井筒环空稳态多相流水动力学模型

基于井筒环空气液两相流流型的分类及特点,建立适合于直井、斜井的井筒环空段塞流、环状流水动力学模型及环空流型过渡准则。基于井筒环空多相流特性,以液膜区域为控制单元,考虑油管膜、套管膜双层液膜的存在及气芯中液滴对质量、动量传递的影响,推导了环空段塞流、环状流质量、动量守恒方程,得到了段塞流与分散泡状流、泡状流及环状流间的流型过渡准则。根据已发表文献中的实验条件,采用本文模型与校正后的圆管模型预测了不同气、液相表观速度下的流型、持液率及压力梯度。结果表明:采用本文模型可以比较准确地预测环空流型、持液率及压降梯度,且预测持液率、压力梯度的准确性优于校正后的圆管模型。

煤层气直井井筒环空压力模型

为实现煤层气直井排采各阶段井筒环空压力分布的计算,为煤层气井的控压排采提供指导。结合国内煤层气井的生产实际,研究了以油管排水、环空产气为生产方式的煤层气直井,在排采各阶段的井筒内流体分布状态。提出了环空内的纯液流仅出现于煤层气解吸产出前;气液两相流阶段的环空内仅产生泡状流与段塞流;环空内气体上升不携液。基于此,采用水动力学方法,建立了3个井筒环空压力模型,分别为环空液体单相压力模型、环空气液两相压力模型以及环空气体单相压力模型,并给出了模型间的过渡条件及模型求解步骤,从而实现煤层气直井排采各阶段的环空压力分布计算。经41口井、共71组实测数据验证,所建立的3个环空压力模型,其计算结果与实测值的平均误差依次为:2. 70%,7. 96%及3. 80%,对煤层气直井井筒环空压力的计算具有一定准确性与实用性。

深水钻井井筒环空气体上升速度研究

在深水钻井的过程中,及早准确地监测到气侵的发生对于钻井安全至关重要。在哈格多恩和布朗方法的基础上建立了深水钻井气侵发生后气体上升速度模型,针对井斜角对气体流型划分原则的影响及气体滑脱速度的改变进行了修正,结合气侵后井筒气液流动规律,实现了气侵发生后气体到达海底井口时间的实时计算,所得结果能够有效反映深水斜井钻遇气侵后井筒环空的流动规律,对于气侵及井控的监测具有重要意义。

寄生管充气钻井环空多相流流动特性研究

针对寄生管充气钻井技术的特征,选用Hasan多相流计算模型,确定了井筒环空的流型和压降计算方法,给出了编程求解的计算流程。利用新疆某充气欠平衡井的数据进行计算,对井筒压力、流型变化、含气体积分数随注气量、钻井液排量、井口回压的变化规律进行了研究。在寄生管充气钻井的过程中,井筒环空压力随注气量的增大而减小,随钻井液排量的增大而增大,随井口回压的增大而增大。井筒环空中的含气体积分数随注气量的增大而增大,随钻井液排量的增大而减小,随井口回压的增大而减小。井筒环空中的流型转换点随注气量的增大而下移,随钻井液排量的增大而上移,随井口回压的增大而上移。

环空水泥浆顶替界面稳定性数值模拟研究

借助计算流体力学(CFD)软件FLUENT6.0,利用流体体积法(VOF)对环空内水泥浆顶替进行了数值模拟,模拟环空井筒长为10m,外径为0.112m,内径为0.089m。在不同流态、不同流动雷诺数和不同环空无量纲偏心度的条件下进行了计算,得到了顶替速度及偏心度对顶替效率以及界面稳定性的影响规律。与实验数据对比表明,数值模拟得到的结果与实验结果相吻合。模拟结果表明,降低套管偏心度及进行湍流顶替或低速下的层流顶替有助于界面稳定和提高顶替效率。

考虑储层与井筒特征的高温高压水平井溢流风险评价

考虑气体物性的影响,优选适用于高温高压水平井的气侵模型,分析储层渗透率、裸眼段长度、负压差等储层参数对气侵量的影响。基于建立的井筒环空瞬态多相流动模型,研究高温高压水平井溢流期间的含气率、泥浆池增量、井底压力的变化规律。基于此,评价储层渗透率、水平段长度、负压差对溢流风险的影响,与直井溢流风险进行对比分析。基于模拟结果发现:储层渗透率较低(小于2×10 ^-3 μm^ 2)、负压差较低(小于2 MPa)、水平段长度较小(小于10 m)、钻进储层厚度较小(小于5 m)时,气侵速度小,井底压力及溢流体积变化小,溢流风险小,不易发生井喷;相同条件下,直井溢流风险要高于水平井;在长水平段、厚度大、渗透率大的情况下,溢流风险较大,需优化配置钻井液密度、及时监测钻井状态才能显著降低目标井溢流井喷事故风险,为安全、经济、高效的开发高温高压油气藏提供理论依据。

前置液流变性对顶替界面稳定性影响的数值模拟

借助计算流体力学(CFD)软件FLUENT 6.20,对环空井筒内水泥浆顶替过程进行了数值模拟,模拟环空井筒外径0.24 m、内径0.18 m、高8 m。在顶替速度为0.4 m/s、偏心度为0.4的条件下,计算得到了顶替界面形状以及前置液流变参数屈服应力、稠度系数和流性指数对顶替界面稳定性及顶替效率的影响规律,并对数值模拟结果进行了实验验证。数值模拟结果表明,降低前置液的屈服应力、稠度系数及流性指数有助于提高水泥浆和前置液之间界面的稳定性和顶替效率。固井设计时要考虑界面的稳定性,对前置液流变参数进行调整。

深水井筒天然气水合物形成预测及风险评价

深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK水合物动力学模型和OLGA多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800~1000 m的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理论指导。(图6,表4,参27)