幂律流体中岩屑颗粒沉降速度实验

钻井过程中,任何井型都需要钻井液有效携带岩屑上返,以保持井眼清洁;但由于岩屑颗粒与钻井液存在密度差,遇到接单根、停钻等工况,岩屑颗粒就会在钻井液中沉降。对于大斜度井和水平井,岩屑沉降后会堆积在造斜和水平井段,形成岩屑床,造成恶性井下安全事故,因此,深入研究岩屑颗粒在钻井液中的沉降规律十分重要。文中首先综述了不同形状、不同粒径的固体颗粒在牛顿流体中的阻力系数和沉降速度计算模型,分析了牛顿流体中固体颗粒雷诺数和阻力系数之间的关系;应用与研究固体颗粒在牛顿流体中沉降的相同方法,并通过室内实验,得到了不同粒径岩屑颗粒在幂律流体中的沉降速度模型、颗粒雷诺数与阻力系数之间的关系模型。     

形状差异的岩屑颗粒沉降规律及曳力系数模型

油气钻井中,岩屑颗粒在井筒中自由沉降会引起沉砂卡钻等问题。为了探究岩屑颗粒沉降规律,开展了模拟岩屑颗粒自由沉降实验。利用沉降实验数据和图像处理技术,计算出10种不同形状颗粒在9种非牛顿流体中的沉降末速度与曳力系数,研究了颗粒形状和流变性对沉降的影响规律,并探究了现有曳力系数模型对非球形颗粒在非牛顿流体中的适用性。结果表明,颗粒偏离球形程度越大,在流体中越难沉降。流体黏度增加可有效抑制沉降的发生,且流体非牛顿性越强,对沉降的抑制作用越明显。现有曳力系数模型不适合描述非牛顿流体中非球形颗粒沉降规律,因此,构建了一种新的形状因子,并结合该形状因子建立了新的曳力系数模型。误差分析结果显示,新模型对沉降实验测量数据具有良好的拟合性,决定系数R²大于0.99。较现有模型预测精度提高了50.5%,预测真实岩屑颗粒曳力系数的误差在15%以内,可较好地描述不同形状岩屑颗粒的沉降曳力系数规律,对提高钻井过程中颗粒流体稳定性具有重要理论和现实意义。     

大庆油田古龙页岩岩屑在幂律流体中的沉降阻力系数研究

大庆油田古龙页岩油开发大多采用长水平段水平井，但长水平段水平井钻井过程中，岩屑易在井筒内自由沉降而形成岩屑床，导致沉砂卡钻等井下故障，因此需要研究岩屑颗粒的沉降规律，优化钻井液性能及水力参数，确保井眼清洁。为此，利用可视化的试验装置和高速摄像机，系统记录了试验中颗粒在幂律流体中的沉降行为，获得了196组球形颗粒和224组不规则形状岩屑在幂律流体中自由沉降的试验数据。采用一种依赖于沉降颗粒受力平衡的力学模型对试验数据进行统计分析，建立了幂律流体中球形颗粒阻力系数预测模型。在此基础上，引入二维形状描述参数，建立了幂律流体中不规则形状岩屑阻力系数预测模型。该模型预测准确性较高，平均相对误差仅6.93%，能够满足钻井工程中预测岩屑沉降速度的需求。     

固液分离机中岩屑颗粒沉降规律研究

岩屑在钻井液中的沉降速度、沉降阻力、流动分布等已成为钻井工艺设计中的重要参数。岩屑在钻井液中的运动十分复杂，这些参数很难用纯解析方法获得。文章从岩屑颗粒与液相介质之间的相互作用入手，采用理论分析和试验研究相结合的方法，参照经验公式,讨论了固液动态压滤分离机中岩屑颗粒的沉降规律，对动压机内颗粒的受力情况、轴向沉降、离心力场沉降等问题进行了理论探讨和研究，得出了岩屑颗粒离心沉降末速度。     

