体积法压井现场试验研究

为了更加精细地描述体积法压井过程中井内气体的分布和运移规律,针对体积控制法压井开展了试验研究,通过在试验井井底注气的方式,模拟气侵并实施体积法压井;测量并分析压井过程中套压、立压、出口流量及注气速率等参数的变化规律。研究结果表明:体积法压井控制过程中,由于井筒内气侵气体以多个短气柱和弥散型气泡分布为主,在钻井液泄流过程中套压很难实现理想状态的稳定控制;井口出现气体并不代表气侵气体以气柱形式全部到达井口,通过气液混合泄流,可有效控制井底压力实现井底准恒压;当部分气体在井口形成气柱后,可提前启动置换流程,这种体积控制流程和置换流程结合的方式可有效降低地层破裂风险;置换流程中压井液的注入会产生井底附加压力,针对薄弱地层,需考虑此参数以降低风险。     

置换法压井关井期间压井液下落速度计算方法

为了得到置换法关井期间压井液下落速度计算方法,基于气液两相流理论,借助FLUENT和OLGA软件模拟了压井液下落过程,利用段塞流和Turner液滴下降理论,建立了置换法压井液在井筒中的下落速度模型。研究结果表明:置换法关井期间,压井液下落主要以段塞流或者环状流形式存在;与OLGA软件分析结果对比得出,压井液下落的初始峰值速度跟液滴模型相近,平均速度跟段塞流模型相近,建议置换法压井设计使用段塞流模型;关井套管压力越大,则压井时间越长;关井套管压力越大,且地层破裂压力越大,则压井次数越少,压井时间也较长;压井液密度越大,则压井时间越短,最终的套管压力就越小。     

深水井喷顶部压井成功最小泵排量计算方法

墨西哥湾MC252井发生井喷后,BP公司采用顶部压井法进行压井,但最终失败,目前未见相关文献对失败原因进行分析。顶部压井法是一种非常规压井方法,缺乏现场实践经验及理论指导。压井成功的关键就是从井口泵入的重钻井液无法被井筒中的油气两相携带出井筒,从而使得重钻井液在井筒中聚集,逐渐建立平衡,从而压井成功。基于气液两相流理论,通过研究最小携带钻井液滴的理论,建立了压井成功时的最小泵排量计算模型,计算了不同的参数情况下的泵排量,为成功压井提供了理论依据,并利用模型计算分析了BP顶部压井法失败的原因。     

海上气井环空带压油套管柱动态安全评价技术

为了有效预测海上气井环空带压油套管柱潜在失效风险及安全管理环空压力，提出1种基于井口压力、温度和液位多参数监测的海上气井环空带压油套管柱动态安全评价技术。首先，结合气井生产状态参数和完井信息，建立气井井筒压力分布计算方法；然后，根据力学知识分析气井环空带压油套管柱应力场特点，进而提出利用环空带压井油套管柱安全系数作为油套管柱失效评价依据；最终，开发海上气井环空带压安全监测系统并开展现场案例井分析。研究结果表明:监测系统能够准确获取环空带压状态参数，通过环空压力状态变化分析阐述“A”环空带压机理为泄漏点处油套管之间压力平衡的保持；结合实际井口环空压力监测数据，井筒安全系数能够实时表征油套管柱安全状态。     

司钻法自动化压井系统试验研究

自动化压井是指计算机能够按照一定的控制原则独立完成压井的1种方法。为了验证自动化压井系统的可行性和平稳性,开展了多种不同程度的试验井气侵模拟,利用自动化压井系统进行司钻法自动化压井操作试验,成功实施了司钻法第1循环周压井。研究结果表明:自动化压井系统能够实时获取和分析溢流参数,迅速准确生成压井施工单,对节流控制箱实施远程控制并完成节流阀开度的调整;在不同气侵程度下,自动化压井系统能够按照压井设计曲线将立压稳定控制在目标值附近;在气侵气体向上运移和排出井口的过程中,井底压力波动远小于人工压井所产生的压力波动。该项研究基本验证了自动化压井系统在钻井井场应用的可行性。     

基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量

高温高压气井环空带压现象日益严重,环空带压过大可能破坏井筒的完整性,基于能量守恒定律和井筒径向传热机理,建立了井筒多环空温度场计算模型;综合考虑环空温度效应和体积效应,建立了环空带压控制方程,以某高温高压气井为例,开展了基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量的具体分析。研究结果表明:环空温度随产量和生产时间的增大先增加后逐渐稳定,相比生产时间,产量对环空温度的影响更加明显;环空带压越大,井下管柱安全系数越小,综合对比API RP 90标准和环空带压安全评价2种方法的结果,确定了各环空最大允许带压值,结合环空带压与产量的关系可得到高温高压气井的临界产量。研究结果对合理制定高温高压气井的生产制度具有理论指导意义。     

