钻井井喷关井期间井筒压力变化特征

针对目前钻井井喷关井期间井筒压力计算值与实际关井压力差别较大的问题,将关井期间井筒压力变化分为两部分:关井初期地层流体继续侵入井筒的续流部分和气液密度差导致气体滑脱上升部分,从渗流理论和试井理论出发,考虑关井期间井筒内气体和钻井液的压缩性以及井筒的弹性,建立关井期间井筒续流模型;从气液两相流理论出发,考虑关井气体滑脱上升期间气体的膨胀、气体和钻井液压缩性、井筒弹性以及钻井液滤失等因素,建立关井期间气体滑脱模型;然后考虑关井期间井筒续流和气体滑脱综合影响,建立关井期间井筒压力计算模型,并给出基于本模型的气侵关井井筒压力读取方法。结果表明:关井初期井底压力呈指数增加,井底压力大于地层压力之后井底压力呈线性增加;关井初期井筒续流起主导作用,井底压力大于地层压力之后气体滑脱效应起主导作用。     

利用密度迭代法计算气井的井底流压

依据井筒压力与气体密度和湿度之间的函数关系,采用密度迭代法,以井口套压为起点自上而下迭代至井底,计算出井底流压。选择有实际关井测压数据的8口井,将不考虑天然气湿度条件下(干气)用密度迭代法计算的井底流压与实际测压值对比,平均相对误差仅为4.89%;考虑湿度对井底流压的影响,计算了不同气体湿度下的井底流压,与实际测压值之间最大误差为1.369 1%。将用密度迭代法、经验公式及RTA法计算的井底流压与实际测压值进行比较,发现前者的误差最小,而且使用该方法能在不影响气井正常生产的情况下精确计算气井的井底流压,适用于气井整个生产历程中的井底流压计算。     

煤层瓦斯渗流过程中压力分布的滑脱效应

 气体在多孔介质中渗流时,不仅需克服启动压力梯度,而且受气体滑脱效应的影响。基于煤层瓦斯的渗流特性,建立考虑滑脱效应的煤层瓦斯渗流模型,并对煤层瓦斯渗流过程的压力分布进行数值模拟。计算结果表明,在一定煤层深度内,与不考虑滑脱效应时煤层瓦斯压力分布相比,考虑滑脱效应对其影响显著,且随着暴露时间增长和距煤壁距离增大,其差别更为明显。滑脱因子的变化将直接影响煤层内部气体压力的分布,随着滑脱因子的增大,气体压力减小,滑脱越明显。与不考虑滑脱效应(Darcy 解)瓦斯压力分布相比,考虑滑脱效应时煤层瓦斯压力分布曲线更接近实测数据,表明在研究煤层渗流过程中须考虑滑脱效应。     

气体钻井井底压力影响因素分析

井底压力控制是气体欠平衡钻井技术的核心,该文在Guo模型的基础上,采用微分迭代的方法求解井底压力。考虑气体注入速率、井口回压、井深、机械钻速和井径扩大率对井底压力的影响,并利用编制的计算程序进行模拟。模拟结果表明,随着气体注入速率、井口回压、井深、机械钻速的增大,环空井底压力逐渐升高;随着井径扩大率的增大,环空井底压力逐渐降低。计算为气体钻井设计和井控理论研究提供了一定的依据。     

普适费米气体型能级密度公式及其参数

在费米气体模型基础上,考虑了低能修正,建立起了普适费米气体型能级密度公式。使用27.8个核素的平均中子共振间隔D数据及268个核素的能级累计数sN(E)数据,用最小二乘法,在高速计算机上拟合得到了一组普适参数。使用这组参数,D计算值的平均相对误差为36.51％,比实验值平均相对误差(26.69％)高38.6％。能级累计数N(E)的计算结果也有较大改进,其平均相对误差为40.56％,仅比在D计算值的平均相对误差高 14.3％。我们用若干组不同参数分别计算诸核素的D值和N(E)值,相对误差控制在20％以内。然后按核素列出它们的实验值和计算值,连同其相应参数,均在附录中给出,以便查阅。     

