超临界CO_2喷射压裂孔内增压机理

利用计算流体力学方法模拟了超临界CO2喷射压裂过程中的孔内流场,对比和分析了超临界CO2喷射压裂与水力喷射压裂的增压效果,并研究了各参数对超临界CO2喷射压裂增压效果的影响。研究结果表明:超临界CO2喷射压裂在相同条件下具有比水力喷射压裂更强的孔内增压效果,在喷嘴压降为30 MPa时,其增压值比水力喷射压裂高2.4 MPa;超临界CO2喷射压裂的孔内增压值随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大,随着套管孔径的增大而减小,且不受环空压力和超临界CO2流体温度的影响。

超临界二氧化碳射流冲击压力参数影响规律

为了探明超临界CO_2射流对岩石冲击压力及其参数影响规律,利用计算流体力学模拟了超临界CO_2射流冲击的三维流场,对比了超临界CO_2射流和水射流的冲击压力,进行了参数影响规律研究。结果表明:在相同条件下,超临界CO_2射流能产生比水射流更强的冲击效果;超临界CO_2射流冲击压力随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大;随着喷距的增大,超临界CO_2射流的冲击压力降低,冲击范围扩大;围压和流体温度的变化对超临界CO_2射流冲击压力的强度和范围的影响极小,在工程应用中可以忽略。研究结果证实了超临界CO_2射流的冲击效果,探明了超临界CO_2射流冲击压力的参数影响规律,为超临界CO_2射流在钻完井工程中的应用提供了指导。

超临界二氧化碳喷射压裂井筒流体相态控制

为了探索超临界CO2喷射压裂的井筒流体相态控制方法,建立了超临界CO2喷射压裂井筒流动模型,进行了实例计算和分析,并以异常低地温梯度的地层为例研究井筒流体的相态控制问题。结果表明:超临界CO2喷射压裂过程中,随着井深增加,井筒压力逐渐增高,井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低;井筒压力很容易达到CO2流体的临界压力,井筒温度的控制是超临界CO2喷射压裂相态控制的关键;如果地温梯度过低,压裂层位井筒中的CO2流体将达不到临界温度,影响超临界CO2喷射压裂作业的正常进行,此时提高注入CO2流体的温度,可有效促进压裂层位的CO2成为超临界态。该研究可为超临界CO2喷射压裂技术的流体相态控制提供一定的借鉴。

超临界CO_2连续油管喷射压裂可行性分析

水力压裂增产技术在非常规油气藏的开发中承担着重要的角色,但在储层和环境保护方面都存在一些问题,而超临界CO2连续油管喷射压裂技术有望解决这些问题,成为未来非常规油气资源高效开发的新型压裂方法。通过分析超临界CO2的特性以及超临界CO2射孔能力和射流增压效果可知:超临界CO2射流比水射流的射孔能力强,射流增压效果好,可在较低的压力下实现喷射射孔和压裂;超临界CO2流体的渗透能力强,易渗入储层中的孔隙和微裂缝,在储层中产生大量微裂缝网络,提高油气采收率;将超临界CO2作为压裂流体,不仅可以避免黏土膨胀等储层伤害的发生,而且还能提高增产效果,尤其适合非常规油气藏的增产改造。在此基础上提出了超临界CO2连续油管喷射压裂的流程,为该技术的研究和应用提供了指导。

超临界二氧化碳喷射压裂孔内流场特性

为了证实利用超临界二氧化碳(CO2)流体进行喷射压裂的可行性,利用Span-Wagner气体状态方程建立超临界CO2流场的计算流体力学模型,模拟超临界CO2喷射压裂过程中的孔内流场。结果表明:在喷嘴压降相同的条件下,与水射流相比,超临界CO2射流的射流速度更高,射流核心区更长;超临界CO2喷射压裂具有比水力喷射压裂更强的射流增压效果,更容易压开地层;超临界CO2射流具有显著的焦耳-汤姆逊效应,会导致温度下降,在压裂施工中应合理控制喷嘴压降,以防发生冰堵事故;超临界CO2的密度主要受压力影响,通过调节压力就能有效控制,可适应不同的地层温度条件。

超临界二氧化碳钻井研究进展

超临界二氧化碳(以下简称SC-CO2)既具有与气体相似的较低的黏度,又兼有与液体相近的较高的密度,扩散系数则介于气体和液体之间。当它作为一种钻井流体时,通过喷嘴时产生的SC-CO2射流可以大幅提高破岩速度、降低破岩门限压力。同时SC-CO2的密度变化范围较宽,可为井底动力钻具提供足够扭矩的同时保证井底的欠平衡状态,最重要的是它对储层无任何污染,可进行无污染欠平衡钻井。由于SC-CO2流体的这些特性,引起了国内外专家对SC-CO2钻井技术广泛关注。在调研了国内外文献资料的基础上,介绍了SC-CO2钻井技术的基本原理和主要优势,并且调研并总结了SC-CO2钻井技术的理论和实验研究现状以及配套的室内实验设备,最后指出了将SC-CO2钻井技术投入应用必须解决的一些问题,为SC-CO2钻井技术的进一步研究与应用提供了参考。

