高酸性气井钻井过程中的井控机理

川东北高含硫气田的CO₂、H₂S含量较高，部分气井中的CO₂、H₂S已处于超临界状态。CO₂、H₂S在环空流动过程中离井口很近的距离才发生体积突变，极易诱发井喷。为此，从分析超临界状态CO₂、H₂S的特殊相态特征入手，建立了相应的数学模型，编写了计算机程序，模拟了高酸性高压气井环空温度场、压力场、压缩因子和体积膨胀情况。从模拟计算结果可以看出，在深井中，常规天然气的溢流通常有足够的预警时间，而高酸性气体则在井筒的上部位置发生突然膨胀，引起的天然气溢流几乎没有预警时间。在高酸性气井钻井过程中，需要加强对环空钻井液瞬时流量的监测，尽早发现溢流，确保安全钻井。     

高含硫气井关井后井口压力异常影响因素研究

高含硫气井关井后常呈现关井后井口压力上升和井口压力下降两种截然不同变化趋势。为了深入揭示高含硫气井关井后井口压力恢复异常变化的本质,通过建立开关井过程中气液两相非稳态变化模型,计算求解生产压差、水击压力、温度效应、重组分沉降和续流效应对气井关井后井口压力变化规律的影响。通过研究,揭示了高含硫气井关井后井口压力变化是受到多个因素的综合影响。关井后井口压力异常通常在小压差大产量气井发生,且井口压力异常在不同关井时期受到的影响因素略有不同。在关井初期,井口压力受到水击压力和重组分沉降的综合影响; 在关井中期,主要是重组分沉降影响; 在关井后期,则主要受到温度的影响。研究结论对于认识和指导高含硫气井实现井口测压代替井底测压开展动态监测工作提供了重要依据。     

高温高压气井关井期间井底压力计算方法

常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动。但是,新疆克拉2气田部分高温高压气井的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致。对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算。为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证。实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释。      

CO2泡沫压裂井筒气-液-固三相流动模型

CO₂泡沫压裂技术具有低伤害、易返排、节约水资源等优点,已被广泛应用于非常规油气开采,但目前CO₂泡沫压裂液井筒流动模型大多只考虑气、液两相,忽略了支撑剂固相对CO₂泡沫压裂液流动性的影响。通过体积平均法将支撑剂固相与CO₂泡沫耦合建立气-液-固三相CO₂泡沫压裂液井筒流动计算模型,并与现场压裂井实测温度数据对比,温度平均误差仅为2.7%,验证了模型的正确性。实例计算表明:支撑剂固相会使CO₂泡沫压裂液井筒压力升高,井筒内温度和压力随支撑剂体积浓度的增加而增大,体积分数从0增加到0.3,井底压力增大9.0 MPa;泡沫质量增加会明显增大井筒内CO₂泡沫压裂液温度;增大质量流量会导致温度和压力降低,质量流量增加10 kg/s,井底压力降低5 MPa、温度降低0.4℃。研究成果可以实现CO₂泡沫压裂井筒气-液-固三相流动温度和压力等参数耦合计算。     

考虑井筒硫析出的高含硫气井井筒温度、压力场计算新模型

在高含硫气井的日常管理及气井设计、动态分析中,井筒压力、温度分布是两个重要的参数,而气体中富含H₂S和CO₂以及流动过程中硫颗粒的析出是导致高含硫气井井筒温度、压力分布计算偏差的两个关键因素。为此,以实验数据为基础,对物性参数计算方法进行优选,提出了采用DPR模型结合WA校正法和Dempsey模型结合Standing校正法作为计算高含硫天然气压缩因子和黏度的模型,根据传热学和气-固两相流动理论,建立了考虑井筒硫颗粒析出的井筒温度、压力分布计算新模型。运用该模型对某高含硫气井井筒温度、压力、井筒析出硫颗粒体积进行了计算,温度、压力的计算值与实测值最大误差分别为2.67%和2.32%,表明新模型计算精度较高,适用于高含硫气井井筒温度、压力分布和析出硫颗粒体积的计算与分析。     

延长气田抗CO2/H2S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题，通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因，以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO₂/H₂S腐蚀缓蚀剂为助剂，以抗CO₂腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配，通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价，并探究不同H₂S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果，筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂，并将其在现场应用。结果表明：溶解氧、侵蚀性CO₂、CI^-引起的吸氧腐蚀、CO₂腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因，细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响；在CO₂/H₂S腐蚀联合控制条件下，抗CO₂/H₂S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优，缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO₂/H₂S复配缓蚀KS-0...     