幂律流体偏心环空流动中钻井液粘附系数研究

为了研究偏心环空中钻井液的粘附系数,建立了幂律流体偏心环空理论模型,用有限元软件Fluent对所建模型进行了模拟计算,分析了在环空紊流模型下钻井液粘附系数与套管运动速度及偏心距之间的关系,并对比分析了钻井液粘附系数和波动压力随偏心距的变化趋势。模拟中紊流计算采用κ-ε模型,假设幂律流体做稳定不可压缩流动。分析结果表明,当偏心距从0增大到完全偏心时,钻井液粘附系数减小值大于52%,受套管运动速度的影响较小,可以忽略;钻井液粘附系数和波动压力随偏心距具有相同的变化趋势,随着偏心距的增大,环空中波动压力逐渐减小,且从同心环空到完全偏心波动压力减小了74%。     

随钻测量钻井液脉冲传输理论中幂律流体水击方程的建立

针对随钻测量（MWD）系统中钻井液脉冲信号传输方式存在的问题,依据流体力学原理,深入开展了MWD信号传输系统非牛顿流体水击问题基础理论研究。提出了一种线性化处理方法和幂律流体微分黏度近似表达式,建立了幂律流体瞬变流扰动量的变系数线性动量平衡方程,在此基础上建立了幂律流体水击方程。幂律流体瞬变流不仅取决于流体性质,而且还取决于其稳定流流动状态;方程中的变系数揭示了牛顿流体瞬变流与非牛顿流体瞬变流的主要区别。该方程的理论创新之处在于,一是考虑了非牛顿流体的影响,二是没有采用Darcy-Weisbach经验系数计算,而是进行了严格的解析解。     

地层砂粒在液体中的沉降规律研究

在压裂、防砂及冲砂过程中,为防止砂粒在井筒底部沉积,需研究砂粒在液体中的沉降规律,从而确定最低排量等施工参数。根据固液两相流理论,推导了砂粒在牛顿流体、幂律流体及宾汉流体中不同沉降雷诺数范围内的沉降规律;用不同类型的液体及不同粒径的砂粒对不同情况下沉降规律进行了实验验证。实验及计算表明：常用的斯托克斯公式仅适应于颗粒沉降雷诺数较小的情况;当砂粒较大、液体粘度较小时,用斯托克斯公式得出的计算值与实际值相关很大。新推导公式所得的理论计算值与实测值的误差较小,得出的砂粒沉降规律较为准确,可用于现场 流体携砂能力的研究。     

基于CFD-DEM耦合模型的岩屑运移数值模拟分析

为了提高大位移水平井钻井过程中井眼环空的岩屑颗粒运移效率,文中以岩屑颗粒运移速度作为评判运移效率指标,采用CFD-DEM耦合模型进行数值模拟,分析了钻杆偏心度、钻井液入口流速、钻杆转速和岩屑粒径对岩屑颗粒运移速度的影响规律。模拟仿真结果得出：钻杆偏心度的增大将导致悬浮层岩屑颗粒平均运移速度降低,其中偏心度大于0.50时,岩屑颗粒更易形成岩屑床;岩屑粒径的增大将使得沉降速度增大,从而导致岩屑颗粒运移速度降低,岩屑粒径超过1.5mm时,岩屑颗粒运移速度降低较为明显;提高钻杆转速,对岩屑颗粒运移速度的提升效果较小,但会使得岩屑滞留量减少;增大钻井液入口流速,能够使得岩屑颗粒运移速度同比例增大。为了减少岩屑床的形成,增大井眼清洁程度,应增大钻杆转速与钻井液入口流速,减小岩屑粒径。文中所建立的耦合模型也可为岩屑颗粒运移的研究提供一定的理论指导。     

钻柱中分流器的工作原理及水力分析

为解决钻井中尾管上部大井筒的低返速携岩问题,提出了在钻杆中安装分流器来提高携岩能力的设想,并初步设计了钻杆分流器的结构。建立了分流器的串联局部压力模型,推导出分流器开口面积的一元二次方程,优化了分流器的最佳携岩位置,并对其进行编程计算。结果表明:影响分流器开口直径的本质因素是分流量及压力差;随着喷嘴排量减小、密度减小、尾管段环空内径增大及安装井深增大,开口直径均减小;分流器的最优携岩位置主要受岩屑末速度的影响,岩屑末速度主要取决于岩屑粒径、钻井液密度、钻井液粘性系数及钻井液流速等因素。     

