利用井下节流技术防止水合物形成

井下节流技术是将节流嘴置于油管某一适当位置,使井筒压力降低,改变水合物形成条件,防止井筒水合物堵塞,同时可有效降低井口装置的压力,使井口装置更加安全可靠,使用寿命延长。为准确预测井下节流后气井井筒温度、压力分布．判断水合物形成条件,将井筒节流温压分布模型与水合物预测模型相结合,建立了气井井下节流水合物预测模型。结合油田实例．预测了气井节流后温度、压力沿井筒的分布,计算了节流后温度、压力条件下井筒内水合物的形成温度,为气井井筒水合物的防治提供了重要依据。,在气井中,利用井下节流技术能够有效地防止水合物的形成,研究成果已用于指导双家坝气田采气工程设计。     

预测井筒流动温度分布的新方法

传统的Ramey,Satter,Shiu和Hasan-Kabir等井筒流动温度计算模型大多忽略环空流体对流的影响,容易造成井底油、套管温度差异较大,计算误差过大.为此,在现有模型基础上,充分考虑环空流体强对流的影响,以油管底端温度、压力与环空平衡为必要条件,建立了考虑油、套连通的井筒温度分布计算模型;通过采用补偿系数计算方法,将井底总传热系数U按井深线性的离散化到各节点计算单元,保证井底油、套环空之间温度的连续性.利用现场实测数据进行验证,计算结果误差小,具有较高计算精度.     

预测井简流动温度分布的新方法

传统的Ramey，Satter，Shiu和Hasan—Kabir等井筒流动温度计算模型大多忽略环空流体对流的影响，容易造成井底油、套管温度差异较大，计算误差过大。为此，在现有模型基础上，充分考虑环空流体强对流的影响，以油管底端温度、压力与环空平衡为必要条件，建立了考虑油、套连通的井筒温度分布计算模型；通过采用补偿系数计算方法，将井底总传热系数U按井深线性的离散化到各节点计算单元，保证井底油、套环空之间温度的连续性。利用现场实测数据进行验证，计算结果误差小，具有较高计算精度。     

隔热套管下入深度对天然气水合物的抑制分析

针对井筒天然气水合物堵塞难题,采用隔热套管到深水气井中可减少海水以及地层与井筒的传热,也能实现井筒流体保温,降低天然气水合物生成风险.国内隔热油管一般适用于稠油热采中提升稠油温度,因隔热套管价格昂贵且过多层位隔热套管会引起强度不足,导致测试失败.因此精准确定隔热套管的下入深度可以极大地减少开采成本,最大化地实现井筒保温...     

川西积液水平井井筒压力及液位预测

正确预测积液水平井井筒压力与液位是优选排液工艺、制定排液参数的技术关键。基于U型管原理,结合流体静力学与动力学方程,建立了积液水平井油管与油套环空压力平衡模型。模型中油管压降来源于液位以上流动气体与液位以下的两相流动,其两相流持液率基于漂移模型得到;油套环空压降则来源于液位以上的静气柱压力和液位以下的静液柱压力;油管与油套环空压力在井下连通点处相等;模型计算采用了先借助地面回声仪获得油套环空中的液位,再利用模型求解油管液位及压力的方法。川西气田什邡6-1HF水平井的模型预测压力与实际测压数据的误差为3.75%,表明该方法能够正确预测川西气田积液水平井的井筒压力与积液液位,且预测时效优于传统的测压方法。影响因素分析表明,油管液位通常高于环空液位,油套压差的减少能够间接反映油管积液量的减少,为类似油田的开发提供技术指导。     

高压高气油比自喷井水合物冻堵解除及防治

高压高气油比自喷井生产过程中可能生成水合物,水合物能堵塞井筒、阀门、管线和设备,降低油井产能。从水合物的生成条件及影响因素入手,对水合物冻堵解除及防治技术进行了探讨,以陆梁油田SN6320井水合物解除为例,采取油套环空流体加热法,可安全有效地解决水合物冻堵问题;通过对井口工艺流程进行临时改造(外移水合物生成位置)并控制井口压力,该井顺利生产,并可预防水合物的生成。     