压回法阶段压井数学模型与模拟分析

 根据压回法压井过程中气体压缩规律和气液两相流特性,提出了压回法压井过程可分为3 个阶段,并建立了考虑气体滑脱的阶段压井数学模型,用于压回法作业井底压力和套压变化规律的定量计算。压井参数敏感性模拟分析表明,压井排量越大,压井持续时间越短,产生的井底压力和套压越大;地层渗透率和渗透性地层厚度对压井第一阶段的井底压力和套压影响不大,但当高渗透或高厚度地层进入压井第二、第三阶段,随渗透率或地层厚度增加,压井产生的井底压力和套压减小,且降幅减缓。通过分析压井过程中井底压力和套压变化规律,绘制了压回法典型压井曲线模型。预测结果与实测数据对比表明：该数学模型具有较高的预测精度,能够为溢流压井方法的选择和压回法施工设计提供理论依据与指导。     

考虑吸附和扩散的页岩视渗透率及其与温度、压力之关系

页岩纳米级孔隙中气体渗流存在吸附、扩散和滑脱效应,为了表征其渗流能力,并分析温度和压力对它的影响,利用Polanyi吸附理论和Langmuir等温吸附方程并结合纳米孔中气体扩散和渗流方程得到了考虑吸附、扩散和滑脱效应的页岩视渗透率的计算模型.计算发现:甲烷吸附层厚度随压力的降低而减小,随温度的降低而增加,并且压力越低温度的影响越大;考虑吸附、扩散和滑脱的页岩视渗透率虽然同仅考虑扩散和滑脱的视渗透率一样都随温度的下降而减小,但整体要低于后者,且下降幅度更大;考虑吸附、扩散和滑脱的页岩视渗透率与仅考虑扩散和滑脱时的视渗透率之间的差异随着压力的降低而逐渐减小;考虑吸附、扩散和滑脱的视渗透率与达西渗透率的比值随压力的降低先减小后增加,最终趋近于仅考虑扩散和滑脱时的情况.     

考虑裂缝变形的地下储气库数值模拟研究

在WarrenRoot双孔模型的基础上,考虑了枯竭裂缝性油藏型储气库运行过程中,压力反复升降使介质发生不完全可逆变形对储气库孔隙度和渗透率的影响,建立考虑介质变形的枯竭裂缝性油藏型地下储气库的数学模型,应用该模型进行了实例计算。算例分析表明：随储气库运行时间的增加,考虑变形的储气库压力和注气井井底流压逐渐升高、孔隙度和渗透率逐渐降低;而未考虑变形的储气库压力在一定范围内波动,注气末井底流压基本保持不变;在模拟储气库运行4年后,考虑变形计算的储气库压力比未考虑变形储气库压力高1.2MPa,注气井井底流压高2.96MPa,孔隙度是原始孔隙度的0.96,渗透率是原始渗透率的0.87,由此可见裂缝性油气藏型地下储气库的地层变形不能忽略,建议在天然气地下储气库矿场应用和理论研究时考虑裂缝变形对储气库的影响。     

离散滑脱滞后时间法深井气窜速度计算

考虑气体滑脱对气窜速度的影响,从停泵/启泵两阶段中气体的流动特性入手,提出了离散滑脱滞后时间法气体上窜速度计算模型。在多相流气体滑脱速度计算中,提出了时间滑移网格的算法。以四川元坝某井为具体工程实例进行了计算,经现场验证,该模型可满足作业需求。结果表明,采用离散滑脱滞后时间法计算深井气窜速度是可行的;深井段气体处于超临界状态,超临界态气体滑脱现象不严重,对气窜速度影响不大,临近井口段气体滑脱较大;不考虑气体滑脱与考虑气体滑脱相比,气窜速度误差高达76.36%;随停泵时间延长、监测气体显示时间延长、油气层顶界位置上移,迟到时间减小,气窜速度均呈现减小趋势。     

井底增压喷射钻井系统研制与应用

利用专门设计的井底增压器以及双流道PDC钻头,以实现井底增压喷射钻井的目的.试验表明：研制的井底增压器结构简单、原 理可行、工作可靠,输出压力可达60 MPa以上,且其性能参数可调;机械钻速提高124％,为进一步优化与完善井底增压器与双流道PDC钻头取得了宝贵的第一手资料.     

