考虑分段流变模式的深井井筒压力精确预测模型

超深井、特深井井筒温度和压力分布范围宽,钻井液流变性受超高温超高压影响显著,基于常规流变模式的井筒压力预测误差较大,文章通过开展温度为20~220℃、压力为0.1~200 MPa的水基钻井液和油基钻井液流变性测试实验,提出了不同温度和压力范围内的钻井液分段流变模式优选方法,建立了考虑多因素综合影响的钻井井筒压力精确预测模型。研究结果表明,随着温度和压力的变化,钻井液流变曲线的变化规律不一致,单一流变模式无法完全表征钻井液的流变特性;赫巴流变模式对100℃以下的水基钻井液和140℃以下的油基钻井液的流变性适用性更好,其他温度范围内罗斯流变模式的适用性更好;分段流变模式对井底压力的影响较为明显。将模型的计算结果与实测数据进行对比,发现井底压力预测误差在0.3 MPa以内,立管压力预测误差小于0.6 MPa;相对于油基钻井液,水基钻井液中的井筒压力预测误差更小。研究结果能够为超深井、特深井井筒压力精确预测奠定理论基础。

气井井筒堵塞原因分析及解堵工艺研究进展

随着天然气气田的开发,井筒堵塞问题逐渐凸显,井筒堵塞给生产带来诸多负面影响,如作业时间延长、产能下降、采收率降低以及储层应力状态改变等问题。因此明确气井堵塞的原因,选用正确的解堵工艺十分关键。通过对不同类型堵塞物的成因、机理及其危害性展开分析,结合解堵工艺的研究进展,对不同类型的堵塞提出针对性的解堵技术,探讨了工艺的原理、工艺的优缺点及其适用性,为解堵技术的深入研究和在气田的现场应用提供参考。

天然气井井筒解堵工作液的研究进展

通过文献调研,分析了各种井筒解堵工作液的解堵机理,综述了各类型常用井筒解堵工作液的应用进展及优缺点;介绍了有机解堵工作液、有机缓释微乳酸解堵工作液、复合型解堵工作液等新型解堵工作液的研究进展;分析了解堵工作液在制备与实际应用过程中存在的问题,并提出了未来解堵工作液的发展趋势。

高气液比油井井筒压降实验及理论模型研究

深层、超深层油藏中普遍存在着高气液比油井,具有井筒压降大、流动规律复杂的特点。准确预测井筒压降、气体析出位置以及含气率等井筒流动参数对于油井停喷时机预测以及人工举升工艺设计至关重要。为此,文中开展了油-气-水三相流动规律模拟实验,分析了气流速、液流速、含水率和井斜角等参数对持液率的影响规律。基于实验结果分析低压实验与高压气井流动相似性,考虑压力变化对气相密度的影响,修正了气液相无因次准数,建立了新持液率计算模型,模型与实验结果相对百分误差和绝对百分误差仅为0.88%和12.50%。进而建立了高气液比油井井筒压降预测模型,采用47口油井现场实际生产测压数据验证新压降模型,结果表明新模型相对性能系数在所有评价模型中最低,仅为0.22,表明模型预测精度高,能够满足工程需求。

沥青质颗粒在垂直井筒中的运移特征流速

为防止沥青质沉积堵塞油井,需明确垂直井筒内流体携沥青质颗粒运移特性。通过静态沉降试验探究不规则形状沥青质颗粒沉降末速规律,采用垂直井筒液携固流动试验装置研究不同因素对沥青质运移临界流速的影响程度,建立沥青质颗粒沉降末速和运移临界流速计算公式。结果表明:沥青质表面不均匀性增大了沉降阻力,使沉降等效直径小于颗粒实测粒径;运移临界流速与颗粒粒径成正比、与液相黏度成反比,颗粒体积分数对运移临界流速影响较小;相同条件下流体携沥青质运移临界流速为沉降末速的1.182倍。

基于弹塑性井周的井筒-射孔地层破裂压力预测模型

深部“高地应力、高温度、高地层压力”的赋存条件,使储层呈现脆性-延性-应变硬化的塑性特征。针对深部塑性储层的水力压裂改造,存在人工裂缝起裂、延伸压力高的挑战。本文通过开展实时高温高围压的储层岩石三轴压缩实验,明确了储层岩石的塑性破坏特征。建立了深部储层岩石的塑性硬化本构模型,推导了井周的弹塑性应力场分布。结合断裂力学理论,建立了考虑井周塑性区的射孔尖端应力强度因子计算模型,并提出相应的迭代求解方法。采用模型预测室内实验与新疆某油田实际条件下的水力压裂裂缝起裂压力,模型预测结果与实测结果对比表明,考虑弹塑性井周应力场的破裂压力预测值比实际压裂预测值高,储层塑性特征不利于水力裂缝的起裂。模型预测值与油田实测结果的误差为6.6%,验证了模型的可靠性。考虑弹塑性井周的破裂压力预测模型可保证压裂设计的安全性,为深部储层的压裂方案设计提供有效指导。