高温高压井油套环空早期圈闭压力研究

高温高压井生产初期,油套环空中由完井液热膨胀引起的环空圈闭压力会降低管柱、井口及封隔器的可靠性。为此,基于密闭空间能量传递理论、状态方程和弹塑性理论,建立了热膨胀影响下油套环空压力分布计算模型,分析了井底温度、井底压力、坐封深度及产量对油套环空圈闭压力的影响,并研究了气液共存状态下油套环空圈闭压力的变化规律。研究结果表明:井底温度能够大大提高环空圈闭压力,且油套环空距离油管最近,受到的影响最大;井底压力对油套环空圈闭压力影响较小,因为它不会直接改变环空的温压分布;气体的存在会大大降低油套环空圈闭压力,如果在气液共存状态下,油套环空仍存在较高的持续圈闭压力,则说明井筒完整性破坏,有窜流进入环空,现场作业时须采取注入气体的方式缓解环空圈闭压力。所得结果有助于提前预测井筒完整性状况并采取必要措施。     

元坝高含硫气井油套环空正常起压规律

对于元坝这种高含硫并于近期大幅度提产的气井来讲,温度效应引起的环空压力也是一类不容忽视的井筒安全威胁。首先结合元坝气井产水并且产气中含非烃成分的实际生产情况,建立了考虑非烃校正的气液两相流井筒温度、压力计算模型和温度效应引起环空压力预测模型,通过实例计算和参数敏感性分析获得了油套环空正常起压规律,并提出了相应的环空压力控制措施。然后通过不同产气量和产水量情形的模拟计算,建立了油套环空起压类型判断图版,并将该图版进行了现场应用,实现了元坝3口重点井的起压类型判断。结果表明：降低环空流体热膨胀系数、提高环空流体等温压缩系数和油套管变形系数都是控制环空压力的有效方法;投产初期预留一定环空气腔高度有利于降低环空压力。     

气井井筒水合物预测研究

天然气中的各种组分分子在一定温度和压力下,与游离水结合,形成结晶笼状固体,在生产的过程中会堵塞油管,严重的时候甚至造成停产.考虑井筒中天然气温度和压力的耦合,从井底逐点迭代计算出井筒中天然气温度、压力的分布,再用判别水合物的热力学模型逐点判别是否形成水合物和找出水合物生成的具体位置,为防止水合物的生成提供指导作用.可以通过降低井筒压力和提高井筒温度或降低天然气体系的形成温度2个方面着手预防水合物的生成,防止水合物生成可作为开发前期选择油管考虑的一个因素.     

深层气井油套环空泄漏点关键参数地面诊断技术

深层气井开发过程中存在油管柱泄漏失效导致的油套环空异常带压现象,易造成气体泄漏、井口顶升和管柱损坏等事故,威胁井筒安全。与传统井下测井方法相比,采用地面诊断技术可快速判断油管泄漏程度,精准定位井下泄漏点,避免生产管柱扰动,实现对井筒潜在风险的“早发现,早识别”。首先根据压力平衡原理建立泄漏点深度求解模型,其次采用小孔模型描述气体泄漏过程,构建基于环空体积相容性原则的气体聚集增压模型,应用控制变量法对环空带压敏感性因素进行定量分析,并根据泄漏点深度和当量尺寸差异,结合环空泄压恢复测试曲线特征,将油套环空起压规律划分为4类典型模式。以案例井参数为例,油管柱泄漏失效条件下引发的油套环空带压按物理过程划分为管柱小孔泄漏、气液两相运移和气穴聚集增压3个阶段,随着时间推移,油套环空压力和气体体积逐步上升,泄漏速率逐渐降低,直至泄漏点内外侧压力平衡时趋于稳定,其中“浅部大孔、高压快升”的起压模型风险等级最高;经过反演计算,案例井油套环空压力值26.1 MPa,泄漏点当量尺寸2.1 mm,最大泄漏速率0.20 m3/min,井筒安全风险相对较高,建议采用机械修补、化学堵剂等方式进行密封堵漏。     

高温高压气井生产过程井筒温度场分析

高温高压气井在生产过程中受到地层高温流体的影响,井筒温度原有的平衡被打破,井筒温度重新分布会引起环空压力增高,威胁井筒安全服役和井筒的完整性。为了准确预测井筒温度,基于质量、动量、能量守恒、传热学、井筒传热理论,再考虑气体焦耳-汤姆逊效应、气体温度、压力、密度及物性参数的影响,建立井筒温度预测模型;将流体物性参数根据不同的温度压力分段计算,可提高模型计算的精确性。最后,通过实例计算分析了环境温度的影响因素。     