辽河盆地清水地区泥岩欠压实与油气层分布

储集层有利分布区的预测是油气勘探的一个重要研究领域,在实际工作中往往采用一些常规的方法进行研究,如从沉积学、储层地质学着手,并结合物探、测井资料对储集层进行纵、横向预测。但随之而产生的问题是研究周期较长,投资较大,因此寻找一种简捷的方法来进行预测,一直成为人们探索研究的重点。通过对辽河盆地西部凹陷清水地区沙河街组的研究发现,在泥岩欠压实段内的砂岩层往往就是有利的储层,并且油气层多分布于欠压实段内。由此给人们以启示,可以利用泥岩欠压实特征来对有效储层的分布区进行预测。最终研究表明,泥岩欠压实与储集层的形成、油气运移及油气层分布在机理上存在着密切的关系,利用泥岩欠压实曲线,可以预测有效储层的纵横向分布,结合其它因素综合分析,也可识别油气层及分布区。     

文丘里高压湿气测量虚高特性数值模拟

给出一种高压条件下文丘里湿气虚高的预测方法．该方法基于计算流体动力学离散相模型,对标准文丘里（直径比为0．55,口径15．24cm）虚高特性进行数值模拟．仿真流体介质为氮气和煤油,工作压力为2MPa、4MPa和6MPa,气相流量为400m3／h、600m3／11、800m3／h和1000m。／h,液相流量范围在0～65．11m2／h之间．数值模拟实验虚高预测结果与英国国家工程实验室高压实流实验数据进行比较,虚高预测值的最大相对误差为5．14％,平均相对误差小于2．8％．同时,将TJU-CFD仿真模型与Steven等7个经典模型的气相流量预测能力进行了比较,在3个压力下．仿真模型依次排序为第2、第4及第3位,最大相对误差小于7．5％,平均误差为2．5％．     

神经网络与遗传算法结合的球团竖炉燃烧优化

对神经网络与遗传算法结合的球团竖炉燃烧优化方法进行了研究.首先构建了以矿料成分及含水率、相关操作参数以及燃烧室和炉膛温度等16个参数作为输入量,球团竖炉煤气吨耗和NOx污染物排放浓度作为输出量的人工神经网络模型.采用700组现场运行数据作为样本对神经网络进行训练,训练后的模型具有良好的泛化能力和预测精度,煤气吨耗预测误差低于3％且NOx排放浓度的相对误差在5％以内.此外,结合所建模型,采用实数编码的遗传算法,对球团竖炉燃烧进行优化计算,在寻优过程中对煤气吨耗及NOx排放这2个优化分量采用线性加权和的方法转化为单一数值的目标函数.通过选择不同的权重比例得出不同侧重条件下的优化目标函数,并给出该优化函数下寻优所得的操作参量优化控制方案.由所选优化方案数值解可以看出在煤气吨耗上升1.7％的情况下,NOx的排放浓度下降了20.37％.     