基于岩体质量的井筒保安矿柱优化与应用

为兼顾井筒稳定和减少资源的不必要浪费,在常规的岩层移动角井筒保安矿柱圈定法基础上,采用工程类比法,将Ⅱ级岩体质量围岩部分的井筒保安矿柱尺寸优化为80m,形成上部台体下部圆柱体的保安矿柱。同时对优化后的保安矿柱周边压覆资源采取控制采场顶板暴露面积和分层充填的保护性开采措施。数值模拟结果表明:按优化后的保安矿柱范围开采周边矿体后,地表井架、卷扬机房及井筒内壁变形量均未超过最大允许变形值,说明优化方案具有可行性。

MIT测井数据的点云转换及井筒形变诊断

针对多臂井径仪(MIT)采集井筒内壁空间位置参数可视化需求,现提出将其转换为点云数据,再通过对数据模型诊断分析得到井筒的形变类型。建立MIT测井过程可视化模型,通过引入柱面坐标来标定每个测点三维坐标;将每个测点的空间位置信息由极坐标转换为直角坐标,形成点云模型。采用所提方法将SH54井风险段处MIT数据成功转换为点云数据,并对该井470~471 m处的点云模型以类似CT横断扫描诊断的方式进行平铺展开,利用曲线拟合、面积计算得到SH54井在470~471 m处每个横断面的实际轮廓线和实际面积。结果表明:利用该方法生成的点云模型通过图表对比分析,可推断出该井段产生了非对称挤压缩径形变。

考虑产水量变化的气井井筒结垢堵塞预测

为提高气井解堵措施的针对性,综合考虑气井井筒无机物结垢的热力学和动力学影响,特别是考虑气井产水量变化与垢在井筒内壁的黏附系数,建立了气井井筒结垢堵塞预测模型,并应用于靖边气田。结果表明:基于平滑指数法预测了气井日产水量,预测时间越长,累积产水量的误差越小。加权系数α越小,预测结果越精准,模型中α取0.2;通过现场生产资料拟合,垢在井筒内壁的黏附系数取0.001时,能够取得较为满意的预测结果;现场应用结果表明该模型预测的结垢堵塞物组成和堵塞程度与现场相符,对气井井筒除垢解堵措施具有指导意义。

瓦斯蓄热氧化井筒加热系统智能化研究

针对瓦斯蓄热氧化井筒加热系统存在的智能化水平落后于实际生产需求,影响生产效率和生产安全的问题,在原瓦斯蓄热氧化井筒加热控制系统初步具备远程控制的基础上,开展了智能化相关研究。介绍了瓦斯蓄热氧化井筒加热系统的工艺单元结构,重点分析了系统监控远程化、调控智能化、故障诊断智能化等方面的研究。某煤矿瓦斯蓄热氧化井筒加热系统智能化改造的应用案例表明:改造后的系统实现了远程监测及控制、故障智能化诊断及智能化调控功能,提高了装置运行安全性和经济性。

低浓度瓦斯井筒加热智能远程监控技术研究

针对低浓度瓦斯井筒加热,设计一套瓦斯蓄热氧化井筒加热远程监控系统。首先,根据低浓度瓦斯蓄热氧化井筒加热系统的特点,设计系统的总体架构;其次,对井筒加热远程智能监控系统的硬件系统设计、组成和配置进行详细的阐述;再次,对该监控系统的软件系统总体要求进行分析并详细介绍软件系统的组态过程;最后,对系统应用功能和界面进行展示。通过该监控系统,可以实现远程查看现场工业电视监控画面,了解现场设备运行情况,保障系统安全可靠运行。

深井超深井注入过程井筒温度场模型研究及应用

低温流体的注入过程若使井筒温度场发生较大变化,管柱会因温度变形而产生较大的附加轴向力,导致管柱变形和封隔器失封。为此,考虑深井、超深井井身结构特点及地层传热机理,根据能量守恒定律和热力学定律,建立深井、超深井注入过程井筒温度场模型。采用稳态假设消除时间项并连续使用解析法得到模型解析解,结合某超深井井身结构与施工参数,分析了复杂井身结构和地层温度对计算结果的影响,得到了不同注入温度和排量下井筒温度分布规律。研究结果表明,考虑复杂井身结构后模型精度更高,与井底温度的绝对误差为-0.56%,不考虑复杂井身结构的绝对误差为1.52%;地层温度对井筒温度的影响较小。研究结果可为管柱力学分析提供数据支撑、为作业参数优化提供理论依据。

