射流泵注采工具旁通阀密封性能及多相流体流动分析

近年来,射流泵注采一体化技术在海上稠油油田的应用日益广泛。为促进该技术的大规模推广,采用实验结合数值模拟的方法,分析射流泵球头附近密封性能以及流动情况。研究得出如下结论:常温与高温工况下注采旁通阀的密封性能良好;球头形状及材料须进一步研究;过流通道附近气液两相流动引发复杂的压力与速度变化,须重点关注。

不同级数电潜泵失速演化及级间差异性研究

当电潜泵在小流量工况下运行时会出现失速现象,并出现一系列的负面影响,严重影响机组的安全性和稳定性。为了研究失速工况下电潜泵内部的旋涡演化及其级间差异性,文中对单级、两级和三级电潜泵进行数值模拟研究,重点讨论了设计工况、临界失速及深度失速工况下电潜泵的内外特性。结果表明:在设计工况和临界失速工况下,首级叶轮流道内部出现多个旋涡结构,次级与末级叶轮内流动顺畅。在深度失速工况下,单级、两级和三级电潜泵首级叶轮内部均存在着大尺度的回流涡,并伴随着强烈跨流道溢流现象;流道内部各种旋涡聚集糅杂形成涡团,对流道出口处产生严重阻塞。电潜泵首级叶轮进口处大尺度旋涡结构、各级叶轮同步失速以及导叶内强烈的分离涡共同导致扬程骤降,同时造成极高的能量损失。该研究为完善电潜泵设计方法提供了理论基础。

固井顶替界面研究方法分析

稳定平齐的顶替界面可以有效地防止钻井液对水泥浆的污染,降低环空钻井液的迟流和滞留现象,提高固井界面的胶结质量和环空封隔的效果。文中首先总结了固井顶替界面的主要影响因素,然后分析了3种固井顶替界面研究方法的优缺点,最后根据目前固井顶替界面研究的不足提出了今后的研究方向及相应建议:以二维Hele-Shaw模型为基础,深化稳定顶替界面的形成机理及条件研究,并通过数值模拟和室内实验的方法进行验证,建立相应的注水泥稳定顶替界面参数设计方法及标准,并开发相应的通用软件,以便于现场应用。

水平井偏心环空顶替流体密度差优化

顶替界面失稳指进造成的钻井液迟流是导致油气水窜槽的主要原因。水平井顶替界面受到套管偏心引起的宽窄间隙阻力效应和密度差引起的浮力效应共同影响,且两者对顶替界面的影响相反,因此有必要根据水平井套管偏心情况优化顶替流体密度差,从而提高顶替界面的稳定性。在总结三维数值模拟方法优缺点的基础上,采用该方法分析了水平井顶替界面长度随顶替时间的变化规律,以实现最小顶替界面长度为目标,得出了水平井套管偏心度与最优密度差之间的匹配关系。研究结果表明:水平井顶替界面长度随顶替时间增加增长幅度趋缓,但并不明显;在水平井套管偏心的情况下,密度差过大或过小都会降低顶替界面的稳定性,需要根据套管偏心度选取合理的密度差使得顶替界面长度最短。研究结果为水平井顶替参数和封固段长度设计提供了必要的理论依据。

带封隔器的油套合压管柱油管临界排量计算

为防止油套合压过程中封隔器因承受较大活塞力而发生移位,开展了保证封隔器不发生移位的油管临界排量计算研究。通过管柱受力分析,建立了压裂管柱轴向力计算模型,利用有限元分析软件模拟了封隔器胶筒的锚定力。根据压裂管柱所受轴向力与锚定力的关系建立了保证封隔器不发生移位的油管临界注入排量计算模型。通过计算得出:当地层破裂压力梯度为2.1MPa/100m时,井深2 000.00m处60.3,73.0及88.9mm油管的临界排量分别为0.965,0.810和0.470m3/min;而在井深3 000.00m处,3种尺寸油管的临界排量分别为1.120,0.985和0.680m3/min;临界排量随井深增加而增大,随油管尺寸增大而减小;在选取的地层破裂压力梯度范围内,地层破裂压力梯度为1.8MPa/100m时,88.9mm油管的临界排量最小,为0.46m3/min。研究结果表明,油管排量大于临界排量可有效防止封隔器发生移位,有助于确保油套合压过程中压裂层位和压裂深度的准确性。