球形岩屑在赫-巴流体中的沉降速度

钻井时,井眼中的岩屑颗粒在其自重作用下会克服泥浆的阻力而以一定的速度沉降。为了及时有效地将岩屑从井眼中携出,必须使环空中泥浆上返速度大于岩屑的沉降速度。钻井实践及有关实验表明,泥浆的流变性是影响岩屑沉降速度的重要因素,而岩屑沉降速度又是合理确定钻井水力参数及调整泥浆性能不可缺少的依据。因此,深入研究岩屑在环空泥浆中的沉降规律是很重要的。本文将钻井泥浆当作赫-巴流体(Herschel-Bulkley fluid)来处理,应用等效粘度概念,在小雷诺数条件下,探讨了球形岩屑在赫-巴流体中的沉降问题,提出了沉降速度的计算公式,公式反映了泥浆密度、流变参数及岩屑粒径和岩屑密度与沉降速度的关系,得到了当沉降速度为零时的不沉粒径与泥浆性能参数之间的关系式,文中还给出了计算实例。经应用前人资料验证,证明文中理论与实验结果相符。本文的沉降速度公式可供现场计算时参考。     

原矿土钻井液室内评价与应用

塔里木盆地大北区块井眼尺寸大,上部地层普遍含砾石,钻井液存在携砂难、沉砂卡钻和压差卡钻风险。目前使用的OCMA膨润土虽然符合OCMA或者API标准,但加入到氯化钾聚合物钻井液中增黏效果有限,配制出的钻井液黏度、切力低,滤失量大,不适合大北区块山前井超大井眼的安全快速钻井。为此,提出了用原矿膨润土替代OCMA膨润土配制钻井液的方法。分析了OCMA膨润土增黏失效的原因,评价了原矿膨润土钻井液的流变性能,滤失造壁性能,配伍性能和抗盐水污染能力。研究了原矿膨润土的粒径分布和比表面积。现场应用表明,原矿膨润土钻井液比OCMA膨润土钻井液具有更好的增黏效果,滤失量更低,井下更安全,能满足大北区块超大井眼的携砂要求,井眼畅通,具有推广应用价值。      

泡沫流体层流射流的数值模拟

泡沫流体是石油工程上广泛应用的一种幂律非牛顿流体，在泡沫流体冲砂解堵、泡沫钻井等作业中都要求解泡沫射流的问题。利用流体力学数值模拟软件FLUENT对泡沫流体轴对称层流淹没射流进行了数值计算，得到了射流区域的速度场和表观黏度场的分布，以及幂律指数和稠度系数对射流的影响。从计算结果可以得出，非牛顿流体层流射流的轴心无量纲速度分布具有相似性，但与牛顿流体的湍流射流轴心无量纲速度分布相比具有较大的差别，射流轴心的速度在射流出口处发生骤降；无量纲轴向距离小于3时，不同的K和n对轴心速度分布影响很小，无量纲轴向距离大干3时，K和n越大，轴心速度衰减越慢。这些结论与前人得出的一致，证明用流体力学数值模拟软件FLUENT对非牛顿流体层流射流进行数值模拟是可行的。建议应加强适用于非牛顿流体湍流模型的研究，实验的方法是研究非牛顿流体湍流射流的最直接方法。     

Pressure Behavior for Spherical Flow in a Reservoir of Non-Newtonian Power-Law Fluids

The pressure variations during polymer flooding of oil reservoirs for oil recovery projects can be used to analyze the flow in the reservoir which is especially useful for the partially perforated reservoirs. This paper presents a relationship between the viscosity and the shear rate which is similar to forms developed for radial flow (Odeh, A. S., Yang, H. T. ([1979]). SPEJ. AIME (Jun.) 155). The power-law viscosity model is used to give the variation of the fluid viscosity with the spherical radius for a mathematical model of unsteady spherical flow for non-Newtonian fluids with wellbore storage and skin. An analytical solution for the wellbore pressure responses derived in Laplace space is used to analyze the behavior characteristics at early and later times to interpret the well-test parameters. The pressure variations are similar to those for a Newtonian fluid at the early times, but at later times, the variation of the viscosity with the power-law exponent is important, so the pressure response differs from that for a Newtonian fluid. The solution has significance for interpreting well test parameters for non-Newtonian spherical flow.     