超临界CO_2射流在石油工程中应用研究与前景展望

阐述超临界CO2流体物理特性,分析超临界CO2射流在喷射钻井、喷射压裂、驱油提采、冲砂解堵和油套管除垢等作业中的原理和技术优势,探讨超临界CO2开发非常规油气藏的可行性,展望超临界CO2射流在石油工程中的应用前景。

多孔喷嘴破岩钻孔特性的实验研究

采用自行研制的实验装置研究了孔数和水力参数(冲蚀时间、喷嘴压降、喷距、围压)对多孔喷嘴破岩效果的影响规律。结果表明:喷嘴孔数越多,成孔形状越圆整;破岩效果随着射流压力的增大而呈线性增加;0围压条件下多孔喷嘴存在获得最大破岩体积和孔深的最优喷距约为5～6倍喷嘴当量直径。在围压条件下,多孔喷嘴破岩效果随着围压的增大而大幅下降;当量喷嘴直径相同时,破岩效果随孔数的增加而减小;在保证钻孔孔径的情况下,减少孔眼数量有利于提高多孔喷嘴破岩效率。实验结果可为超短半径水平钻孔射流钻头设计提供依据。

水力喷射注氮压裂工艺及参数设计计算

针对常规水力压裂技术在低压、低渗和能量衰竭地层应用中,常会出现压裂液滞留及返排率低等问题,提出了水力喷射注氮压裂方法,并论述了该方法的特点及施工流程。在分析水力喷射注氮压裂井筒流动压降基础上,结合水力喷射参数及喷嘴组合优选原则和具体实例给出了工艺参数设计方法和计算步骤。计算结果表明,对于同一喷嘴组合而言,地面油管压力随着油管排量的增加而增加,但会随着井口氮气干度的增加而降低;对于不同喷嘴组合,都有其所适用的油管排量和井口氮气干度范围,可用于指导施工时参数设计;水力喷射注氮压裂存在一个最优油管泵注排量,该排量可以满足设计中所有的井口氮气干度要求,文中算例的最优油管施工排量为2.5-3.0 m^3/min;最后分析了水力喷射注氮压裂相对于常规液氮压裂所具有的优势。分析和计算的结果可以为水力喷射注氮压裂现场应用以及参数设计提供参考。

表面活性剂对鄂尔多斯盆地致密砂岩储层渗吸采收率影响分析

为了研究致密砂岩储层表面活性剂的渗吸作用机理,首先研究了4种不同类型的表面活性剂润湿性反转能力与降低界面张力能力,并开展了表面活性剂渗吸实验;结合核磁共振测试与高压压汞实验表征了岩心微观孔隙特征,并在渗吸过程中进行核磁共振测试,研究了不同岩心孔隙类型的渗吸作用机理。研究表明:阴离子表面活性剂润湿性反转与降低界面张力的能力更强,且润湿性改变是提高渗吸采收率的关键。致密砂岩孔隙类型为纳米孔(r<0.1μm)、微孔(0.1μm<r<10μm)、宏孔(r>10μm),其中微孔为原油主要储存空间,孔隙体积占比达67.7%;宏孔的渗吸采收率最大,其次为微孔、纳米孔。阳离子活性剂CTAB、两性离子表面活性剂BS-12对渗吸具有抑制作用,非离子表面活性剂APG-12的渗吸效果同样较差;阴离子表面活性剂SDS、AES润湿性改变效果最好。对于致密岩石亲水润湿的质量分数为0.1%表面活性剂溶液,润湿时间(AES<SDS<APG-12)越短,致密岩石微纳米孔喉表面吸附的表面活性剂的数量越多,润湿性转变越强,表面活性剂渗吸采收率(APG-12<SDS<AES)越高。

耐超高温全金属桥塞研制与室内试验测试

针对目前可溶桥塞承压强度低、降解速率慢、无法适用于超高温环境的问题,创新性提出适用于超高温环境的全金属桥塞设计方案,同时开展可溶镁基合金的室温、高温下力学性能试验及高温溶解性能试验,并结合有限元分析结果完成桥塞关键部件材料优选,最终试制耐超高温全金属桥塞实物样机并开展室内试验测试,从室温承压性能、高温承压性能和溶解性能3个方面验证实际应用效果。研究结果表明:随着温度升高,相对于高伸长率可溶镁基合金,高强度可溶镁基合金抗拉强度和屈服强度下降幅度较小,伸长率变化幅度较大;在超高温环境中,可溶解镁基合金溶解速率呈现慢-快-慢现象,在溶解后48~72 h内溶解速率最快;研制的耐超高温全金属桥塞在205℃、质量分数2%的KCl水溶液中最高可承受压差70 MPa,并保持10 h有效密封;在模拟工况下的密闭容器中8 d可完全溶解,满足设计要求并具备入井条件。该研究可为开发适用于超高温环境的全金属桥塞提供技术支撑。

