连续油管水平井压裂携砂液流动压降及敏感性

连续油管压裂过程中携沙压裂液流动摩阻压降是压裂设计的重要内容,也是现场压裂施工成功的关键。压裂过程中携砂压裂液流经螺旋管、非螺旋段(垂直段+水平段)、环空压裂段,预测压裂流动压降难度大,现场设计数据与实际出入较大。在前人研究的基础上,以大庆某外径60.3 mm、壁厚2.769 mm的连续油管压裂数据为例,对连续油管水平井压裂携砂液流动压降进行分析。结果表明:螺旋段是连续油管在整个压降系统中最敏感部分,且这种敏感性会随着排量的增大而增强;环空压裂段摩阻压降与排量、环空管径比正相关;整体上压降随岩屑体积分数的增加而增加,但在此过程中会出现短暂下降窗口。     

水力压裂摩阻类型及降阻措施

水力压裂摩阻引起施工压力增加,施工风险增大。水力压裂摩阻包括沿程摩阻和近井摩阻。近井摩阻产生机理最为复杂,其中射孔数不足、孔眼清洁度差以及孔眼堵塞产生孔眼摩阻;射孔相位不当、固井质量差以及多裂缝竞争延伸产生裂缝弯曲摩阻。降低压裂摩阻的工艺措施主要包括定向射孔、支撑剂段塞磨蚀、增大压裂液黏度、压裂液延迟交联等。     

连续油管水力喷射环空压裂技术

连续油管水力喷射压裂是解决我国纵向多层压裂难题的有效手段,为深入了解国外连续油管技术,提高国内现有尺寸连续油管应用范围,在连续油管传输压裂与环空压裂两种方式对比分析的基础上,对连续油管水力喷射环空压裂技术的原理、施工工序、摩阻计算、优越性与局限性等进行了全方位的分析。结果认为这种环空压裂方式通过喷砂射孔与环空加砂配合可以拓宽连续油管应用深度,提高国内现有小尺寸连续油管设备利用率,提高喷嘴寿命,增大施工排量,从而具有更高的现场适用性及可操作性。研究成果为引入国外连续油管解决国内多层气藏分压改造难题,以及转变观念进行连续油管水力喷射环空大规模压裂奠定了基础。     

页岩储层CO2泡沫压裂液摩阻特性研究

CO_2泡沫压裂液在管流等过程中的压力降计算关系到整个压裂施工过程的可靠性。模拟现场施工条件,通过室内管流实验研究了高温高压条件下CO_2泡沫压裂液的摩阻特性,分析了压力、温度、泡沫质量和流速对CO_2泡沫压裂液摩阻特性的影响规律。建立了CO_2泡沫压裂液未发泡和发泡状态下的摩阻系数数学计算模型,预测了CO_2泡沫压裂液在不同泵注排量下的管柱摩阻。结果表明,CO_2泡沫压裂液摩擦阻力系数随温度升高、剪切速率和压力的增加而减小,随泡沫质量的增加而增大,当泡沫质量分数大于75%时,摩阻系数降低。压力对摩擦阻力系数的影响较小。通过摩阻系数数学计算模型,计算得到CO_2泡沫压裂液在层流条件下具有较好的增黏效果,紊流条件下的降阻效果较好。相同排量下31/2″油管对应的摩阻小于27/8″油管的摩阻,CO_2泡沫压裂的管柱应选择31/2″油管。认识和评价CO_2泡沫压裂液摩阻特性对现场压裂施工设计具有重要意义。     

一种改进的预测连续油管环空摩阻压降的计算方法

在前期分析计算连续油管管内摩阻压降的基础上,进一步介绍了一种准确确定连续油管环空摩阻压降的计算方法,分析了管道几何尺寸,表面粗糙度,泵排量,流体性能,雷诺数,摩阻系数,偏心度等参数对层流态和紊流太时的环空摩阻压降的影响效果,对各参数的确定,给出了计算公式,并进行了实验验证,还列举了带内管的连续油管环空偏心影响效果的分析方法,较全面地阐述了连续油管的环空水力性能,并给出计算实例。     

连续油管结合双封单卡压裂技术应用

针对大庆油田水平井双封单卡压裂技术进行多段压裂施工时需要反复拆装井口、上提管柱,存在施工效率低、劳动强度大及井控风险的问题,开展了连续油管与双封单卡压裂技术相结合的水平井连续油管压裂技术研究。研制了连续油管压裂配套工具和井口防喷装置,实现了与双封单卡压裂工艺的配套;开展了摩阻测试试验,掌握连续油管摩阻规律,为确定合理的施工参数提供了依据。现场试验表明:连续油管与双封单卡压裂技术相结合能有效解决井控风险,提高施工效率,减轻劳动强度,为扩展双封单卡压裂技术在中浅层气井的应用奠定了基础。     