PR导热系数普遍化模型及其精度预测分析

在原PR导热系数模型基础上，改进建立了一个PR导热系数普遍化模型，在温度80～1400K和压力0.1～350MPa内对油气藏流体中常见的22个纯组分的气、液相导热系数总共3263个数据点进行了拟合，总平均相对误差为7．34％。对13个二元和三元混合物总共260个数据点预测的总平均相对误差为7．94％；对3个石油馏分总共22个数据点导热系数预测的总平均相对误差为9．68％。对极性纯物质的总共810个数据点预测的总平均相对误差为6．86％；对极性二元混合物的共439个数据点预测的总平均相对误差为6．03％。该模型的计算精度明显优于石油工程中常用的导热系数模型。     

探测井下气层的VSP法方案

泥浆浸泡作用能提高井壁岩石的纵波声速,但只对含气岩石的作用明显。采用VSP 法对已受泥浆浸泡接近饱和的井壁岩石纵波声速和未受泥浆浸泡的深入井壁稍远的岩石纵波声速进行比较,从而得以明确气层在该井深处是否存在。     

处理天然气溢流时如何控制关井套压

文中推导了关井条件下天气然溢流许可不膨胀上升高度的计算式以及在许用套压下控制天然气溢流膨胀上升时应放泥浆量的计算式。     

特高压力下天然气压缩因子模型应用评价

已有的压缩因子模型是否适用于特高压力区 (p >6 0MPa)内压缩因子的预测尚未明确 ,给特高压力油气藏储量的准确计算和开发方案的制定造成了一定的困难。用文献中纯组分和混合物及自测天然气压缩因子的实验数据对文献中的压缩因子模型进行了对比计算 ,重点为压力高于 6 0MPa的区域。结果表明 ,Dranchuk和Hall模型对 10个天然气样品压缩因子计算的总平均误差分别为 1.6 2 %和 1.6 8% ,而对特高压力区天然气压缩因子计算的总平均误差均为 1.7% ,可以满足工程计算的要求     

屈服幂律流体螺旋层流流动压降简化模型#

钻井过程中环空流动压降的准确预测能够为井底动压力的精确控制提供理论依据,避免出现因井底压力控制不当而导致的溢流、井漏乃至井喷等井下复杂情况。当前国内外学者针对不同钻井条件下的流动压降开展过大量的理论和实验研究,但现有研究成果很难实现螺旋层流流动压降的准确便捷预测。为了实现螺旋层流流动压降的准确便捷预测,在基于数值模型预测结果的基础上,建立屈服幂律流体螺旋层流流动压降预测简化模型,并利用仿真模拟和室内实验结果对简化模型的有效性进行了验证。结果表明:屈服幂律流体同心环空螺旋层流流动压降简化模型预测结果与实验结果和仿真模拟均吻合较好,简化模型预测误差仅为±5%。     

近红外光谱-偏最小二乘法测定三元混合物中甲醇和乙醇的含量

应用偏最小二乘法建立了甲醇、 乙醇和水三元混合体系近红外光谱的校正模 型, 采用交互验证方式对模型精度进行检验. 通过选取波长, 使所建模型中甲醇测定相关 系数r达到0.999　91, 交互验证均方根误差(RMSECV)为0.431, 乙醇的r 达到0.999 98, RMSECV为0.193.　用所建模型测定样品, 与气相色谱法 分析结果相近, 相对误差小于3.505％.     

泡沫压裂液的两相欧拉颗粒流数值模拟

从两相流的角度出发，将泡沫压裂液的气相处理成气泡相并建立两相欧拉颗粒流模型来研究泡沫压裂液的流变性．研究发现：气泡尺寸随剪切速率增加而减小是泡沫压裂液呈剪切稀化的重要原因，泡沫压裂液的黏度及非牛顿流体性质主要由气泡相黏度产生；气泡间的摩擦和碰撞是泡沫压裂液黏度急剧上升的主要因素，摩擦产生的黏度在高气相体积分数时占主要地位；两相之间基本没有相间滑移速度存在，两相的湍流脉动动能随气相体积分数的增加而增加，管壁附近的湍流脉动动能最大；有效黏度的模拟值与实验结果基本吻合，但模拟值稍微偏大，这可能是因为实际泡沫压裂液中的气泡在剪切场中发生了破碎和变形．但是，该两相流模型不能用于气相体积分数大于65％以上的泡沫压裂液．