含硫气井井筒完整性风险评价研究

针对含硫气井开发过程中井筒完整性失效风险,建立了含硫气井风险评价模型。采用Bow-tie模型将井筒完整性的失效形式分为水力屏障失效、实体屏障失效和操作管理屏障失效3个方面,确定了含硫气井井筒完整性失效的28个风险因素;基于层次分析法定量确定了各风险因素的权重,通过风险矩阵法评估了风险因素发生的可能性与严重程度,实现了对井筒完整性风险等级的划分。将以上方法对某含硫气井进行了应用,确定了该井的风险等级及主要风险因素。研究结果表明:建立的风险评价模型能够对含硫气井井筒完整性进行评价,确定风险等级。该方法的应用有助于降低含硫气井的事故风险,可为含硫气井完整性现场管理提供参考。     

直井油管柱扶正器间距设计研究

为了避免生产过程中直井的油管柱受井底的轴向载荷失稳变形从而导致油管柱与井筒发生磨损,防止油管柱发生失稳变形引发事故,安装扶正器是有效的措施。针对扶正器的安装主要依靠经验,缺乏理论分析指导,既容易导致事故发生又增加成本的问题,基于封隔器—油管柱的实际受力及变形分析,建立了油管柱失稳力学模型,推导了直井中相邻扶正器临界失稳长度的计算公式,得出了扶正器的合理间距,并利用MATLAB进行实例的分析计算。结果表明:从中和点到井底,扶正器的布置间距呈现减小趋势;井口油压的降低导致油管柱临界失稳长度变小,使得扶正器的布置间距更加密集。该间距设计对油管柱扶正器的现场布置有实际的指导意义。     

矿井井筒提升设备绕流的数值模拟

基于经典的流体力学理论,建立罐笼绕流的二维RNGκ-ε湍流模型,分析其初始边界条件,并结合工程实际应用FLUENT计算流体动力学软件模拟罐笼运行时井筒内流场及压力场,得出井筒内流场及压力场的变化规律。研究结果表明:在罐笼运行期间,由于空间受限而引发活塞效应,井筒内压力发生瞬态变化,造成通风系统的压力波动,导致气流运动的动态改变,对通风系统稳定性有一定的影响。     

电泵井带压作业技术及风险防控

电泵井带压作业是利用特殊的设备控制管内和井筒压力,在井筒带压情况下完成起下带电缆管柱。在介绍国内电泵井带压作业相关技术、工艺水平、风险预防等内容的基础上,对电泵井带压作业可能出现的风险进行总结和归纳,通过分析原因制定相应的风险预防措施,有效的防止灾难事件。     

水平管分层流下微孔泄漏特性数值模拟和实验分析

在油气田开发过程中，通常采用气液相混输模式，管道受腐蚀等因素影响容易出现穿孔而发生两相流泄漏。为分析两相流泄漏特性，对管内常见流型分层流下的微孔泄漏特性进行数值和实验分析；采用VOF耦合Level set算法分析了不同影响因素下的气液两相泄漏特性，设计了1种管道泄漏收集装置，进行室内两相流泄漏实验，并验证了数值预测模型的准确性。研究结果表明:气液两相流经过管壁泄漏口时会发生相分离，泄漏特性受小孔方位、管路内外压差、气液相流速影响较大；泄漏口位于管路侧壁时的泄漏特性与其他角度下的泄漏特性有所不同，可用泄漏影响区内的气液分布进行解释；当泄漏口位于管路底部时，存在临界液相分流系数，当液相分流比小于此临界值时，泄漏流体为单相液体。VOF耦合Level set算法的数值方法可为管路泄漏量预测和相分离特性分析提供参考。     

尿素合成塔爆炸事故机理的研究

尿素合成塔工艺条件复杂,体积庞大,内部物料状态复杂,需要在高温、高压下操作,国内外曾发生过几起著名的尿素合成塔爆炸事故,事故后果非常严重。工艺条件的复杂性加大了事故分析的难度,目前对事故原因众说纷纭。利用数值模拟软件,对尿素合成塔爆炸过程进行研究,对爆炸机理进行分析,对事故发生的原因进行探讨,为预防同类事故提供一定的依据。分析了顶部气相空间爆炸性混合体系的形成和爆炸过程,结合数值模拟得出关键点的压力变化和气相冲击波最终的压力,依据能量守恒推导出液相中冲击波的压力。利用数值模拟得出冲击波在液相中的传播速度和叠加的情况,综合反射、直接透射两部分冲击波进入液相的时间差,找到位于筒体底部的叠加点,冲击波在该处叠加造成筒体破裂,过热液体瞬间气化喷出,引发破坏更大的二次蒸汽大爆炸。     

冷冻堵漏法在危险化学品泄漏事故中的应用

为了研究液化气体泄漏冷冻堵漏的堵漏机制,运用流体力学、传热学等知识对液化石油气（LPG）储罐（槽罐）泄漏时泄漏口处产生局部低温的现象进行了研究,探讨了LPG液相泄漏和气相泄漏2种不同泄漏形式的低温效应。结果表明:液相泄漏时,泄漏口处温度下降程度与泄漏口面积成正比,且随着罐体内部压力的减小而减弱,推导出喷水冷冻堵漏的成冰时间公式;气相泄漏时,对罐内压力与温度的平衡关系进行模拟并建立了数学模型;发现由于LPG气、液相之间对流换热和汽化吸热效应的差异,导致液相与气相之间的温度差,此温度差是罐体外壁产生结霜分层现象的主要原因。     