液态CO_2流变特性与滤失性能分析

CO_2压裂技术是实现致密油气、页岩油气等非常规油气资源高效开发的重要技术手段之一,然而超临界CO_2复杂的流变特性在一定程度上限制了CO_2压裂技术的广泛运用。通过室内试验,对液态CO_2流变特性和滤失性能进行了评价分析。研究结果表明,液态CO_2的摩擦压降梯度随着其流速的增大而迅速增大,且摩阻压降梯度与液态CO_2的密度、黏度等参数有直接的关系;超临界CO_2的滤失速率随时间的增大而减小,然后趋于稳定值,在8 min后,滤失基本趋于稳定,滤失量与滤失时间线性相关。本研究为进一步研究支撑剂在超临界CO_2中的沉降规律和CO2压裂过程中摩阻预测奠定了基础。     

辽河油田应用连续油管压裂工艺研究

连续油管压裂技术由于其安全、经济、高效的特点,已经广泛应用到国外的油气田生产中。为了扩大连续油管的使用范围,辽河油田根据油气田开发生产过程中油井多层压裂的实际需要,形成了连续油管压裂工艺方案,采用水力喷射环空压裂施工工艺进行了连续油管增产作业的探索和研究,并首次现场施工应用成功。压裂结果表明,采用环空压裂可以大幅度地增加流动通道,减少对连续油管的摩阻,提高施工排量,所有层段能够一次改造完成,降低施工成本,提高压裂改造效果,为应用连续油管进行增产作业积攒了宝贵的经验。     

双层连续油管冲砂作业水力摩阻计算

在常规技术难以进行有效清砂的井筒作业中,双层连续油管具有明显的技术优势,但该类管柱的受力状态有别于普通连续油管。以冲砂作业为研究对象,结合流体力学推导出了双层连续油管作业的水力摩阻计算公式。计算表明,对长度为4 000m的60.3mm+31.8mm组合双层连续油管,排量相同时,螺旋段单位长度上的摩阻要略高于直管段的压降;排量对摩阻影响显著,例如排量由50L/min增加到150L/min,对应的摩阻压力降则增大6倍以上。通过与现场施工参数相比较,该公式计算结果与实际参数变化趋势吻合较好。为双层连续油管冲砂作业制定合理的参数提供了一定的理论借鉴。     

弯曲连续管内流体运动机理与摩阻研究

井眼的弯曲直接影响连续管在井下的弯曲状态和连续管内流体的运动特性与摩阻。为此,分析了弯曲连续管内流体流动的运动机理,在此基础上根据流体力学原理建立了不同流体条件下弯曲连续管内流体摩阻计算模型。分析结果表明:弯曲连续管内流体的运动呈现断面环流和冲击波效应,这可能是引起弯曲连续管内流体复杂运动的力学机制;弯曲连续管内流体流动的断面环流和冲击波效应在一定程度上影响了连续管内流体的流态和摩阻;随着井眼曲率半径的减小和注入排量的增大,不同流体条件下弯曲连续管内流体的横向切力和摩阻随之增大;弯曲连续管内流体流动的横向切力和摩阻受弯曲段井眼曲率半径和注入排量的影响较大。研究结果可对弯曲井眼中连续管循环摩阻计算、受力分析和排量优选提供理论参考。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

纤维支撑剂团静态沉降速度计算方法

水力压裂过程中,脉冲注入含纤维的支撑剂团可以有效保持其在裂缝输送沉降过程中的完整性,从而形成柱状支撑裂缝。通过实验再现了纤维支撑剂团静态沉降过程中的完整性,将压裂液-纤维-支撑剂三相混合物处理为单相流体,通过修正液相的流变性获得混合物的物性,考虑纤维支撑剂团在静态沉降过程中所受的重力、浮力、壁面摩擦力和绕流阻力,建立其沉降速度计算公式及数值计算迭代算法。对比实验中纤维支撑剂团沉降速度发现,所建模型预测结果与实验结果符合度较高。通过支撑剂密度、支撑剂体积分数、纤维支撑剂团直径和裂缝宽度等因素对纤维支撑剂团沉降速度的影响发现:随着支撑剂密度、支撑剂体积分数和裂缝宽度的增大,纤维支撑剂团沉降速度随之增大;纤维支撑剂团直径对其沉降速度影响较小。     

压裂液返排期间放喷油嘴的磨损规律研究

压裂液返排期间,由于支撑剂的回流返吐导致放喷油嘴磨损严重,不仅增加了更换油嘴的成本,而且影响压裂施工效果。为了延长放喷油嘴的使用寿命,基于光滑粒子流体动力学(SPH)和有限元(FEM)的耦合方法,对压裂液返排期间放喷油嘴的磨损规律进行数值模拟研究。以磨损速率为判断标准,优化设计了放喷油嘴的内流道结构,优选了油嘴材料,探讨了支撑剂质量分数和粒径对油嘴磨损程度的影响。研究结果表明:放喷油嘴收缩段与直线段的过渡段和出口处的磨损最严重,优选油嘴的内流道结构为流线形,收缩段长度为25 mm,整体长度为42 mm,材料为陶瓷;随着支撑剂质量分数和粒径的增加,放喷油嘴的磨损速率均呈现先增大后减小的规律;优化的放喷油嘴耐磨性强,使用寿命长,可保证压裂液返排施工高效进行。研究结果可为高压高含砂条件下的耐磨油嘴设计提供参考。     

