超临界CO_2射流特性数值模拟研究

在利用超临界CO_2射流开采非常规油气资源过程中,工况参数的变化对超临界CO_2射流作业效果有较大影响。为揭示参数变化对超临界CO_2射流特性的影响规律,利用计算流体力学方法模拟了不同喷嘴直径、注入排量、围压和流体温度下超临界CO_2射流特性并进行了对比分析。研究结果表明:喷嘴直径和注入排量对超临界CO_2射流冲击性能的影响明显强于围压和流体温度;超临界CO_2射流等速核长度随喷嘴直径、注入排量和温度的增加而增加,随围压的增加而减小,但围压的增加也使超临界CO_2射流流体密度增大,有利于射流冲击作业;围压和流体温度对超临界CO_2淹没射流和淹没水射流速度特性的影响存在明显差别。研究结果进一步加深了对超临界CO_2射流特性的认识,为超临界CO_2射流技术在钻井和喷射压裂作业中的应用提供了理论参考。     

基于灰色关联度的超临界二氧化碳直旋射流参数敏感性

超临界CO2直旋射流综合了超临界CO2流体破岩门限压力低、直射流能量汇聚能力强以及旋转射流受效面积大等优势,是高效开发非常规油气资源射孔作业的新方法.通过自主设计研发的超临界CO2射流破岩系统和直旋混合射流喷嘴,基于灰色关联度的分析方法研究了射流参数和喷嘴结构参数对破岩效果的敏感性.结果表明:破岩深度的最优敏感性排序从高到低依次为射流压力、混合腔长度、叶轮中心孔直径、叶轮长度、喷射距离,随着射流压力逐渐增大破岩深度逐渐增大;随着混合腔长度的增大,破岩深度呈先增大后减小趋势;破岩孔径的最优敏感性排序从高到低依次为射流压力、叶轮中心孔直径、混合腔长度、叶轮长度、喷射距离,随着射流压力的增大,破岩直径的增大趋势逐渐减小,叶轮中心孔直径的增大会导致射流破岩直径的逐渐减小.研究结果应用到超临界CO2直旋混合射流参数的设计中,满足了现场作业中对非常规天然气储层保护性开采的高要求,实现了科学、绿色开发非常规油气资源.     

超高压射流钻头破岩实验研究

超高压水射流技术在石油工程中的应用越来越广泛,目前超高压射流联合机械破岩是提高钻井速度最具潜力和最具可行性的方法。通过室内实验和现场试验研究了淹没条件下超高压水射流破碎岩石的主要规律,探寻影响破岩效果的主要因素及其规律,为超高压射流联合机械破岩及超高压PDC钻头的进一步研究奠定了基础。研究发现,影响超高压射流破岩的主要因素有压力、喷距、喷嘴移动速度和喷射角度等,射流压力越高破岩效果越好,最优喷距随着压力的升高而增大,200 MPa时最优喷距达到32.5倍喷嘴直径。实验条件下,150 MPa时破岩效率最高,喷射角为14°破岩效果最好。根据实验结果,对钻头切削齿和喷嘴布置进行了优化,设计制造了专用设备和工具,现场试验取得了较好的效果,可进一步推广应用。     

大尺寸旋转水射流解堵工具的研制及特性测试

目前的自振空化旋转水射流井下解堵装置的最大使用井眼直径仅为178.0 mm,不满足现场使用要求;喷头的旋转速度随排量和驱动压力的增大而线性增大,大排量和高压条件下喷头旋转速度过快,易导致射流雾化。为此,设计了一种适用于244.5 mm井筒的大尺寸旋转水射流解堵工具,并通过地面试验研究了工具的旋转特性和冲击压力特性。该工具结构简单,易于机加工,既可用于水力解堵,也可用于酸洗解堵,喷嘴数量可根据地面设备情况自由组合。试验结果表明,在泵压一定的情况下,随着喷距的增大,射流冲击压力逐渐减弱,在所试验的驱动压力下,射流处理深度可达700 mm;在相同的驱动压力下,径向解堵喷嘴使喷头旋转速度降低,有利于延长径向喷嘴清洗炮眼的作用时间,增强处理效果。     