深水井开采制度对天然气水合物分解的影响

深水井生产过程中,当地层高温流体流向井口时,由于温差的存在,会通过井筒向地层传递热量,破坏水合物地层的原始温度和压力环境,诱发水合物分解并产生大量甲烷气,导致突增的附加高压直接作用于水泥环,甚至会引发地层失稳、海底滑坡等灾害,严重威胁深水井的井筒完整性.鉴于此,基于传热学理论建立了井筒温度场模型,计算水泥环第二胶结面温...     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。     

Annular multiphase flow behavior during deep water drilling and the effect of hydrate phase transition

It is very important to understand the annular multiphase flow behavior and the effect of hydrate phase transition during deep water drilling. The basic hydrodynamic models, including mass, momentum, and energy conservation equations, were established for annular flow with gas hydrate phase transition during gas kick. The behavior of annular multiphase flow with hydrate phase transition was investigated by analyzing the hydrate-forming region, the gas fraction in the fluid flowing in the annulus, pit gain, bottom hole pressure, and shut-in casing pressure. The simulation shows that it is possible to move the hydrate-forming region away from sea floor by increasing the circulation rate. The decrease in gas volume fraction in the annulus due to hydrate formation reduces pit gain, which can delay the detection of well kick and increase the risk of hydrate plugging in lines. Caution is needed when a well is monitored for gas kick at a relatively low gas production rate, because the possibility of hydrate presence is much greater than that at a relatively high production rate. The shut-in casing pressure cannot reflect the gas kick due to hydrate formation, which increases with time.     

Wellbore Flow and Heat Transfer of Drilling with Foam

Abstract

On the basis of special physical properties of foam drilling fluid, a mathematical model of foam flow and heat transfer in a wellbore was established, and the solution of the model was proposed. Employing the established mathematical model and its solution, numerical calculation was conducted to analyze the effect of wellbore heat transfer on the hydraulic parameters of foam drilling. The results indicated that foam temperature in a drilling pipe was always lower than that in the annulus and formation temperature. At the bottom of the annulus, foam temperature was lower than the formation temperature, whereas in the top of the annulus, foam temperature was higher than the formation temperature. Most important, with increasing well depth, liquid injection rate, and gas injection rate, the deviation between foam temperature at the bottom of the annulus and formation temperature increased. Wellbore heat transfer not only resulted in increased foam quality in the top of the annulus, bottom pressure, and minimum gas injection rate but also a decrease in the foam quality at the bottom of the annulus and minimum cutting transport velocity. Therefore, the stability and cutting transport capacity of foam decreased. In addition, foam density and Fanning friction coefficient were affected by wellbore heat transfer. Although to a certain extent wellbore heat transfer has an effect on hydraulic parameters of foam drilling, the effect was limited and could be counteracted by increasing gas injection rate and back pressure.     

页岩气井压裂过程中套管损坏的机理

页岩气井大排量压裂过后,在近井筒地带会形成局部圈闭,由于温差较大局部圈闭热膨胀产生轴向力,对套管产生附加应力,有可能引起套管屈曲或变形,甚至诱发套管损坏。为了研究该类套管损伤,以热力学原理、能量守恒定律及流体瞬态传热机理为理论指导,建立局部圈闭附加压力模型,研究了压裂排量和总的注液量对井筒温度场的影响,并通过计算压裂导致的产层段局部圈闭附加压力,开展了油层套管抗挤安全状态评价。研究结果表明:①在大排量压裂条件下,井筒的温度随注液量和排量的变化而改变,排量越大井筒的温度降低的幅度越大;②排量一定时,注液量越大、注入时间越长,井筒温度会逐渐降低,但是变化量逐渐减小;③随着压裂液的注入,在0.5 h内井底温度快速降低,其后井底温度稳定在某一值附近;④流体的热膨胀系数和等温压缩系数也是影响热膨胀压力大小的重要因素。结论认为,对于特定材料套管,如果压裂作业时温差达到某一阈值,会导致考虑局部圈闭的外挤载荷大于套管的抗外挤强度,产生安全隐患,建议提高套管钢级或增加套管壁厚。     

