地面喷射引流器结构参数优化及工作性能模拟

为了解决地面喷射引流器的结构参数及工作参数对其工作性能影响规律性认识的问题,以及地面喷射引流工艺效果不显著的问题,以四川某井组为例,利用气动力函数法初步设计了喷射器的结构参数;采用数值模拟方法,以引射系数为性能指标参数,分析了气相喷射器的内部流场;同时对气相喷射器的结构进行了优化,得到了结构尺寸参数和运行工况参数对引射系数的影响规律及喷射器最佳结构尺寸。研究结果表明,在设计工况下喷嘴出口倒角对引射性能的影响较小,角度在3.5°~5.0°均能较好工作,喷嘴距的长度与喷嘴喉部直径比为1.5,混合管截面段与喷嘴喉部最佳直径比为1.64。壅塞状态(临界流)下,增大引射压力能够提升引射系数,降低出口压力并不能提高引射系数;非壅塞状态下,增大工作压力、引射压力和减小出口压力均能提升引射系数。研究结果可为地面喷射引流效果的因素及规律提供新的认识,并为喷射器结构参数优化设计提供重要理论依据。

超高压产水气井可视化井下节流模拟实验及嘴流模型评价

井下节流可有效防治井口水合物、简化地面流程、降低成本,但该工艺用于超高压产水气井时,气液两相管流和嘴流之间相互影响,使部分井的日产气量与设计值误差较大,准确预测气液通过井下节流器的流量和压降,对指导工艺设计至关重要。为此,在搭建可视化实验装置的基础上开展了井下节流模拟实验研究,分析了不同流型下的气液两相嘴流动态,根据节流器上游流型将实验数据进行划分,评价了现有4种工程常用嘴流模型在不同流型下的表现。研究结果表明,段塞流、搅动流和环状流关于质量流量预测采用的数学模型,分别推荐Ashford模型(相关系数R^(2)=0.92)、Sachdeva模型(相关系数R^(2)=0.80)和Al-Safran模型(相关系数R^(2)=0.96)。选取双探8井开展现场应用,确定节流器下入深度为3000 m,判断流型为搅动流,选取Sachdeva模型计算节流器嘴径为5.3 mm。模型评价结果可为产水气井井下节流工艺设计提供理论依据和指导。

多管柱热应力模型预测采气井口装置的抬升

井口装置抬升现象常见于稠油热采井、注采井,生产气井却十分罕见。由于高产气井在生产过程中井口温度高,大温差使得井口附近自由段套管产生热应力变化,进而导致井口装置抬升,破坏气井完整性、损坏地面流程,引发灾难性的后果。为此,分析了因大温差导致套管热应变而引起井口装置抬升的机理,建立了气井井口装置抬升的多管柱热应力模型,并对井口装置的抬升高度进行了实例计算,其预测结果与实际监测结果十分接近,预测结果可靠。研究认为:随着气井产量的增加,井口温度逐渐升高,井口装置抬升高度将不断升高;而表层套管自由段长度对井口装置的抬升高度最为敏感,多层套管固井质量差时对井口装置抬升高度影响较大。最后指出了气井井口装置抬升带来的安全风险,并提出大产量气井应以保证固井质量、合理配产以及加强气井环空压力监测等3项技术措施来预防、监测采气井口装置抬升。

四川盆地气田排水采气工艺技术研究与应用

四川盆地气田气藏大部分都是有水气藏,由于气藏产水,对气井的生产造成严重的危害,产量急剧递减,水淹停产井逐年增多,成为气田生产的突出矛盾。20多年来,四川盆地气田的采气工作者,经过不懈努力,发展了一套具有四川盆地特色的排水采气工艺技术。介绍了四川盆地排水采气工艺技术的研究历程,对排水采气工艺技术的研究与应用取得的成果进行了总结,并对今后的技术发展提出了建议。