超临界CO2连续油管喷射压裂可行性分析

水力压裂增产技术在非常规油气藏的开发中承担着重要的角色,但在储层和环境保护方面都存在一些问题,而超临界CO2连续油管喷射压裂技术有望解决这些问题,成为未来非常规油气资源高效开发的新型压裂方法。通过分析超临界CO2的特性以及超临界CO2射孔能力和射流增压效果可知:超临界CO2射流比水射流的射孔能力强,射流增压效果好,可在较低的压力下实现喷射射孔和压裂;超临界CO2流体的渗透能力强,易渗入储层中的孔隙和微裂缝,在储层中产生大量微裂缝网络,提高油气采收率;将超临界CO2作为压裂流体,不仅可以避免黏土膨胀等储层伤害的发生,而且还能提高增产效果,尤其适合非常规油气藏的增产改造。在此基础上提出了超临界CO2连续油管喷射压裂的流程,为该技术的研究和应用提供了指导。     

高压水射流PDC钻头结构参数数值模拟研究

以中硬细砂岩为岩石材料,应用动态有限元法对高压水射流PDC钻头参数做了数值模拟研究。得出如下结论:(1)高压射流入射角对不同岩层存在最优值,对于中硬地层细砂岩最优入射角为40°;(2)PDC钻头钻进中钻齿所受扭矩随作用半径增大成指数规律增长,在硬地层钻进钻齿前倾角为-15°时破岩效果最佳;(3)采用直径1.8mm的高压小喷嘴射流能显著改善PDC钻头钻齿受力,避免钻齿冲击破坏,延长钻头寿命;(4)高压水射流与机械齿联合破岩时,喷嘴与钻齿相对位置对破岩效果有显著影响,喷嘴处于钻头外锥时,可均化钻齿受力,提高破岩效率。     

脂肪醇聚氧丙烯醚对CO_2驱最小混相压力的影响

研究开发适于在超临界CO_2中形成稳定胶束的非离子表面活性剂,是降低CO_2驱最小混相压力的技术关键。采用下悬滴法,研究超临界CO_2与模拟油之间的界面张力,利用直线外推法计算CO_2驱最小混相压力。考察了脂肪醇聚氧丙烯醚以及醇类助剂对CO_2/Oil最小混相压力的影响规律,并确定其最佳用量。结果表明:月桂醇聚氧丙烯醚可大幅度降低超临界CO_2/Oil最小混相压力,随着用量的增加,超临界CO_2/Oil最小混相压力先减小后略微增大,且存在最优值;助剂乙醇可以进一步降低超临界CO_2/Oil最小混相压力,随着添加量的增加,超临界CO_2/Oil之间的最小混相压力先减小后略微增大;随着醇类助剂碳链长度的增加,超临界CO_2/Oil混相压力先减小后增大,乙醇降低CO_2驱混相压力的效果最明显。     

自激振荡脉冲超临界二氧化碳射流冲击频率变化规律

为了得到自激振荡脉冲超临界二氧化碳(SC-CO₂)射流谐振破煤适用冲击频率，采用大涡模拟研究了自激振荡脉冲SC-CO₂射流的形成及发展过程，分析了射流频率在喷嘴内部和自由流场中的变化规律，研究了射流轴向位置和振荡腔长度对射流冲击频率的影响规律，并研制了射流冲击频率测试装置，通过实验验证了数值模拟结论。研究表明，自激振荡脉冲SC-CO₂射流在喷嘴内部和自由流场中的频率并不相同。在喷嘴内部，流体经扰动形成的频率相同，且喷嘴出口处射流频率与喷嘴内部频率保持一致。在自由流场中，由于CO₂的可压缩性，射流压力、速度等参数具有明显的波动。该特征使自激振荡脉冲SC-CO₂射流冲击频率随射流的发展沿轴向逐渐减小。通过改变振荡腔长度，可以改变自激振荡脉冲SC-CO₂射流喷嘴内部频率从而实现自由流场中射流冲击频率的调节。     