射流泵内多相流动的双欧拉模拟分析

射流泵在负压冲砂、排水采气、稠油开采等方面的应用日益广泛,但是现有研究方法中存在忽略工作液同地层流体物性差异、模型适应性差等问题。因此,建立相应射流泵的物理模型,采用双欧拉方法对射流泵内工作液和地层流体多相流动进行模拟计算,并分析不同工况参数对采出液排量的影响。

316L不锈钢液控管线在稠油热采服役环境下的应力腐蚀行为

采用Ansys Workbench有限元分析软件模拟316L不锈钢液控管线在200~350℃下的热应力分布,结合高温腐蚀模拟试验,研究了稠油热采服役环境下液控管线的应力腐蚀行为。结果表明:模拟得到液控管线在200~350℃温度范围内的最大热应力出现在接近油管接箍侧区域,其数值随温度的升高而增大。高温腐蚀模拟后,应力加载状态下液控管线的受拉伸区域出现多条径向裂纹,而无应力加载状态下局部位置存在点蚀坑。液控管线在稠油热采环境中的失效机理是在热应力和腐蚀介质共同作用下,点蚀坑处发生阳极溶解并发展为应力腐蚀裂纹。

渤海稠油冷采井电潜泵精细化设计方法及延寿对策研究

渤海油田稠油冷采井通常采用电潜泵举升,但目前电潜泵选泵设计以及现场运维未精细考虑稠油井黏度的动态变化,出现了故障率高、效率低等问题。针对该问题,依托典型井特征,通过模拟计算,建立了387型电潜泵适用黏度图版,得出电潜泵极限工作黏度及适用乳化含水区间,并提出了稠油冷采井生产前、中、后期的电潜泵精细化设计方法。为保障电泵运行寿命,提出了掺水降低时机、经济掺水量、停井后再启泵频率、热洗井时机等运维手段。

渤海油田宽幅电潜泵举升技术研究及应用

随着渤海主力油田进入高含水采油期,油井提液增产力度逐步加大,电潜泵排量不断提高,现场换大泵作业井次逐年增加,导致作业成本上升,生产时效降低。针对海上应用的常规电潜泵,存在高效区范围有限、大排量扬程偏低等问题,开展了适合海上大泵提液井的宽排量、高效率的新型宽幅电潜泵技术研究。首先应用三维可视化和3D打印方法研发宽幅叶导轮,相比于常规叶导轮,高效区范围由10%~30%拓宽至41.67%~61.03%;其次,宽幅电潜泵采用全压紧结构并优化装配工艺,提高装配效率30%;最后,优化整机方案设计,提升复杂工况下机组稳定性。该技术已在渤海油田应用200余井次,单套机组最大产量变化范围106~1883 m3/d,达到设计要求,机组运转平稳,为油田生产中后期提液稳产提供技术支撑。

海上油田机采井故障原因分析及应对措施

海上油田机采井占生产井总井数92%,机采井故障会增加修井成本,这不仅造成桶油操作成本上升,而且耽误油田正产生产,影响产能。机采井故障原因分析是一项复杂的系统工程,整个过程包括井况条件、产品质量、施工作业、运维维护等方面。系统分析了海上油田机采井故障的原因和降低故障率的应对措施,对海上油田进一步提升维护能力、降低操作成本具有重要借鉴意义。