天然气液化过程中重烃组分脱除工艺设计及应用

天然气液化前需对原料气进行净化处理，脱除其中的CO₂、H₂O、H₂S和重烃(C₅及以上烃类，简写为“C₅₊”)组分等，防止以上组分在液化段冻结形成固体，堵塞管道和设备。以西部某液化天然气(LNG)工厂为例，针对该厂管道原料天然气C₅₊组分变化波动大、含量(物质的量分数，下同)高的情况，在对原料天然气组分检测分析的基础上，对原C₅₊组分脱除工艺进行了改造设计，采用Aspen Hysys软件对设计的C₅₊组分脱除新工艺进行了模拟计算并应用于生产，最后对生产中净化处理后的天然气组分进行了检测分析。结果表明，低温冷凝预分离+高性能活性炭吸附组合的C₅₊组分脱除工艺理论上可行，在保证天然气C₅₊组分满足液化过程要求的情况下，最大限度的保留了C₂～C₄组分不被脱除，提高了LNG的热值。模拟结果中脱除C₅₊组分后的天然...     

纯液态CO2压裂非稳态过程数值模拟

为了解纯液态CO₂压裂初始井底压力和温度随时间的演化规律，对压裂液初期非稳态过程进行了数值模拟。从模拟的结果看：井底液体CO₂在压裂的初期会经历较大的温度和压力变化，液体CO₂会因受热而发生相态的变化和体积的膨胀，最大膨胀幅度达17.2%，而其重位压头的变化则是引起井底液体CO₂压力变化的主要因素。一般在压裂2～5 min后井底温压即可稳定，稳定后的温度和压力以及稳定所需要的时间主要与压裂液排量、井深有关。如果气井太深，低温液体CO₂会在井筒附近地层造成巨大的温度梯度，这有可能会引起井筒周围地层热应力的剧烈上升，从而有利于井筒射孔附近地层的开裂。     

我国高含H2S/CO2气藏安全高效钻采的关键问题

我国高含H₂S/CO₂气藏天然气探明地质储量已经超过5000×10⁸m³，由于国内在高含H₂S/CO₂天然气藏钻探与开采方面缺乏系统的理论和成熟的工程技术，经常遇到系统失稳、压力失控、硫堵塞、工具失效及测试失败等棘手问题，不仅造成了巨大的直接经济损失，而且还严重制约了这类天然气藏的勘探开发与产能建设。为此，系统阐述了高含H₂S/CO₂气藏安全高效钻采的若干关键问题，包括：高含H₂S/CO₂气藏流体相态特征与渗流规律、元素硫积机理与防治、天然气水合物形成与防治、基于超临界流体相态与压力传递规律的井控及预报、高含H₂S/CO₂气藏安全开发模式等，以期为这类气藏的安全、高效生产提供帮助。     

硫酸盐热化学反应蚀变天然气模拟

高H₂S天然气一般被认为是硫酸盐热化学还原反应(TSR)的结果。在高温高压不饱和水蒸气条件下对天然气与硫酸镁TSR反应进行了热模拟实验研究,确定了TSR反应途径,探讨了TSR可能的地质影响因素。结果表明,天然气与硫酸镁反应主要生成MgO、H₂S、CO₂及焦炭等产物,随着模拟温度升高,TSR转化率逐渐增大,天然气中总烃含量减少,CH₄比例逐渐增大,C₂H₆与C₃H₈ 含量呈递减趋势。干燥系数与CO₂含量呈明显的正相关关系,干燥系数与H₂S含量以及CO₂与H₂S含量之间正相关性低,这可能是由于TSR不同阶段主要控制因素不同导致的。地质条件下,高硫化氢天然气的形成与演变很可能受控于温度、碳链长度、金属离子、水和硫化氢含量这几种主要因素。     

Influence of gas transport mechanisms on the productivity of multi-stage fractured horizontal wells in shale gas reservoirs

In order to investigate the influence on shale gas well productivity caused by gas transport in nanometersize pores, a mathematical model of multi-stage fractured horizontal wells in shale gas reservoirs is built, which considers the influence of viscous flow, Knudsen diffusion, surface diffusion, and adsorption layer thickness. A discrete- fracture model is used to simplify the fracture modeling, and a finite element method is applied to solve the model. The numerical simulation results indicate that with a decrease in the intrinsic matrix permeability, Knudsen diffusion and surface diffusion contributions to production become large and cannot be ignored. The existence of an adsorption layer on the nanopore surfaces reduces the effective pore radius and the effective porosity, resulting in low production from fractured horizontal wells. With a decrease in the pore radius, considering the adsorption layer, the production reduction rate increases. When the pore radius is less than 10 nm, because of the combined impacts of Knudsen diffusion, surface diffusion, and adsorption layers, the production of multi-stage fractured horizontal wells increases with a decrease in the pore pressure. When the pore pressure is lower than 30 MPa, the rate of production increase becomes larger with a decrease in pore pressure.     