粒子射流冲击破岩喷嘴的参数优化与试验研究

在粒子射流冲击破岩过程中,喷嘴作为粒子和水射流的核心加速装置,其加速能力决定了破岩效果的好坏。针对锥直型、等变速型和流线型喷嘴,建立了粒子和水射流在喷嘴中的加速模型、压降模型以及能量转换效率数学模型,通过数值模拟分析了不同喷嘴对粒子水射流加速能力的影响,对喷嘴的流道类型及尺寸进行了优化,依据优化结果对研制的喷嘴进行了破岩试验和流场仿真。分析结果表明:收缩段长度为15 mm的等变速型喷嘴具有较高的加速能力和能量转换效率;研制的喷嘴可应用于粒子冲击钻井破岩工艺。所得结论可为粒子射流冲击破岩装置的现场应用提供参考。     

常压下淹没自激空化喷嘴的试验研究

本文概述了自激空化射流的原理和自激喷嘴的设计方法;并在常压下进行了淹没自激空化水射流冲蚀人造岩芯的试验研究。重点研究了风琴管喷嘴的腔室底部形状、出口喉部厚度和出口扩散角对射流冲蚀性能的影响,得出了有规律性的结果。同时在不同泵压、不同喷距的条件下对所设计的喷嘴射流轴心压力脉动作了测量。结果表明,风琴管喷嘴的射流压力脉动大于锥形喷嘴的射流压力脉动,且压力脉动的规律和破岩规律有密切的关系。     

超临界CO2喷射压裂孔内增压机理

利用计算 流体力学方法模拟了超临界CO₂喷射压裂过程中的孔内流场,对比和分析了超临界CO₂喷射压裂与水力喷射压裂的增压效果,并研究了各参数对超临界CO₂喷射压裂增压效果的影响。研究结果表明:超临界CO₂喷射压裂在相同条件下具有比水力喷射压裂更强的孔内增压效果,在喷嘴压降为30 MPa时,其增压值比水力喷射压裂高2.4 MPa;超临界CO₂喷射压裂的孔内增压值随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大,随着套管孔径的增大而减小,且不受环空压力和超临界CO₂流体温度的影响。     

超临界二氧化碳喷射压裂井筒流体相态控制

为了探索超临界CO2喷射压裂的井筒流体相态控制方法,建立了超临界CO2喷射压裂井筒流动模型,进行了实例计算和分析,并以异常低地温梯度的地层为例研究井筒流体的相态控制问题。结果表明:超临界CO2喷射压裂过程中,随着井深增加,井筒压力逐渐增高,井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低;井筒压力很容易达到CO2流体的临界压力,井筒温度的控制是超临界CO2喷射压裂相态控制的关键;如果地温梯度过低,压裂层位井筒中的CO2流体将达不到临界温度,影响超临界CO2喷射压裂作业的正常进行,此时提高注入CO2流体的温度,可有效促进压裂层位的CO2成为超临界态。该研究可为超临界CO2喷射压裂技术的流体相态控制提供一定的借鉴。     

页岩注入超临界CO2渗流及增透实验

以四川省长宁县双河镇燕子村龙马溪组页岩为研究对象,采用自行研制的三轴渗流装置,开展了考虑注入压力和体积应力影响的页岩中超临界CO₂渗流及增透规律实验研究。结果表明：页岩中超临界CO₂渗透率随着孔隙压力增大呈现先减小后增大趋势,当孔隙压力较小时存在Klinkenberg效应;随体积应力的增大渗透率逐渐减小,曲线基本呈现负指数变化规律。开展不同增透条件下页岩中CH₄渗流实验,宏观量化分析超临界CO₂注入压力对于页岩增透效果的影响,可以得出随着超临界CO₂注入压力的增加,CH₄渗透率呈现上升趋势,但增长幅度先上升后下降,即超临界CO₂注入压力为9.5MPa时增透效果最为明显。通过微观分析页岩元素含量得出超临界CO₂可以萃取和溶解页岩中的O、Ca、Mg等矿物元素,有效促进页岩内部微孔隙的发育,致使页岩渗透能力增强。     