渤海油田稠油水平井防砂筛管耐温能力的确定

渤海油田热采水平井防砂筛管选型时参考的耐温能力未考虑井况的影响,导致部分热采水平井选用的防砂筛管不能满足注热要求而发生破坏。为此,在分析稠油热采水平井防砂筛管注热时受力的基础上,综合考虑弯曲应力与热应力对防砂筛管破坏的影响,给出了稠油热采水平井防砂筛管耐温能力的数值模拟计算方法。利用该方法计算了渤海油田6口热采水平井防砂筛管的耐温能力,分析了单位狗腿严重度下星孔、金属网布和桥式复合3种防砂筛管的耐温能力降低幅度。研究发现:考虑弯曲应力计算出的耐温能力与现场实际较吻合;单位狗腿严重度下星孔、金属网布和桥式复合3种防砂筛管耐温能力降低6～16℃;单位狗腿严重度下防砂筛管耐温能力的降低幅度随防砂筛管径向尺寸增大而增大;防砂筛管基管钢级越高,耐温能力降低幅度越小,且钢级对耐温能力降低幅度的影响程度大于径向尺寸;TP110H和BG110H钢级的金属网布或桥式复合防砂筛管具有较高的耐温能力,能满足渤海油田热采水平井的注热要求。研究结果表明,稠油热采水平井选择防砂筛管时,应考虑弯曲应力对防砂筛管耐温能力的影响,否则会导致防砂失效,影响稠油热采开发效果。

定向井取套变向短节弯曲角度设计

过大或过小的变向短节弯曲角度容易导致定向井取套过程中套铣头切割套管,造成落鱼情况的发生。为此,针对不同井眼曲率的套损井,需要对变向短节的弯曲角度进行设计。通过对套铣头-滚珠-套管组合进行受力分析,建立了套铣头处的变向力计算模型,并利用数值模拟方法,得到了套铣筒-滚珠-套管组合的接触应力分布。在以套管屈服应力值作为判别套管发生破坏的临界条件下,对不同井眼曲率套损井所对应的合理变向短节弯曲角度进行了设计,得到了取套过程中确保套管不发生破坏的合理变向短节弯曲角度范围。研究结果为保证安全取套以及套铣管柱组配结构的合理设计提供了理论基础。

专用取套工具弧形扶正块参数优化设计

斜井取套施工中,为防止套管与套铣管柱内壁发生磨损,所使用的套铣头内壁安装有滚珠式凸形扶正块,但该设计不仅存在滚珠失效而无法滚动的风险,更为严重的是在点接触形式下往往产生较大的接触应力,使得套管极有可能发生塑性破坏,这2种因素驱使下极易切坏套管导致取套施工失败。本着改变扶正块与套管接触形式的目的,在轴套式套铣头改进方案的基础上,提出了弧形扶正块的设计构想,基于两者接触时的力学条件及几何关系,实现了扶正块最小宽度及最小个数的参数优化,从提高修井液流速的角度实现了高度与宽度的匹配,从而减小两者间的接触应力,为安全取套施工的顺利进行提供保障。

构造倾斜角度对盐构造形成的控制模式:以下刚果盆地为例

基于下刚果盆地3个工区的地震数据,总结盆地内9种典型的盐相关构造样式,并基于离散元数值模拟方法,以构造倾斜角度为单一控制变量建立模型,对比分析盐岩的运动矢量演化。模拟结果表明,随着构造倾斜角度的增加,盐岩及其上覆岩层的流动速度逐渐增大,后续陆源沉积物的搬运距离也越远,更易形成盐构造;盐岩流动主要有3种控制机制:差异压实作用控制、差异压实作用和重力滑脱作用共同控制以及重力滑脱作用控制,这3种控制作用均受坡度的影响,随着坡度的改变,3种控制作用依次出现,控制着盐构造的形成。在上述分析结果的基础上,建立被动陆缘盆地构造倾斜角度对盐岩流动的控制模式。

