温度-压力耦合计算井底积液高度方法研究

气井井底积液降低气井产能,实时准确地计算井底积液高度,对气井产能评价及采取合理排液采气措施具有重要作用。关井静态测量以及依靠油压、套压的变化规律分析井底积液高度具有较大局限性。本文在结合气液两相管流压力-温度耦合计算油管内流体温度分布的基础上,结合积液段油管流体温度分布,提出了利用井筒温度分布模型计算气井井底积液高度的新方法。该方法通过井口流体的实时测量温度结合井口压力、产气量、产液量、气藏温度以及井身结构数据,计算的井底积液高度具有实时性。该方法实用范围广,解决了低气液比,环空带有封隔器的气井井底积液高度计算难题。

温度-动水压力耦合作用下不同骨架沥青混合料的冲刷行为研究

为了研究温度-动水压力耦合作用下不同骨架类型沥青混合料的冲刷行为,利用自主研发的动水冲刷仪在温度为30t、40t、50t和动水压力为0.7MPa、lMPa的条件下,对三种类型沥青混合料马歇尔试件进行冲刷试验。结果表明:OGFC-16的水损坏最严重.AC-16最轻;OGFC-16的动力渗水系数最大.AC-16的最小;OGFC-16的质量损失最大为25.6%,AC-16的质量损失最小,仅为1.12%;经冲刷后.AC-16所能承受的峰值力最大,为2920MPa,OGFC-16所能承受的峰值力最小,最大仅为963MPa。

温压耦合作用下锚固界面变形失效机理

深部地层高地温、高地应力环境使巷道围岩树脂锚固支护结构稳定性降低,围岩变形有效控制问题亟待解决。因此,研究温度与压力耦合作用下锚杆杆体-树脂锚固剂界面变形破坏机理十分必要。首先,根据两淮矿区深部支护工程现状并结合室内不同温度环境下拉拔试验结果,发现高地温环境下树脂锚固体变形破坏加剧;进一步分析锚固体受拉拔荷载作用轴向、径向破坏模式,将第一锚固界面破坏分为弹性围岩-剪切-滑移型、未贯穿-剪胀滑移破坏及贯穿-剪胀滑移破坏等3种模式。其次,基于弹塑力学分析受围岩应力作用锚固界面不同破坏类型的界面受力状态,考虑高温环境下树脂锚固剂层力学强度弱化,建立温度-围岩应力耦合作用的第一界面失效破坏力学计算模型;分析围岩应力、环境温度及弹性模量比等因素变化对第一界面锚固性能影响的规律,发现第一界面极限轴向荷载随温度升高而降低,围岩处于裂隙发育或裂隙贯穿状态时,围岩应力对第一锚固界面剪切破坏影响程度较未产生裂隙时大幅度增高。最后,结合室内拉拔试验数据对比验证所推导计算方程式的合理性。研究可为深部巷道围岩稳定性控制及锚固支护参数设计提供理论依据。

球面配流副油膜动态耦合建模及求解方法

柱塞泵摩擦副多场耦合建模及求解是柱塞泵失效机理研究及可靠性提升的基础,针对双斜式柱塞泵球面配流副多场耦合模型求解难的问题,提出油膜厚度场-压力场-温度场动态耦合模型及求解方法。在球面配流副受力分析的基础上结合雷诺方程和能量方程建立球面配流副油膜厚度场-压力场-温度场耦合模型;基于有限差分法和牛顿迭代法求解动态耦合模型,温度场、压力场、厚度场间相互耦合变化;通过仿真求解,与现有模型进行对比,结果相近且更符合实际,验证了所提模型及求解方法的有效性。

稠油环空掺稀气举技术——以吐哈油田吐玉克区块为例

为了提高稠油冷采开发水平,利用高18.25 m的垂直多相管流实验回路开展了稠油气举流动实验及压降模型优选。基于实验结果及井筒传热机理,建立了环空掺稀气举井筒压力-温度梯度耦合预测模型,并可通过耦合环空与油管内流动进行循环迭代求解。实验结果表明:注气有助于稠油与稀油更快更充分混合;压降模型优选表明,Ansari模型误差相对最小,为12.12%。针对吐哈油田吐玉克区块稠油井筒举升困难的实际情况,提出了稠油环空掺稀+气举工艺思路,并开展了实例井掺稀气举设计,对注气量、掺稀量等进行了敏感性分析。实例设计结果表明,实例井仅靠气举无法生产,其掺稀生产极限产量可达到16 m3/d,而掺稀+气举极限产量能达到52.5 m3/d;定产油量条件下,在特定范围内增加注气量能极大地减小掺稀量,且井底掺稀气举能极大地提升稠油井的产能。

长水平段水泥环应力动态变化及失效评价

页岩油气水平井压裂过程中井筒密封完整性失效问题频发,但当前较少研究可对于温度压力耦合条件下长水平段水泥环密封完整性进行评价。针对此,建立了压裂过程中全井筒瞬态温度场计算模型,以及长水平段瞬态温度-压力耦合作用下水泥环径向应力和周向应力计算有限元分析模型,基于Mohr-Coulomb准则对于水平段不同位置处水泥环完整性的失效进行了分析,评价了水泥环弹性模量、套管内压以及压裂排量对于长水平段不同位置处水泥环密封完整失效的影响规律。研究结果表明:压裂过程中温度场模型计算结果与Landwark软件误差率低于10%,确保了模型的正确性;同等条件下水平段从井筒趾端向跟端,水泥环承受的径向应力和切向应力增加,井筒跟段是水泥环密封完整性失效的“风险段”;水泥环弹性模量从趾端到跟段呈降序排列,有利于井筒密封完整性的保持;水力压裂过程中降低井口压力或者在井口压力不变的条件下增大压裂排量,可以有效降低水泥环的径向应力和切向应力。研究结果可为固井工艺的优化以及页岩油气井屏障的建立提供参考。

体积压裂过程中岩性界面对套管应力影响研究

页岩气井压裂过程中套管变形问题显著,岩性界面是导致套管变形的重要影响因素。基于页岩气井压裂工程实际,建立了套管-水泥环-地层有限元模型,采用解析法和数值法结合的方式,计算了页岩储层各向异性、瞬态温度-压力耦合作用以及岩性界面对套管应力的影响。研究结果表明:相比各向同性储层,页岩储层各向异性提高了套管应力,弹性模量各向异性相比泊松比各向异性更为敏感;瞬态温度-压力耦合作用下套管应力先增大后减小,压裂液排量越大,套管应力越高;岩性界面大幅提高了套管应力,是导致套管产生变形的重要原因。研究结果可为页岩气井压裂过程中套管完整性设计和控制提供参考。

深层页岩气水泥环界面密封失效机理研究

深层页岩气具有埋藏深、地温高、破裂压力高等特点,压裂过程中,大排量和高泵压的施工方式导致气井环空带压的问题较为突出。为此,采用数值模拟方法,构建了考虑一界面胶结损伤的瞬态力-热耦合水泥环密封性评价模型,分析了深层页岩气井大排量压裂过程中水泥环一界面的胶结失效规律。分析结果表明:冷流体的高速注入所产生的较大温降可以降低高压注液期间水泥环一界面的径向应力,从而缓解压力加载阶段水泥环一界面的塑性变形;深层页岩气井水泥环一界面的密封性失效主要发生在停泵泄压阶段,泄压时的井底温降越大,水泥环一界面越易发生胶结失效而产生微环隙;现场可通过降低水泥石的导热系数,采取分段泄压的施工工艺来消除冷流体注入所导致的负面影响。研究成果对深层页岩气井环空带压问题的有效控制具有重要意义。