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章提出气井在井筒流动的稳定性应分为质量稳定和热力稳定的问题。综合二维径向多阶段不稳定热扩散分析解，和垂直井(斜井)管流质量守恒、动量守恒、能量守恒、状态方程，给出了预测井筒流动、地层热扩做双重不稳定规律的数学模型和数值解法。以新疆柯克亚气田柯深1井进行了实例分析，发现传统的考虑井筒稳定流动方法计算结果，由于忽略了井筒中的热力不稳定变化过程，压力和温度明显高于本方法的计算结果。以本方法对比计算不同产气量的情况，结果符合一般认识。由于岩石热扩散系数很小，气井工作制度的变化会引起气井长期的热力不稳定，对于气井井筒不稳定动态的模拟在气井产能评价、动态分析等方面具有重要的意义。     

页岩气藏体积压裂水平井渗流模型

实现页岩气藏有效开发的关键在于页岩储层渗流机理的研究和产能模型的建立,但页岩气藏孔渗结构具有强烈的多尺度性,渗流机理复杂;纳米级孔隙存在克努森扩散,解吸介质变形等情形。同时,在增产改造过程中形成的复杂裂缝网络形态也对页岩气多尺度流动特征及页岩气产能造成不同程度的影响。建立了页岩气藏体积压裂后,水力裂缝与天然裂缝耦合条件下的产能预测模型,综合考虑吸附、解吸、扩散、裂缝网络等非线性流动效应的作用,并分别运用有限差分、嵌套性有限差分方法及牛顿拉普森迭代法进行求解。最后,结合我国某页岩区块实际井对体积压裂后产能进行影响因素分析。该模型对页岩气藏水平井压裂设计、压裂参数优化以及产能评价研究都具有一定的指导意义。     

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析

为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素,基于广泛的文献调研,描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流,分析了其影响因素和适用条件。在此基础上,利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时,随吸附气含量增高,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,地层平均压力下降速度加快;②相同吸附气浓度条件下,随Langmuir体积和Langmuir压力的增加,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,初期产量递减速度加快;③气体扩散系数对产能影响较小;④基质渗透率介于1.0×10^-9～1.0×10^-6 mD时,基质渗透率是控制水平井产能的主要因素,随基质渗透率增加,日产气量和累积产气量迅速增加;⑤基质渗透率大于1.0×10^-6 mD 时,基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素,日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加;⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加,水平井累积产气量逐渐增加,累积产气量增幅逐渐减小,压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。     

页岩气纳米孔气体传输模型

页岩气纳米孔气体传输模型是准确进行页岩气数值模拟的基础,对页岩气经济开发具有重要的意义。页岩气纳米孔气体传输机理包括纳米孔体相气体传输和吸附气表面扩散,而纳米孔体相气体传输机理包括连续流动、滑脱流动和努森扩散。基于滑脱流动和努森扩散两种传输机理,分别以分子之间碰撞频率和分子与孔隙壁面碰撞频率占总碰撞频率的比值作为滑脱流动和努森扩散的权重因子,将这两种传输机理叠加,建立了纳米孔体相气体传输模型。基于Hwang模型,考虑高压条件下吸附气覆盖度的影响,建立了纳米孔吸附气表面扩散模型。结合纳米孔体相气体传输和吸附气表面扩散模型,建立了页岩气纳米孔气体传输模型,并采用分子模拟和实验数据进行了验证。结果表明:①滑脱流动、努森扩散和表面扩散对气体传输的贡献是此消彼长的,其主要受孔隙尺度和压力的支配。②滑脱流动在介、宏孔(半径> 2 nm)和高压条件下,对气体传输贡献大;在微孔(半径≤2 nm)和低压条件下,其贡献小,可忽略。③努森扩散在宏孔(半径> 50 nm)和低压条件下,对气体传输贡献不可忽略,在其他条件下均可忽略。④表面扩散在微孔(半径≤2 nm)和全压力范围内,总是主宰了气体传输;当孔隙半径> 25 nm和压力高于1 MPa时,表面扩散贡献可忽略;当孔隙半径在2~25 nm和压力低于5 MPa时,表面扩散贡献较高,不能忽略。     