国外采气工程技术现状及发展趋势

随着世界各国对能源的进一步需求和对环境问题的日益关注,天然气受到了普遍重视,发展采气工程技术已成为当代世界潮流。近年来国外的采气工程技术已有很大进步(在常规完井技术基础上发展了含酸气井的完井技术,大产量气井的完井技术,水平井、分支井和老井侧钻井的完井工艺技术,并向智能完井技术方面发展,完井工程逐渐和气藏管理逐步结合起来,其完井工程理论先进、完井设计方法系统,在天然气藏勘探开发领域中得到了广泛的应用)。重点介绍了国外在完井、压裂酸化、人工举升、修井及室内实验技术等各方面的发展现状和发展趋势,对国内采气工程技术的发展具有很好的借鉴意义。

气体加速泵排水采气举升效率研究

气体加速泵是结合气举工艺和喷射泵工艺的优点而发展起来的一种开采工艺设备,在国内外都有较广泛的应用,但对其举升效率和两相流方面的研究还未曾见报道。研究了气体加速泵的工艺原理以及气举的举液机理研究现状,从气举能量角度建立了气体加速泵排水采气举升效率计算模型。模型考虑了压能、热能、位能、膨胀能以及动能。算例分析表明,气体加速泵能较大幅度地提高气体举升效率。比较无滑脱压力梯度和Hagedorn-Brown方法以及Schmidt计算的压力梯度与实测压力梯度,表明气体加速泵能充分减小两相流压力损失。

气体加速泵排水采气工艺技术应用与展望

介绍气体加速泵的结构、工艺原理及现场试验情况。通过室内实验和研究,并在蜀南气矿S1、S2井进行了先导性试验,对其在有水气田的应用作出了适应性评价。

变速电潜泵排水采气井数据分析诊断技术

通过对电潜泵排水采气井数据分析诊断技术的研究并结合SC - 4数据采集仪在现场的应用 ,为优化入井设计参数 ,提高实施的成功率及入井安装质量 ,加强运行过程中动态实时监测 ,及时分析机组运行情况 。

四川盆地震旦系气藏大斜度井水平井酸压技术

四川盆地震旦系灯四段碳酸盐岩储层溶蚀孔、缝、洞发育,储集空间类型复杂,具有埋藏深、高温、高压、强非均质性、高含H_2S、CO_2等酸性气体的特点,对现有储层改造工艺技术提出了挑战。大斜度井/水平井储层改造的关键是长改造井段酸液布置和酸蚀裂缝深穿透沟通储层天然缝洞系统。根据储层地质及地应力分布特征,优化并形成了大斜度井/水平井机械分层分段改造工艺,纵横向上层间或段间物性差异大的裸眼完成井,采用封隔器实现分段改造;层内或段内物性差异大的射孔完成井,采用可降解暂堵材料实现分层改造。天然缝洞发育的裂缝-孔洞型储层采用缓速酸酸压技术疏通天然缝洞系统,对于裂缝-孔隙型及孔隙型储层,采用前置液酸压技术形成深穿透酸蚀裂缝沟通孤立的天然缝洞系统,形成的两种大斜度井水平井酸压技术现场试验取得了一定程度的储层改造效果;探索了滑溜水+自生酸+胶凝酸的复杂缝网酸压工艺,一定程度上提升了储层改造效果。

非均质碳酸盐岩油气藏酸压数值模拟研究进展与展望

要实现深层、超深层海相碳酸盐岩油气藏的高效开发,亟需相关酸化压裂技术理论的突破与创新。为了指导多种酸压工艺的现场实践,通过系统梳理和总结酸压数值模拟技术的已有研究成果,结合目前深层、超深层海相碳酸盐岩油气藏酸压工程的技术需求,探索研究了当前酸压数值模拟面临的新挑战和需要突破的方向。研究结果表明:①酸压三维数值模拟基于解耦思想,将酸压模型分为水力裂缝初始形态构建、酸刻蚀模拟及导流能力计算等3个模块,其中酸刻蚀模拟模块是酸压数值模拟的核心;②地质统计学参数方法在水力裂缝初始形态建模中的应用已较为成熟,酸刻蚀模拟通过N-S方程组、酸平衡方程、酸液滤失模型及酸岩反应溶蚀力方程耦合求解,已初步实现了精细化和油藏工程尺度的模拟,酸蚀裂缝导流能力的计算主要基于局部立方定律进行求解,并考虑了多重因素对导流能力的影响。结论认为,酸压数值模拟面临的新挑战包括酸液在复杂流动介质中的多场耦合高效计算、酸刻蚀过程的精细模拟、酸蚀裂缝导流能力的准确计算以及酸压数值模拟与酸压工程应用的匹配;需要突破的方向是实现多场、多尺度的酸压数值模拟。