非牛顿液体螺旋流场的数值解

本文采用近代物理中的格林函数,把非线性常微分方程组的解表示成非齐次项的定积分迭代式,对两种有代表性的物质——塑性液体和幂律液体进行了数值计算,并与Savins方法的计算结果进行了对比,其结果令人满意。本文把钻杆与井壁之间(环形空间)的钻井液的流动视为螺旋流,考虑了钻杆转动对水力因素的影响,比不考虑钻杆旋转的环空流更符合钻井实际;并且本方法避免了传统数值解法在解边值问题时的诸多不便,是一种新的积分方法。但在有刚性流核的场合,本方法不适用。     

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正确判别和选择非牛顿流体泥浆、水泥浆的流动状态,对优选钻井水力参数,避免两相流体作垂直运动时的界面相互掺混作用是非常有意义的。本研究在分析现有方法存在问题的基础上,从判别流态的基本概念出发,应用流道上的平均视粘度,建立了幂律流体判别流态的新方法。该方法包括流体在管内或环空流动时,平均视粘度、雷诺数等参数的表达工及平均视粘度在截面所处的位置。将该方法与幂律流体常用的流态判别方法、局部挠动流态判别方法对比,并进行试验验证,说明文中提出的方法含义清楚,符合实际,具有适应范围较宽的特点。     

A generalized rheological model for shear thinning fluids

A generalized rheological model for shear thinning fluids has been developed. The new model relates shear stress to shear rate for this type of fluids and predicts the behaviour of hyperbolic, parabolic, elliptic, and Newtonian fluids with or without yield stress at one or both extremes of the shear rate. It correlates the shear stress to the shear rate for a variety of drilling fluids better than both the power-law and Hershel-Bulkley model. It can also predict the viscosity of these fluids. The shear stress and viscosity are required for pressure drop calculations of flow in pipes, annuli, and packed beds.     

油基钻井液劣质固相絮凝剂双十六烷基二甲基氯化铵

劣质固相对油基钻井液的性能影响大,且由于其粒径小难以被固控设备清除。絮凝剂能通过絮凝作用增大劣质固相粒径,但几乎都用于水基钻井液而少有用于油基钻井液。以高岭土作为油基钻井液劣质固相,通过静置观察、浊度分析、显微镜观察等方法,研究了双十六烷基二甲基氯化铵（DCDAC）对高岭土的絮凝作用。结果表明,DCDAC能加快高岭土的沉降速度,当加量为5%时,高岭土在48 h后基本沉淀完毕;静置5 h后,高岭土悬浮液的浊度降低率接近80%;通过光学显微镜观察发现,当DCDAC加量不小于4%时,高岭土出现明显的团聚行为;通过体系实验发现,离心后油基钻井液的密度及固相含量与DCDAC加量成反比,固相清除率与DCDAC的加量成正比,塑性黏度与动切力随着DCDAC的增加呈现出先降低后增大的趋势,说明DCDAC对油基钻井液中的高岭土有良好的絮凝作用,可用于清除油基钻井液中的劣质固相。      

松驰测量法评价钻井液携岩性能

目前,钻井液的悬浮能力是利用旋转粘度计测得的塑性粘度、动切力和静切力来评价.但在实践中发现,这些测试方法有时不能准确预测钻井液的井眼净化和悬浮特性.例如,羟乙基纤维素溶液比纯黄原胶溶液具有高得多的动切力和3 r/min读值,但并不能提供足够的悬浮岩屑粘度,而纯黄原胶溶液却能将岩屑悬浮相当长的时间.因此提出使用松驰测量法来评价钻井液携岩性能,即在用范氏或Brookfield粘度计进行标准粘度测量之后进行,即继最后一次粘度测量,最好是5.11 s-1或更低剪切速率下,关掉仪器电机,尔后当立轴或悬锤试图返回到零时监测指示器的刻度盘或显示器,若钻井液具有持久松弛时间,则该钻井液具有较好的井眼净化性能和悬浮性能.现场试验表明这种方法是有效的.     

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。