深水油气井非稳态测试环空压力预测模型

为了解决深水油气井测试时各环空压力上升而破坏井筒完整性的问题,针对气井测试的短期非稳态过程,建立了井筒非稳态传热模型;然后,根据流体等压膨胀系数、等温压缩系数与密度的函数关系,建立考虑流体性质非线性变化的环空压力预测模型;在此基础上,以南海西部某深水高温高压气井为例,采用所建立的模型预测了不同测试制度下的环空温度与压力,根据最小安全系数对井筒管柱强度进行校核,进而确定井筒各环空最大允许压力,并且绘制出不同测试制度下的安全诊断图版。研究结果表明：①环空温度随着测试产量和测试时间的增加而升高,但井口和井底的温度差减小,在同一测试产量和测试时间下,环空2温度始终高于环空3,并且环空之间的温度差较大;②环空2、3的压力随着测试产量和测试时间的增加而升高,但上升的趋势变缓,并且在同一测试产量和测试时间条件下,环空2的压力大于环空3;③若不考虑流体性质非线性变化的影响,将会低估环空压力值,并且随着测试产量和测试时间增加,相对误差会继续增大;④随着测试产量和时间的增加,环空2的压力值会率先超过环空最大允许压力,因而在深水高温高压井测试作业中应重点关注不同测试制度下环空2的压力变化情况。结论认为,基于所绘制的诊断图版,可以方便、快捷地判断深水气井测试制度的设计是否合理,最大限度地保证测试过程中的井筒完整性。     

海洋天然气水合物藏钻探环空相态特性

海洋天然气水合物藏钻探过程中,水合物钻屑随钻井液向上返出,随着温度升高、压力降低,水合物钻屑上升至一定位置开始分解,使井筒流动变为环空复杂气液固多相流,这对井下流动安全产生严重威胁。考虑井筒温度、压力与水合物分解的耦合作用与影响,建立了海洋天然气水合物钻井过程中井筒温度模型、井筒压力模型、水合物动态传质分解模型和复杂环空多相流模型。通过模型求解,数值分析了井筒温度、环空压力和水合物分解在不同钻井工况下的变化规律。结果表明:增大钻井液排量,井筒中井底处循环钻井液温度升高,环空中井口处返出钻井液温度降低,分解起始位置下移;增大钻井液密度,环空压力升高,分解起始位置上移;增大钻井液入口温度,井筒温度升高,分解起始位置下移;增大机械钻速,分解起始位置不变。     

页岩气井体积压裂井筒温度计算及套管强度变化分析

页岩气井体积压裂排量大、时间长,压裂过程中井筒温度变化剧烈,引起的温度应力对套管强度具有较大影响。在考虑压裂液摩擦生热以及排量与壁面换热系数关系的基础上,建立了页岩气井套管压裂过程中井筒温度场模型,对压裂过程中温度瞬态变化进行了计算。结果表明:页岩气井套管压裂过程中井筒降温幅度较大,储层温度为78.5℃时最大降幅达到64.7℃;跟端和趾端温度差最大值出现在压裂初期60~210 s。依据推导出的套管抗外挤强度计算公式进行强度校核分析,结果表明,温度应力对套管抗外挤强度产生较大影响,且随着压裂排量的不断增大,抗外挤强度降幅也不断增大,冬季施工压裂液排量为20 m~3/min时,套管抗外挤强度降低16.4%。     

泡沫钻井液在井筒中的流动与传热

针对泡沫钻井液特殊物理性质,建立了泡沫在井筒中流动与传热的数学模型,并给出了模型求解方法。为了分析传热对泡沫钻井水力参数的影响,采用建立的数学模型和给出的求解方法进行的数值计算结果表明：钻杆内泡沫温度始终低于环空内泡沫温度和地层温度,而环空下部泡沫温度低于地层温度,在环空上部泡沫温度高于地层温度。随着井深、注液流量和注气流量的增加,环空下部泡沫温度与地层偏差增大。传热使井口泡沫质量增大、井底泡沫质量减小、井底压力增大、最小携岩流速减小、最小注气流量增大,降低了泡沫的稳定性和携岩能力。另外,对泡沫的密度、Fanning摩擦系数也有一定的影响;井筒传热对泡沫钻井水力参数有一定的影响,但不是很明显,可通过增加注气流量和井口回压来抵消传热对泡沫钻井水力参数的影响。