控压固井注入阶段井筒压力预测模型

控压固井技术在应对窄密度窗口地层固井难题时具有显著优势,但目前对注入阶段井筒压力的预测模型研究较少。结合控压固井的工艺流程,将注入阶段分为4个环节。基于流变学理论、井筒传热学理论和压力场理论,考虑注入阶段多流体间流变性能的差异,建立了温度-压力-流体性能参数耦合模型,并采用四循环迭代方法进行求解。以X井的控压固井参数为例进行了模拟计算,预测结果误差较小。对控压期间井筒的温度场、压力场和环空ECD进行了分析,研究结果表明,温度场在不同时间段对井口回压的影响规律不同,当环空流体结构为多液柱结构时,井口回压对温度的敏感性较小;井筒压力变化规律受流体位置的分布影响较大;在其他条件不变的情况下,提高注入排量会增加作业密度窗口,但环空最大ECD基本不变。根据研究结果提出了对应的改进思路,以便对控压参数进行更好地设计。

基于Web端的三维井筒几何模型及信息可视化方法

为解决当前井筒可视化实现过程复杂、展示内容单一、实用性不强的问题,基于Three.js框架提出了一种适用于实际井眼轨迹与三维可视化井眼轨迹坐标信息的数据处理与映射方法,研究了一种新的基于Web端的三维井筒几何模型及井筒信息可视化方法。结果表明:通过该方法可以更加直观地观察井眼轨迹变化规律,展现反映井径变化的三维井筒。同时,自然伽马值、环空压力等测井录井信息以及地层岩性信息也可以较为方便地沿井筒通过颜色或者井径变化所展现。此外,通过敏感性分析,揭示了可视化效果与井径缩放因子、井眼轨迹缩放因子、井筒信息缩放因子的规律,有效提高模型仿真可视化效果,还提供一种用于展示井筒内部数据变化规律的井筒漫游方法。研究结果为油气钻探过程及钻遇地层的直观呈现提供了新方法。

冷冲击作用下干热岩井井筒裂纹扩展数值模拟研究

干热岩(HDR)是一种清洁可再生能源,主要通过增强型地热系统(EGS)进行开发。在EGS工程中,无论是注入井还是生产井的建设都需要采用地热钻井技术,而高温高压钻井过程中地层破裂、井壁坍塌等现象是干热岩钻井施工面临的重要问题。在温差作用下,岩石的矿物颗粒由于其热膨胀、冷收缩特性的差异性,矿物颗粒之间产生温度应力,导致岩体发生热破裂。本文借助RFPA数值模拟软件,对干热岩开采过程中井筒花岗岩冷冲击作用下的裂纹扩展进行研究。结果表明:井筒模型在冷冲击过程中,岩石表面拉应力随着冷冲击时间的增加,先升高至峰值后缓慢下降。裂纹扩展可以大致分为前、中、后期。冷冲击前期,井筒周围出现环形拉应力区,开始出现均匀的微小裂纹。冷冲击中期,随着时间的增加,拉应力区逐渐向井筒外围扩展,裂纹随着拉应力区向外扩展。冷冲击后期,拉应力大小逐渐降低直至小于模型抗拉强度,裂纹扩展速度减缓直至停止扩展。围压、井径、温度对井筒围岩冷冲击时的破坏损伤效果影响显著,其中,温度对冷冲击裂纹扩展起到促进作用,围压对冷冲击裂纹扩展起到抑制作用,井径对冷冲击裂纹扩展起到促进作用。

水压-应力作用下井筒围岩的破坏机理与控制研究

本研究结合曹家滩煤矿井筒围岩在穿越地层时受到了水压弱化作用的实际情况,采用查阅资料、现场查勘、理论分析、公式计算、数值模拟等研究方法,开展了该煤矿主斜井围岩在水压-应力作用下的变形破坏与控制研究。利用半圆拱形井筒断面等效表示的当量半径法,结合地层水压、侧压系数、埋深、内聚力、内摩擦角、巷道尺寸等因素,优化建立了井筒围岩塑性区分布的数学表达式,并进行了模型的数值模拟验证与公式的敏感性分析,针对层位岩性差异及水压弱化作用等主要控制因素,从抑制围岩剪切破坏发生、提高围岩内聚力及内摩擦角、开孔泄水降压、注浆驱替水源、加强原有支护的角度进行了井筒的水害治理与围岩控制。对掌握井筒周边围岩在水压-应力作用下的变形破坏规律、开展相关的数值模拟研究、进行井筒的加固与水害防治工作具有一定的参考意义。