水力裂缝形貌对酸刻蚀行为及导流能力影响

目前酸压裂缝导流能力实验多采用光滑岩板模拟地层水力裂缝,忽略了裂缝粗糙形貌对酸刻蚀行为、导流能力影响。采用自研装置"酸压裂缝导流能力测试系统",分别用光滑岩板、粗糙岩板模拟光滑裂缝、粗糙裂缝,研究了不同注酸排量、注酸时间下两种不同形貌水力裂缝的酸刻蚀行为和导流能力特征。结果表明,酸刻蚀后光滑裂缝轮廓线迂曲度增加;粗糙裂缝相反,酸刻蚀作用体现为削"峰"深"谷"。增加注酸排量或注酸时间,粗糙裂缝的高程变化、裂缝宽度、酸溶蚀量和导流能力增加幅度均明显大于光滑裂缝,且导流保持能力更好;粗糙裂缝对注酸参数变化更敏感。粗糙岩板利于真实评价储层条件下酸压裂缝导流能力,提高酸压方案设计的针对性,改善酸压效果。

超深裂缝性碳酸盐岩伤害及解堵酸化模拟

川东灯影组储层埋藏深(大于7500 m),天然裂缝发育,钻井过程中钻井液对储层伤害严重,解堵酸化是实现超深气井建产、增产的重要技术手段。因缺乏灯影组储层钻井液伤害机理及解堵酸化效果实验,使得酸化工艺的选择和注酸参数优选缺乏针对性。以川东灯影组岩样为实验样品,模拟储层条件下天然裂缝宽度在10~250μm范围的钻井液伤害和酸化过程,并研究了注酸参数对酸化效果影响。结果表明,当缝宽小于80μm时,钻井液伤害主要集中在裂缝入口端;当缝宽大于80μm时,钻井液可伤害整个裂缝壁面;随着裂缝宽度的增加,钻井液伤害程度先增加后减小,当缝宽为200μm时钻井液伤害最严重,渗透率伤害率为96.53%。当缝宽小于10μm时,酸液难以突破岩样,解堵效果较差,建议在限压条件下,尽可能提升注酸排量增加缝宽,提高酸化效果;当裂缝宽度为80μm时,解堵效果非常好,渗透率恢复率至507%;当缝宽大于200μm时,受裂缝面钻井液滤饼影响,胶凝酸解堵效果一般,建议采用复合解堵酸化工艺,解除裂缝面滤饼伤害。当注酸排量为4 m^3/min,注酸时间为60 min时可以获得较好的酸化效果。实验结果可为超深裂缝性碳酸盐岩解堵酸化工艺及注酸参数优选提供实验依据。

油套环空带压气井漏点位置放压诊断研究

高压含硫气井中天然气通过完井管柱渗入油套环空的情况较常见,环空压力超过额定承压能力时,气井将面临较大泄漏风险。漏点位置是适当控制油套环空压力、制定处理措施的重要参考数据。下入漏点检测仪器可确定漏点位置,但是影响生产,费用高,目前应用较少,因此有必要研究漏点位置地面放压诊断方法。基于多相流原理,首先研究了油套环空带压的原因与过程,提出了3类带压原因及其特点,5个气体窜入环空的过程与带压特征,然后针对完井管柱渗漏引起的油套环空带压,依据长时间渗漏后达到压力平衡的原理,建立起压力平衡模型,在此基础上依托多相流计算形成漏点位置计算方法。将油套环空放压测试与漏点位置计算方法相结合,进一步形成漏点位置放压诊断方法,并开展现场应用,确定了漏点大致位置,对油套环空带压气井的生产管理提出了有效建议。形成的漏点位置放压诊断方法为简便有效地粗略确定漏点位置提供了途径,对气井的生产管理和措施制定具有重要作用。