渤海油田水平出砂井定点探测与封堵技术研究

目前,套铣打捞+再完井或再侧钻技术常用于渤海油田水平出砂井治理,但受水平井特殊井况影响,现场施工时存在工序复杂、作业工期长、作业费用高、成功率低的问题。受套损井探伤技术启发,通过自主设计多臂井径仪筛管探伤适应性评价试验,优选连续油管输送解除井斜限制,研制柔性工具串提高居中度,形成了一套适用于渤海油田水平出砂井定点检测技术。在此基础上,通过设计封堵管柱组配结构、准确定位封隔器位置,建立了一套与出砂井定点检测相配套的封堵技术。现场实践表明:新技术较套铣打捞+再完井老技术,单井提高作业效率50%,缩短工期20 d以上,降低作业费用近300万元。研究成果提出了一种高效治理水平出砂井的新方法,对后续相同类型作业具有指导意义。

海上热采井同心管射流泵举升对策研究及应用

海上热采井受注入的高温蒸汽及增效化学药剂的影响,产出液温度较高且含垢、泡沫、乳化,呈复杂流体状态,影响了同心管射流泵举升系统的平稳运行。为此,根据同心管射流泵的举升特点,立足降低运维投资,提出了井下泵芯防垢卡、掺液降温、降乳化、合理检换泵时机等一系列举升对策,并制定了各举升对策的合理工作制度及预判方法,LH井现场实践表明,制定的举升对策应用效果较好,保证了复杂流体下举升系统稳定运行。研究成果为同心管射流泵井现场运维工作的开展及举升系统平稳运行提供了指导。

海上耐高温深水式井下安全阀的设计与试验

海上油田注采一体化工艺要求井下安全阀耐温350℃、下深不低于1 330 m,然而现有的井下安全阀无法达到该指标要求。为此,研制了海上耐高温深水式井下安全阀,并开展了样机加工和室内试验,同时就其关键部件--压缩弹簧进行了有限元应力分析。研究结果表明:海上耐高温深水式井下安全阀的结构简单可靠,泄漏点数量少,采用全金属结构密封,能在常温至350℃高温下正常工作,其最大下入深度达1 330 m,阀板与整体耐压达35 MPa。所得结论可为耐高温深水式井下安全阀的现场应用提供参考。

下刚果盆地白垩系盐构造的形成演化

下刚果盆地具有巨大的油气资源和潜力,盐构造控制着油气成藏和分布。其盐岩流动的不规律性,增加了盐构造的形成演化和演化期次分析的难度,前人主要通过平衡剖面恢复的方法对断裂等构造形态进行定量恢复,但对盐构造形成演化过程的认识及变形期次刻画的准确性明显不足。本文基于数值模拟手段,通过沉积地层的分时期加载方法,正演了下刚果盆地的构造演化过程,探讨并明确了盐构造的演化阶段。数值模拟结果表明,下刚果盆地盐构造的形成主要分为3个阶段:盐岩初始流动阶段、盐构造形成阶段和构造稳定阶段。形成底辟构造的主要时期是古新世—中新世。其中,古新世—渐新世开始形成底辟构造,中新世多个大规模底辟构造形成,且该时期是盐构造活动最强烈时期。在此基础上进一步完成了下刚果盆地盐构造活动变形与重力作用流动、上覆沉积地层厚度不均一以及沉积扇体的进积作用关系分析。

电动潜油离心泵变工况下内流特性仿真研究

以Q10型潜油电泵为研究对象,利用CFD技术进行变流量工况下内流场数值仿真研究。结果表明:小流量和大流量工况下,叶轮流道内存在漩涡;非设计流量工况下,叶轮流道内的损失较大;设计工况下,泵的效率最高。为潜油电泵的改型优化设计提供理论指导。

潜油电泵用气液分离器两相流性能仿真研究

潜油电泵用旋转式气液分离器具有分离效率高、结构紧凑等优点,并广泛应用于含气油田油井的开采。利用CFD技术对分离器内流流道进行了数值仿真,获得了气体分数在流场内的分布情况,以及压力场和速度场,结果表明CFD计算结果很好地诠释了气液分离器的分离机理和内流道两相流的流动情况,为分离器的优化设计和改型设计提供了一种科学的计算工具。