页岩气扩散实验与数学模型

在地层条件下,页岩气流动状态受多尺度效应影响,包含黏性流、扩散流以及滑脱流等,气体的产出是多种机制协同作用的结果,前人提出的扩散模型已不能准确地描述页岩气在基质中的扩散行为。为了定量表征页岩气扩散能力的影响因素,揭示气井在全生命周期开发过程中的流动规律以及对产能的影响,利用自主研发的高温高压近平衡态实验系统,开展了页岩气在0~1 MPa微压差条件下的流动实验,并提出一种综合考虑渗透率、温度与压力的扩散系数计算方法,成功地运用于川南地区五峰组-龙马溪组页岩中,指出该地区优质储层扩散产量成为主控因素时临界开发压力为4.5 MPa,对于页岩气井产能评价以及扩散能力的表征有重要的意义。通过实验结果与理论分析表明,扩散在高温、低渗、低压力条件下会有更高的分配系数,考虑了基质渗流能力的扩散系数模型能更好地运用在实际流动中,忽略扩散的影响将对产能计算带来较大误差。     

特大井喷H2S扩散的数值模拟分析

含H2S气体的高压井喷是一个非常复杂的扩散问题,涉及多组分气体的混合、运移、扩散、气象条件以及复杂的地形空间影响。为此,采用可行的计算流体动力学（CFD）对这一复杂的大空间流场问题进行了数值模拟研究,根据重庆开县特大井喷事故现场三维地貌等高线数据建立了井喷H2S扩散的CFD流场计算的有限元模型,结合当时气象条件,用Fluent软件的UDF功能编写了边界间歇风速的函数,数学模型中采用了适合于预测大气流动的大涡模拟运动方程,将CFD有限元模型和建立的数学模型用Fluent软件的解算器,对H2S气体的扩散和运移规律进行了详细的数值模拟研究,获得了H2S气体在该井场周围山谷地形的积聚、运移规律以及风向对气云扩散的影响,获得了H2S和CH4两种气体扩散的时空分布云图。模拟结果和事故现场调查结果一致。     

吸附气对气水两相流页岩气井井底压力的影响

在页岩气藏中,有相当一部分页岩气以吸附气状态存在。在气藏开发过程中,随着气藏压力的不断降低,吸附气会发生解吸扩散,这一现象会影响页岩气藏的压力变化。应用Langmuir等温吸附曲线和Fick拟稳态扩散定律,对吸附气的解吸扩散特征进行了数学表征;结合气水两相渗流理论,建立了页岩气藏气水两相渗流数学模型;应用有限差分法得到相应的数值模型,编程求解得出了井底压力变化的数值解：分析了吸附气的解吸扩散对气水两相流并底压力变化的影响。研究结果表明：解吸气补充了流体供应量,提高了地层能量,使井底压力的下降变缓,压力差曲线下移;由于基质收缩及孔隙增大,储层物性和地层流动性能得到改善,压力差导数曲线前期凹陷加深。     

页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输机理及流态实验

为了探究页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输方式、机理、气体流态,以及页岩表观渗透率的合理表示方法,首先基于前人的研究成果,从微观和宏观的角度综合分析了页岩纳米孔隙中气体的质量传输机理;然后通过开展致密页岩中气体渗流实验,对纳米孔隙中气体的真实流态进行了分析,讨论了孔隙尺寸、压力等参数对页岩渗透率的影响;进而对不同页岩表观渗透率模型进行了比较,探讨了其合理的表示方法。研究结果表明:(1)页岩纳米孔隙中游离气质量传输方式主要为滑脱流、努森扩散及斐克扩散,吸附气质量传输方式主要为表面扩散,气体流态为滑脱流或过渡流,不存在连续流,并且孔隙越小、压力越低,滑脱流越弱,努森扩散越强;(2)在相同的实验条件下,Darcy渗透率最低,B-K表观渗透率和Civan表观渗透率非常接近,Klinkenberg表观渗透率居中,APF表观渗透率与Wu表观渗透率最高且出现了曲线交替;(3)在Wu表观渗透率中,滑脱流在滑脱区和过渡区都是气体质量主要的传输方式;(4)在APF表观渗透率中,滑脱流是滑脱区气体质量主要的传输方式,而努森扩散则是过渡区气体质量主要的传输方式。     

基于物质平衡修正的页岩气藏压裂水平井产量递减分析方法

基于压裂水平井非结构PEBI网格,引入尘气模型建立了综合考虑页岩气藏吸附/解吸、扩散和达西流的运移数学模型,结合控制体有限差分法和全隐式法推导了页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减数学模型,并考虑了页岩吸附/解吸作用修正Blasingame现代产量递减分析方法中的物质平衡拟时间,将该方法扩展到页岩气藏,计算获得了页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线。结果表明:与物质平衡修正后的产量递减曲线相比,修正前的页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减曲线值偏小,并且边界拟稳定流出现的时间更早,计算出的单井控制储量偏小;页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线可划分为早期裂缝线性流、早期径向流、复合线性流以及拟稳定流4个流动阶段;页岩吸附/解吸作用对产量递减典型曲线有显著影响,其中Langmuir压力对其影响是非线性的,而Langmuir体积对其影响为线性的。