。研究成果可用于预测井筒硫溶解度分布以及硫析出井段,以及同类型气井井筒多相流压力计算,为含硫气井安全稳定生产奠定了基础。     

井筒内超临界多元热流体注入过程的数值模拟

在稠油热采过程中,提高注入工质的流动参数可显著增加采收率。为评价超临界多元热流体注入井筒后的流动传热特性,建立了相应的计算模型,得到了井底温度、压力与沿程热损失随注入流量、井口温度及井口压力的变化规律,并与注入超临界蒸汽情况下的流动传热规律进行了比较。结果表明,井底参数与注入流量呈单调关系;井底压力与井口温度、压力亦呈单调关系;而其他井口、井底参数的组合呈现出复杂关系。相同井口压力条件下,为使井底参数达到超临界状态,超临界多元热流体的井口温度和注入量高于注入超临界蒸汽的情况。适当选取较低的井口压力,可以减少热损失,提高经济性。所得结果可为注入工质参数的选取提供参考,进而为海洋稠油开发中的能源与动力保障的研究及设计明确需求。     

二氧化碳连续管井筒流动传热规律研究

基于二氧化碳在井筒内流动时的传热过程,考察二氧化碳在井筒内的热量和压力传递方式及其对相态和物性变化的影响规律。建立二氧化碳井筒内热传递模型,采用交替方向推进法进行求解,分析二氧化碳在井筒内流动过程中温度、压力和相态的变化规律。结果表明:二氧化碳在连续管内热交换效率较高,温度上升幅度随着井深的增大逐渐减小;二氧化碳沿环空上返过程中,温度逐渐降低,在靠近井口处温度显著下降;随着井深的增大,连续管内的液态二氧化碳逐渐转变为超临界态,在沿环空上返的过程中再次转变为液态,继而变为气液两相至出口。     

裸眼井中膨胀管外壁胶筒的井眼适应性分析

为了更加合理地对裸眼井膨胀管外壁定型胶筒井眼尺寸进行选择,建立了膨胀管、胶筒、井眼和膨胀锥三维有限元模型并对其膨胀过程进行非线性有限元分析。通过对直径为194 mm的膨胀管在不同井眼下的膨胀过程进行分析后发现:随着井眼直径的减小,胶筒的压缩率、接触压力以及所需膨胀力逐渐增大,井眼直径为218 mm时胶筒前端和末端橡胶体积变化显著,造成该处的密封性能下降。因此,采用的定型胶筒应避免在直径小于218 mm的井眼中使用。在胶筒稳定膨胀阶段,226 mm和230 mm的井眼胶筒所需膨胀力相差不大,波动幅值平稳。同一井眼中,最先膨胀的胶筒压缩率、接触压力及所需膨胀力都高于后膨胀的两个胶筒,但是随井眼直径的增大,三个胶筒的压缩率、接触压力以及所需膨胀力不再受膨胀的先后顺序影响。此外,随着井眼直径的增大,胀后胶筒处的膨胀管残余应力逐渐减小。同时膨胀管内外壁残余应力的波动逐渐减弱,大小趋于相等。可见研究结果为裸眼井中膨胀管外壁胶筒的选型以及膨胀管的井眼适应性提供了理论基础。     

巨厚气藏气井井筒压力计算模型及应用——以普光气田为例

针对目前常用定质量流井筒压力计算模型不适用于产层段井筒长、从底部至顶部质量流量变化大的巨厚气藏气井的问题,通过耦合气井流入状态和井筒管流,建立了巨厚气藏气井产层段变质量流井筒压力计算模型,并通过实例气井进行验证,同时将该模型应用于气井产能评价。结果表明：变质量流模型计算的井筒压力值比定质量流模型小,两者之间差异随产气量和产层段长度增加而增大;在产层段不同深度处,变质量流模型计算误差均小于2%,计算精度较高。该变质量流模型能较精确地计算井筒压力值,进而可以有效解决气井产能测试遇阻无法获得井筒压力、井筒压力折算值不准确易导致产能指示曲线负异常等问题。该研究对巨厚气藏气井井筒压力分布计算和产能评价能够提供强有力技术支撑。     

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。     

温度对气层气体钻井井壁稳定的影响

气体钻井过程中气体经过钻头喷嘴后产生焦耳-汤姆逊冷却效应,导致井底温度远小于地层温度。当气层被钻开后井壁围岩温度、孔隙压力和应力分布发生改变,容易引起井下复杂事故。为此,分析了井底低温对致密砂岩气藏气体钻井井壁稳定的影响。研究表明,井眼钻开后井底低温产生拉热应力,使近井壁有效应力减小,有利于防止岩石剪切失稳,但增加了岩石产生拉伸破坏的可能。气层气体产出使近井壁地层孔隙度和渗透率减小,不考虑井底低温时减小程度偏大。气体钻井近井壁可能存在塑性区,低温使塑性区向地层延伸更容易导致井壁失稳。塑性区的形成不仅取决于水平地应力,而且与垂向地应力有关。通常致密砂岩气藏埋藏较深,垂向应力影响大,其弹塑性分析需考虑三维主应力的影响。