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

酸性气体在钻井液两相流动中的溶解度特性

考虑CO2/碳氢气体在油基钻井液中的相变、溶解度等因素,根据质量及动量守恒方程建立了控压钻井中CO2/碳氢气体在两相流动中的溶解度方程,利用CO2/碳氢气体状态方程及差分的方法对其求解。结果表明:当温度及井底溢流量一定时,随套压增大、油基比增大,CO2/碳氢气体在油/水基钻井液中的溶解度均逐渐增大,碳氢气体增大趋势较明显;CO2气体在水基钻井液中的溶解度曲线呈倒S型,到达一定环空深度后,CO2气体在油基钻井液中的溶解度与井深呈线性关系;碳氢气体与油基钻井液物理性质相近度较大,致使碳氢气体在钻井液中的溶解能力增加,从而溶解度增加;由于井口段气体体积急剧膨胀,大量气体析出,使得井口段环空压力剧减,因此溶解度的变化较明显。结论认为,在控压钻井的多相流计算中,应充分考虑酸性气体在钻井液中的溶解度影响。这样做不仅可提高多相流计算精度,而且还可为井底压力控制提供一定的指导。     

超临界CO2压裂裂缝特征研究现状与展望

为加强对超临界CO2压裂裂缝特征的认识,指导超临界CO2压裂技术的发展,总结了前人对超临界CO2起裂、扩展和导流能力特征的研究.结果表明:超临界CO2压裂裂缝起裂压力比液态和清水压裂低,其主导原因是超临界CO2的低黏度和高扩散性使孔隙压力增大起裂压力降低;超临界CO2压裂裂缝扩展影响因素复杂,主要受CO2相变、岩石弱面...     

页岩二氧化碳压裂裂缝扩展机制及工艺研究

针对目前不同状态二氧化碳压裂裂缝扩展机制及二氧化碳压裂最优模式研究欠缺的问题,设计并开展了不同状态二氧化碳压裂物理模拟实验,同时进行了相关数值模拟,研究了不同状态二氧化碳对裂缝起裂及扩展的影响,对比分析了不同工艺下的压裂效果,并对二氧化碳压裂相关工艺的参数进行了优化。研究结果表明,二氧化碳作为压裂介质可降低破裂压力,提高裂缝复杂度;破裂压力由小到大排序为：超临界二氧化碳 ＜液态二氧化碳 ＜二氧化碳泡沫滑溜水 ＜滑溜水;二氧化碳复合压裂方式有利于增产、稳产,前置液 ＋后半程伴注液态二氧化碳／二氧化碳泡沫复合压裂工艺有助于提高改造效果;二氧化碳复合压裂工艺中起泡基液黏度应控制在3~6 mPa·s,泡沫质量应大于 75％,施工后半程泵入泡沫段塞更有利于提高改造体积。     

CO2的埋存与提高天然气采收率的相行为

CO₂捕集与埋存可实现大气中CO₂的有效降低,但成本高昂,而处于特定温度压力范围的气藏可保证超临界CO₂的稳定埋存,是其理想的埋存靶场。研究认为：气藏中所储存的具有开发潜力的天然气会挤占超临界CO₂的地层空间,影响其稳定埋存;选择适合的超临界CO₂稳定埋存深度,在埋存的同时利用CO₂驱替开采天然气,有利于CO₂埋存并降低成本;在向气藏注入CO₂提高天然气采收率的过程中,CO₂驱替地层天然气的过程是“混相驱替”。根据PY干气藏温度、压力条件,在CO₂与天然气混合体系PVT相态特性实验测试基础上,运用状态方程模拟方法,分析了3种不同流体带特别是超临界CO₂天然气过渡带的偏差系数、地下体积比、密度、黏度的变化,明确了利用气藏实施超临界CO₂稳定埋存与注CO₂提高天然气采收率相互配套的必要性和可行性,并据此给出PY气藏在实施注入CO₂提高天然气采收率技术时,超临界CO₂可行的注入深度和采气压力范围。     

基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO₂压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO₂压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO₂压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO₂压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO₂压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO₂流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO₂流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。      

致密砂岩储层CO2压裂裂缝扩展实验研究

为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性,基于真三轴压裂模拟实验系统,开展了致密砂岩储层CO₂压裂实验研究,分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明,超临界CO₂压裂形成的水力裂缝形态最复杂,液态CO₂次之,滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单;采用液态CO₂压裂时,低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度;液态CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%,超临界CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%;提高排量会加快井筒内流体增压速率,起裂压力升高。实验证明超临界CO₂压裂能够有效提高裂缝复杂性。