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。     

径向井水力压裂摩阻影响因素与计算公式

为研究井眼内径及压裂施工参数对径向井压裂摩阻影响规律和确定井眼内压裂液摩阻大小,使用中国石油大学（华东）研制的压裂液摩阻测试系统（主要由摩阻测试控制中心、压裂液调配釜、可调速螺杆泵、变径管道、高灵敏度压力测量仪、电子流量计组成）,模拟径向井中压裂液的流动状态,并对压裂液摩阻进行准确测量,分析了影响压裂液摩阻的主要因素。实验结果表明,对径向井摩阻影响由大到小的因素依次为:井眼内径、排量、黏度、支撑剂粒径和砂比,且影响规律各有不同。采用降阻比原理,通过对322组实验数据进行回归拟合,建立了考虑井眼内径、排量、压裂液黏度、支撑剂粒径及砂比的径向井瓜胶压裂液摩阻损失计算关系式。利用相关系数检验法计算标准估计误差为0.140,拟合回归方程有效。实验发现,瓜胶压裂液黏度对摩阻有双重影响:一方面会增加流体内部以及流体与管壁间的剪切应力,导致摩阻损失增大;另一方面,随着黏度增加,聚合物溶液产生转捩延迟效应,同时对支撑剂控制能力增强,促使压裂液摩阻损失减小。      

基于CFD-DEM方法的迂曲裂缝中支撑剂运移关键影响因素分析

裂缝中支撑剂的运移和铺置是维持裂缝开放和增强裂缝导流能力的关键,但支撑剂在迂曲裂缝中的运移机理尚不明确。为此,基于计算流体力学原理,利用离散单元法建立支撑剂在迂曲裂缝中运移的数值模型,研究携砂液注入速度、压裂液砂比、支撑剂粒径等因素对迂曲裂缝中支撑剂运移铺置规律的影响。结果表明:裂缝迂曲度越大、支撑剂铺置距离越短,流速损失越大;在距裂缝入口20 mm处,与迂曲度为1.0的裂缝相比,迂曲度为1.2、1.5、2.0的裂缝中的流速损失率增大2.2、3.7、4.5倍;迂曲裂缝内支撑剂铺置距离随支撑剂注入速度的增大而增大,随压裂液砂比、支撑剂粒径的增大而缩短。该研究可为支撑剂在迂曲裂缝中运移的相关研究提供理论指导。     

树脂包覆支撑剂控制回流方法研究

近年来,为提高压裂效果,最大限度地挖掘油层产能,压裂施工规模逐步增大,加砂量和施工砂比也逐步提高.而压后生产过程中支撑剂回流井筒造成油井生产能力下降快及卡泵等现象越来越引起生产单位的重视.对支撑剂回流原因进行了分析,开展了可固结支撑剂的室内试验,开发了一种新型包覆支撑剂产品及包覆工艺,该产品可较好地满足稳定缝口、防止支撑剂回流且保持高导流能力的要求.     

水力压裂工况对活动弯头冲蚀行为的影响

目的探究压裂施工参数对活动弯头冲蚀的影响,厘清不同工况条件下活动弯头冲蚀行为及冲蚀速率的演化趋势。 方法使用CFD软件建立通径为69.85 mm的双弯弧活动弯头模型,结合压裂实际工况,分别针对不同安装角度、支撑剂质量流量、压裂液流速及黏度条件下活动弯头冲蚀行为进行仿真计算。 结果不同工况条件下弯头最大冲蚀速率均出现在第二弯弧外拱侧出口处。在其他参数相同的条件下,活动弯头最大冲蚀速率在安装角度75°时出现极小值;支撑剂质量流量在4.2～25.2 kg/s 范围内,最大冲蚀速率呈线性增大,当支撑剂质量流量达到 33.6 kg/s 后,由于“屏蔽效应”导致冲蚀速率增速较略有降低;冲蚀速率随着压裂液流速增大呈近似指数型增长趋势;压裂液黏度在 10～40 mPa·s 范围内时,活动弯头最大冲蚀速率较为平稳,随着黏度逐渐增大,最大冲蚀速率也随之增大,并在 120 mPa·s 后趋于平稳。 结论研究结果与现场实际基本符合,可为压裂现场活动弯头布局及施工参数优化提供有效参考。      

页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律

为了研究页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律,构建了大尺度复杂裂缝支撑剂运移与展布评价实验系统,测试了次裂缝角度、注入排量、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响,研究了主/次裂缝中支撑剂的运移与展布规律。结果表明:(1)裂缝中流体流态随裂缝支撑高度增加逐步由层流向紊流转变;(2)支撑剂在裂缝中的运移方式主要包括悬浮运移和滑移运动;(3)分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等参数相关,其中注入排量为最主要的影响因素;(4)分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径呈正比,同次裂缝与主裂缝的流量比呈反比;(5)分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度呈正比,与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径呈反比;(6)分支后主裂缝的砂堤前缘角度同加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比呈正比,与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度呈反比;(7)次裂缝的砂堤前缘角度同次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径呈正比,和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比呈反比。结论认为,该研究成果可以为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。