川东地区超深超高温储层高温胶凝酸酸岩反应动力学室内研究与实践

酸岩反应动力学参数是分析酸岩反应特征、评价酸液体系及酸压设计的关键基础参数,为正确分析酸岩反应速率规律、指导酸压施工设计提供基础。通过开展用于四川盆地川东下古生界-震旦系的180℃高温胶凝酸酸岩反应动力学实验,建立了酸岩反应动力学方程,得到了180℃、500 r/min、7 MPa条件下,酸岩反应级数m=0.696 9,反应速度常数K=1.09×10^(-4)(mol·L)^(-m)·mol/(cm^2·s),反应速度方程为J=1.09×10^(-4)C^(0.696 9);其活化能Ea=23 706 J/mol,酸岩反应动力学方程为J=0.070 5e^(-23 706/RT)C^(0.696 9);并明确了胶凝酸的温度、酸液浓度对反应速度的影响程度。

深层长水平段页岩气井趾端压裂滑套的研制

为打破国外公司的技术垄断、解决国内深层长水平段页岩气井第一段储层改造面临的技术难题,在明确应用环境及施工要求的基础上,开展了结构设计、室内试验与评价、配套固井工艺研究,研制出了一种能够满足高温、高压固井及大排量压裂施工要求的趾端压裂滑套,并在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区内的长宁H7-5井开展了现场试验。结果表明:(1)自主研发的趾端压裂滑套通过井口打压的方式打开,形成第一段压裂或泵送通道,可替代连续油管第一段射孔作业;(2)趾端压裂滑套采用内表面特殊涂层设计、内滑套上行开启结构以及压裂喷砂孔暂堵设计,可提高滑套在固井环境中的适应能力、降低固井水泥对滑套正常开启的影响;(3)趾端压裂滑套采用破裂盘破裂开启滑套的方式,可提高滑套的开启精度,保证在高温、高压条件下工具能够精确开启。结论认为,所研制的趾端压裂滑套现场工艺操作简单,工具性能稳定、可靠,开启精度高,各项指标均达到了页岩气水平井固井、压裂设计和施工的要求,提高了施工作业的效率,降低了作业的风险和成本,在深层长水平段页岩气井第一段储层改造中具有较好的推广应用前景,对于深层页岩气藏实现效益开发具有重要的现实意义。

页岩气井压裂返排液损害实验评价及机理研究

页岩气井通过大规模水力压裂形成复杂缝网,泵入的压裂液会与页岩相互作用,一方面通过自吸进入储层深部无法返排,另一方面压裂液会与页岩相互作用致页岩和液体特性都发生不同程度的变化,产生胶体残渣,造成页岩微粒运移。页岩储层普遍具有孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,压裂液滞留于地层以及破碎支撑剂、胶体残渣和裂缝面破碎页岩微粒是否会对储层造成损害,文章从常规驱替损害害评价和自吸损害评价着手研究了页岩气井压裂损害机理。研究结果表明,页岩自吸致裂缝起裂扩展的积极作用和压裂液滞留于储层堵塞孔隙吼道的消极作用是同时存在的,裂缝发育程度的不同二者各自所起的主导作用是有差异的,对于微裂缝发育的储层,在导致水相圈闭损害的同时也可能诱发基质微裂缝的起裂扩展。返排液固相微粒对页岩储层的损害随岩样/裂缝尺度而呈现差异性,对于渗透率较高的裂缝流动通道,以固相堵塞和液相圈闭为主,且损害后渗透率难以有效恢复。研究结果对于针对页岩气井储层特征优化、页岩气井的关井时间和制定返排制度起到很好的指导作用。