临兴气田井筒堵塞机理及现场解堵工艺研究

临兴区块自投产以来,井筒堵塞问题日益严重,导致气井生产测试、措施作业等无法正常开展。文章结合区块堵塞物的粒径分析、无机成分XRD、红外等分析结果,明确了堵塞物成分主要包括石英、石盐、难溶盐垢(以硅铝酸盐垢为主)及少量的铁垢和固体砂砾等,主要堵塞类型为砂堵、腐蚀结垢及结盐堵塞等。通过解堵实验,优选出HYJD-10和CAWF两种解堵剂体系,静态溶蚀实验最高溶解率分别可达25.3%及18.3%,驱替实验最优渗透率的提高率分别可达105.9%及91.3%。现场结合注解堵剂、气举及泡沫流体等方式进行解堵作业,单井平均增产不小于9 000 m3/d,最高增产25 000 m3/d。本研究为致密气井井筒解堵试验提供了参考。

水平井膨胀管井筒重构技术研究及现场试验

针对新疆玛湖强非均质致密砾岩油藏低产水平井精准重复压裂工艺不成熟的难题,开展了膨胀管井筒重构技术的研究及现场试验。通过膨胀管抗内压、环空密封等系列室内全尺寸物理模拟实验,验证了膨胀管各项指标均满足高压重复压裂工况的要求,同时验证了桥射作业的有效性;开展了膨胀管有限元数值仿真模拟,明确膨胀过程Mises应力、应变及接触应力的变化规律,膨胀管在膨胀锥作用力下发生径向塑性变形,膨胀压力稳定在40~42 MPa。通过水平井膨胀管井筒重构工艺设计,支撑了玛湖地区试验井完成现场试验,试验井原127 mm套管经膨胀管井筒重构后内径达到85 mm,重构长度1041 m,重复压裂施工最高承压83 MPa,压后测井显示膨胀管完整性良好。经过室内研究及现场试验,验证了水平井膨胀管井筒重构重复压裂技术的可行性,为非常规油气藏低产井提产提供了技术借鉴。

井下双梯度控压钻井井筒多相流动规律

在陆上井下双梯度控压钻井过程中气侵是面临的主要挑战之一。研究气侵过程中,井筒气-液两相流动规律对气侵检测与处理具有重要意义。因此,文中基于钻井液、气体和空心球的质量、动量和能量守恒方程,考虑变梯度参数引起的环空变质量流动和井筒多相流行为,建立了井下双梯度控压钻井气侵条件下的全瞬态气-液两相流新模型,并利用该模型分析了井下双梯度控压钻井气侵过程中井筒内的气-液两相流动规律。模拟结果表明:变梯度参数不仅会改变气相体积分数和当量循环密度(ECD),而且能够影响气侵演变规律;井下双梯度控压钻井环空ECD整体上近似呈“折线形”分布,能够更好地适应深层超深层的窄安全密度窗口;将空心球比例、旋流分离器位置和分离效率相结合,能够灵活地调整环空ECD分布。该研究对使用井下双梯度控压钻井解决陆上窄安全密度窗口地层的钻井难题具有重要的理论和工程意义。

基于多段压裂缝-井筒耦合流动模型的页岩油水平井段长度优化研究

长水平井段和大规模体积压裂是页岩油开发的关键技术,受储层特征、压裂规模的影响,不同区块的最佳水平井段长度存在差异,需综合考虑油藏渗流和长水平井井筒流动来优选水平井段长度。北美海相页岩连续性好,相对均质,油层巨厚,长水平井段对提高单井生产效率起决定性作用,而中国陆相页岩非均质性强,平面变化快,薄互层发育,需确定合理水平井段长度实现单井提产,获得经济效益。因此,准确表征页岩油藏渗流-长水平段井筒流动对页岩油产能评价和合理水平井段长度的确定至关重要。在五区线性流的基础上,综合考虑页岩基质启动压力梯度、复杂裂缝网络非均质及应力敏感特征,建立了页岩油水平井多段压裂缝-井筒耦合流动模型,并利用摄动变换、Laplace变换对模型求解。基于多段压裂缝-井筒耦合流动模型,开展了产量评价与预测,实现了复杂裂缝网络参数反演,论证了储层厚度、裂缝条数对合理页岩油水平井段长度的影响规律,在此基础上构建了页岩油水平井段长度优化图版。结果表明,对于厚层页岩,裂缝条数是影响合理水平井段长度的主控因素。将上述模型应用于实际区块,确定了不同区块在目前储层条件下的合理水平井段长度,该研究为明确不同类型页岩油储层合理水平井段长度的确定提供理论依据。