深水钻井井壁坍塌压力计算研究

针对深水钻井中井眼周围存在弹塑性区的实际情况,研究其井壁稳定性问题。基于浅层土的力学性质,建立了适用于深水浅层的弹塑性力学模型;基于深水深层岩石与陆上岩石相似的力学性质,建立了适用于深水深层的弹性力学模型。根据不同应力条件下的井眼破裂准则,建立了适用于深水钻井的坍塌压力预测模型,并给出了模型参数求解方法。

超临界CO_(2)喷射压裂射流密封机理

超临界CO_(2)(SC-CO_(2))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-CO_(2)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-CO_(2)喷射压裂作业时SC-CO_(2)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-CO_(2)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-CO_(2)流体温度的影响极小;在相同的模拟条件下,SC-CO_(2)喷射压裂的射流密封效果强于水力喷射压裂。

临兴致密气藏压裂水锁伤害评价与措施优化

针对临兴致密气水锁伤害问题,利用水相圈闭指数法和总水体积法,对该地区压裂层位进行水锁伤害评价。采用考虑启动压力的理论模型计算出液氮用量的理论值,分析了液氮用量与压裂后产能之间的关系,从而对水锁解除措施进行优化。研究结果表明:临兴地区较多层位存在水锁风险;对于易水锁、临界水锁层位,充足的液氮量有利于解除水锁,建议临兴地区液氮用量经验系数取4.0~5.0。该研究可为临兴致密气压裂水锁解除措施优化提供依据。

南海低渗透储层支撑剂导流能力试验研究

针对南海低渗透储层油气采出程度低、压裂难以形成高导流能力人工裂缝的问题,通过室内试验分析了储层黏土矿物含量、不同粒径支撑剂组合方式和破胶液黏度对人工裂缝导流能力的影响。在试验条件下,储层黏土矿物含量从15%增至50%,20/40目支撑剂导流能力的降低率从13.84%增至31.34%;20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例铺置时最优,该组合最终导流能力为116.7 D·cm;破胶液黏度为1 mPa·s时,支撑剂导流能力最高。试验结果表明:随着黏土矿物含量增大,支撑剂导流能力逐渐降低;支撑剂的破碎主要由于支撑剂颗粒相互挤压而非与储层的相互作用;不同粒径支撑剂组合铺置时,大粒径支撑剂占比越大,导流能力越高;随着闭合压力升高,小粒径支撑剂破碎所造成的渗透率下降是造成导流能力降低的主要原因;破胶液黏度越低,支撑剂导流能力越高。研究结果可为南海低渗透油气藏压裂选层和优化压裂方案提供依据。

先导区致密气生产动态跟踪评价及管柱优化研究

为动态跟踪评价生产气井积液趋势,针对常规稳态方法无法量化评估气井非稳态生产参数的问题,运用动态仿真模拟方法,得到致密气典型井A沿井筒温压场剖面随时间变化趋势,预测压后投产前期井底流压9.50MPa,稳产不满4个月产能即发生衰减。受含水较高,供气不足影响,井筒下部流态以段塞流为主,液相开始反向流动,表明该井存在携液问题。结合节点分析,推荐现场及时下入1.5in速度管进行排液采气作业,现场实施后效果较好,日均油压上升12%,日均排液上升157%,产气波动幅度降低91%,产气相对稳定,为管柱优化及指导现场及时排采提供参考和借鉴。

Flow field simulation of supercritical carbon dioxide jet: Comparison and sensitivity analysis

As a new jet technology developed in recent years, the supercritical carbon dioxide（SC-CO2） jet technology enjoys many advantages when applied in oil and gas explorations. In order to study the properties and parametric influences of the SC-CO2 jet, the flow fields of the SC-CO2 jet are simulated using the computational fluid dynamics method. The flow field of the SC-CO2 is compared with that of the water jet. The influences of several parameters on the flow field of the SC-CO2 jet are studied. It is indicated that like the water jet, the velocity and the pressure of the SC-CO2 jet could be converted to each other, and the SC-CO2 jet can generate a significant impact pressure on the wall, the SC-CO2 jet has a stronger impact pressure and a higher velocity than those of the water jet under the same conditions, the maximum velocity and the impact pressure of the SC-CO2 jet increase with the increase of the nozzle pressure drop, under the stimulation condition of this study, the influence of the SC-CO2 temperature on the impact pressure can be neglected in engineering applications, while the maximum velocity of the SC-CO2 jet increases with the increase of the fluid temperature. This paper theoretically explores the properties of the SC-CO2 jet flow field, and the results might provide a theoretical basis for the application of the SC-CO2 jet in oil and gas well drillings and fracturing stimulations.