高温高压井下工具试验系统的研制与应用

针对现有井下工具测试系统存在功能单一、操作复杂、运行能耗高以及检测范围窄等问题,结合川渝气田井下工具应用环境特点和性能测试需求,研制了DTTS-200-140高温高压井下工具试验系统。该试验系统具备在压力140 MPa、温度200℃、拉压载荷300 kN和扭矩载荷10 kN·m条件下开展井下工具性能测试的能力。试验井筒采用悬挂内衬套方式并利用压环快装结构和组合式密封替代螺纹连接,提高了系统密封可靠性,采用智能温控技术在保证热效率的同时最大程度地实现了节能降耗,配置液压式自动锚定装置提升了力加载试验机的稳定性和安全性。利用试验系统开展了可钻式复合桥塞和延迟开启式套管趾端滑套性能试验,获取了复合桥塞坐封力和套管趾端滑套开启压力值等关键数据。试验结果表明,复合桥塞坐封及密封性能符合设计要求,滑套的延迟时间和开启压力值与设计相符合,充分检验了试验系统性能的可靠性。该系统的研制成功为井下工具入井前的性能检测和质量评估提供了技术支撑。

页岩复杂裂缝支撑剂铺置实验装置的研制及应用

页岩储层脆性大、天然裂缝和水平层理发育,体积压裂过程中容易发生剪切滑移和张性破坏而形成复杂裂缝。压裂过程中支撑剂能否进入复杂裂缝,并在主裂缝和分支裂缝中形成有效支撑,决定了复杂裂缝的导流能力和体积压裂的增产效果。通过将无序的复杂裂缝离散化得到正交立体的复杂裂缝物理模型,自主研发设计了模拟裂缝复杂程度处于国内领先的复杂裂缝实验装置,并形成了整套页岩复杂裂缝中支撑剂铺置特征实验装置,结合现场施工参数,研究支撑剂性能参数、排量、砂浓度、液体黏度、裂缝形态对页岩储层复杂裂缝中支撑剂铺置特征影响,在实验结果及分析的基础上,应用敏感性分析方法,分析复杂裂缝中支撑剂铺置特征的影响程度,按影响因素敏感性大小排序依次为裂缝形态、支撑剂性能、液体黏度、排量、支撑剂浓度,该实验装置及研究成果可为页岩气体积压裂入井材料优选、施工参数优化提供有力的实验支撑。

长宁区块页岩水化起裂机理及应用

页岩储层大规模水力压裂后,大量压入地层的压裂液滞留在页岩地层中,会导致页岩与压裂液发生水化起裂作用,影响压后返排规律。为了探索页岩水化起裂机理,文章开展了压裂液对页岩的伤害实验、页岩的自吸及水化起裂实验,实验结果表明,压裂液滞留地层的积极作用(裂缝起裂扩展)和消极作用(水相圈闭损害)是同时存在的;页岩的自吸过程具有相同的趋势,可分为快速渗吸段、过渡段和平稳段三个阶段,不同的页岩裂缝发育程度、黏土矿物含量及浸泡时间对页岩自吸量的影响是不同的;页岩自吸后会引起页岩的裂缝扩展及次生裂缝的产生,增加裂缝复杂程度。同时,建立了页岩水化起裂预测模型,编制了页岩水化起裂分析软件,能够准确的预测页岩水化起裂情况。结合长宁区块A井区页岩气井焖井时间与测试产量关系统计,长宁区块最优的焖井时间为5~10 d,研究结果对于页岩气井焖井时间优化具有较好的指导意义。

非均质碳酸盐岩裸眼水平井/大斜度井酸压精细分段技术

水平井/大斜度井裸眼完井+分段酸压是高石梯磨溪地区灯影组低孔低渗气井建产、增产的主要技术。储层钻遇井段长,非均质性极强,酸压裂缝在长井段上的合理部署是影响酸压效果的关键。针对酸压布缝难题,降低致密条带对酸压效果影响和判定酸压裂缝起裂位置,采用油藏数值模拟方法,建立灯四段储层精细分段地质模型,明确了致密条带对酸压效果影响;基于弹性力学理论,改进了大斜度井破裂压力剖面预测模型,计算了长井段破裂压力剖面;形成了考虑致密条带"屏障"作用选取"地质甜点"和基于长井段上"破裂压力"分布选取"工程甜点"的"双目标"精细布缝方法。结果表明,当致密条带厚度大于35 m时,具有明显的"渗流屏障"作用。GS30井采用精细布缝技术,获得103.96×10~4m^3/d高产,其为邻井同层大斜度井/水平井的1.5~1.8倍,建议持续推进现场试验,进一步完善本技术。