滑脱流动影响的低渗储层甲烷运移采出规律研究

为了达到低渗储层甲烷抽采过程甲烷采井优化设计和产能准确预测的目的,基于现场测井数据,采用非线性流体数值计算方法,以柳林煤层甲烷试验采区为例,对滑脱流动影响的煤层甲烷采场压力非线性分布和产能预测进行研究。数值计算结果表明:低渗储层甲烷运移采出受气体滑脱流动影响显著,考虑滑脱流动影响时,采场压力衰减区域变大,气体速率变快;对比测井产能历史拟合数据发现,计算所得的滑脱流动影响的产能预测值更加准确。由计算结果验证了单井开采具有采场压力影响范围较小,产能较低等缺点,并得出五采出四压裂的布井方式是既能够准确预测产能又能够更好避免井间干扰效应的最优布井方式。     

高压注入和等压扩散条件下N2置换煤中CH4的研究*

为探究注气置换抽采煤层瓦斯的效果,揭示注弱吸附性气体N2在等压扩散和高压注入2种条件下置换煤中CH4的机理,采用自行搭建的含瓦斯煤多元气体置换试验装置,开展等压扩散和高压注入2种条件下注N2置换煤中CH4的试验研究。研究结果表明:在注N2量相同的条件下,等压扩散置换量始终高于高压注气置换量,在等压扩散下N2置换CH4效率在21.32％浮动,高压注气下置换效率随着注N2量的增加而减小;等压扩散下注N2能置换煤中CH4主要是因为CH4分压降低和气体竞争吸附;高压注入下注N2能置换煤中CH4主要是由于游离相中总压上升和气体的竞争吸附;注N2量相同时,等压扩散下CH4解吸率和N2注置比均高于高压注入,对注N2置换煤中CH4采用等压扩散方法,置换效果更好。     

煤层注热CO2驱替CH4特性实验研究*

为研究注CO2增产煤层气过程中注气温度对煤层渗透特性变化的影响,利用自主研发的CO2置换驱替CH4实验系统,在注气温度为40,50,60 ℃条件下进行CO2置换驱替CH4实验,定量分析置换驱替过程中出口气体流量、孔隙压力以及煤层渗透率等变化规律。研究结果表明:在实验测试的40~60 ℃范围内,提高CO2注入温度有助于产出更多的CH4及封存CO2,CO2注入温度越高,出口混合气体流量和CH4气体流量越大,呈现出先升高后降低并趋于稳定的变化趋势,实验结束时置换体积比分别为2.704,2.741和2.595,注气温度为60 ℃时驱替效果较好,每产出单位体积的CH4注入的CO2量最少;煤层孔隙压力随注气时间呈现先逐渐上升后趋于平稳的变化趋势,逐渐趋近注气压力0.8 MPa;注CO2置换驱替CH4及提高CO2注入温度会降低煤层的渗透性,注气温度恒定时,渗透率随注气时间增加呈现先逐渐降低后趋于平稳的变化规律,注气温度由40 ℃升至60 ℃时,渗透率从0.017 1×10-15 m2下降至0.009 8×10-15 m2,降低幅度为34.50%~42.69%。     

聚氨酯-水泥带压注水封孔测压技术研究

基于传统上向钻孔测压技术的分析,提出一种新型上向孔测压技术—聚氨酯—水泥带压注水封孔测压技术。该技术利用气体渗透性大于液体的弱点,变传统封堵漏气通道为封堵液体泄漏通道,降低封堵漏气难易程度,提高测压成功率;同时利用水作为动力介质和辅助封孔材料,实现主动测压和钻孔带压注浆,隔绝钻孔瓦斯与外界环境的直接接触,提高系统本身测压的可靠性。通过理论分析及与常用测压技术对比表明,该技术用于煤层瓦斯压力测定是完全可行的。     

高瓦斯低透气性煤层深孔预裂爆破增透技术研究及应用*

为解决高瓦斯矿井开采过程中煤体透气性差、瓦斯预抽周期长、抽采效果不佳的难题，提出利用深孔预裂爆破技术提高煤体裂隙发育度，增加煤体透气性，从而提高瓦斯抽采率的方法。通过现场调研、理论分析、数值模拟及工业性试验等方法，分析深孔预裂爆破卸压增透内在机理，确定爆破影响半径为4.5~5.3 m，并在A110605工作面进行现场应用，同时考察煤层增透效果。研究结果表明:煤层爆破致裂后，平均瓦斯抽采浓度提高了2.17倍，平均瓦斯抽采纯量提高了2.02倍，煤层透气性系数提高了近5.3倍，煤层卸压增透效果显著，很大程度上消除了煤与瓦斯突出危险性，为实现工作面的安全开采及正常接替提供了保障。