Drag reduction characteristics in straight and coiled tubing — An experimental study

An excessive friction pressure loss due to the small tubing diameter and curvature (which is believed to cause secondary flow) of Coiled Tubing (CT) often limits the maximum obtainable fluid flow rate in most CT operations. Good drag reduction property becomes a desirable quality for drilling, completion and workover fluids for CT applications. Yet, the drag reduction phenomenon in coiled tubing has not been well understood.This paper presents an experimental study of drag reduction performance of commonly used drag reducing agent, high molecular weight, anionic, AMPS copolymer (Nalco ASP-820) in straight and coiled tubing. The flow loop used consisted of three 1/2-in. OD coiled tubing reels with curvature ratios of 0.01, 0.019, and 0.031. A 1/2-in. OD, 10-ft straight section was also included to compare the drag reduction behavior between straight and coiled tubing. Various concentrations of drag reducing fluid were tested. The optimum concentration was then determined from the results of drag reduction exhibited by the fluid. The differential pressure versus flow rate data were reduced in terms of Fanning friction factor and solvent Reynolds number for estimating drag reduction characteristics.The results show that the drag reduction in coiled tubing are significantly lower than in straight tubing. As curvature ratio increases, the drag reduction decreases. A new drag reduction envelope (which is parallel to the Virk's envelope for drag reduction in straight pipes) is proposed to evaluate the essential characteristics of drag reduction in coiled tubing. The test data plotted on this new envelope clearly show the delayed onset of drag reduction and the effects of curvature and polymer concentration on drag reduction.Presently, the correlations for accurately predicting drag reduction characteristics of a commonly used drag reducing fluid in coiled tubing are non-existent. In this study, new drag reduction correlations are developed that can be used for the engineering design of coiled tubing hydraulics. The correlations are also evaluated using the experimental data from full-scale coiled tubing flow experiments and results showed the good agreement with the predictions from the developed correlations.     

连续管幂律流体流动及压降影响因素分析

幂律流体是石油工程领域应用非常广泛的非牛顿流体,为了研究其在连续管螺旋管段的复杂流动状况和压降变化,基于Fluent软件模拟了幂律流体在螺旋管内的流动,分析了管径、滚筒直径、入口速度、流体密度、流体稠度系数以及幂律指数对压降的影响,得到了截面上的压力和速度分布,总结出了螺旋管压降随各个参数的变化规律:在直管段截面压力和速度呈同心圆状规则分布,而在螺旋管截面压力和速度则向外凹陷;螺旋管的湍流核心区较直管段减小,说明曲率增大导致黏性力的作用范围变大;油管压降随入口速度、流体密度、稠度系数和幂律指数的增大而增大,其中幂律指数的影响比稠度系数大得多;压降随管径的增大而减小,滚筒对压降的影响可以忽略;当流速很高时,为了减小压力损失,保证平稳流动,应在保证所需井下压力的基础上选择管径稍大的油管。研究结果可为现场确定连续管和流体的相关参数提供理论指导。     

连续油管内流体压力损失研究进展

连续油管内流体可能为水、钻井液、泡沫、含钻屑的混合物等,涉及到牛顿流体和非牛顿流体,一般情况下其流态为紊流。通过边界层理论可以对管内流体的摩擦压力损失进行理论分析,从而得到减阻的途径。但由于流体本身性质及流场形状的复杂性,实验成为研究压力损失的主要手段。概述了国外近十年来关于连续油管内流体的摩擦压力损失、流体和油管之间的相互作用、岩屑传输等方面的最新研究进展,主要有连续油管中的压力损失随着流量和油管曲率的增大而增大;泥浆的含沙量以及泡沫流中的泡沫含量均会增大摩擦损失;聚合物具有减阻的作用,且减阻效果与紊流度密切相关,同时紊流度的大小也是影响岩屑传输的根本原因。基于目前的研究现状,提出了需要进一步深入研究的问题。     

连续油管井下弯曲段沿程压降计算方法

随着压裂技术的发展,压裂工艺和管柱结构日益复杂,特别是井下弯曲段管柱曲率半径由几米到几千米不等。采用数值模拟的方法,结合连续油管几何特征,建立直管、弯管数值仿真模型,计算不同工况下沿程压降,数值仿真结果与理论计算结果对比,弯管误差小于5%,直管误差小于6%,验证了数值模型的准确性。计算了曲率半径为1.25~1 280 m 的弯管沿程压降, 数值仿真结果与弯管理论计算结果对比表明,弯管曲率半径小于某一临界值时（该临界值与流体介质和排量有关）,数值仿真与弯管理论计算结果吻合较好,当曲率半径大于这一临界值时,弯管理论计算结果偏小,甚至小于直管压降。为此,依据数值仿真计算结果,修正了弯管理论压降公式,拓宽了弯管压降计算公式的计算范围,为连续油管等弯管结构压降计算提供了可靠的公式。     

连续油管新型钻塞胶液在JY25-1HF井的应用

在连续油管钻磨桥塞施工中,由于连续油管设备及钻塞液的限制,钻屑难以返出井口,易出现憋泵、卡钻等复杂情况。为此,对现有连续油管钻塞液进行优化改性,引入多糖类高分子化合物为流型改性剂,通过材料优选及性能对比,研发出新型钻塞胶液。通过判别,该新型胶液属于幂律流体,计算得出,原钻塞胶液在管柱内和环空内均为紊流,循环压耗均为0,而新型钻塞胶液在管柱内为紊流,在环空内为层流,而循环压耗分别为1.7 MPa、0.116 MPa。新型钻塞胶液在涪陵JY25-1HF井连续油管钻磨桥塞施工中进行了试验应用,在注入10 m3时循环泵压最高,为1.80 MPa,与理论计算结果基本吻合,误差在1.80%。应用效果表明,新型钻塞胶液综合携带能力显著提高,携带量提高了2倍以上,值得进一步推广应用。      

牛顿流体在连续管内流动的压降数值模拟

通过数值模拟的方法研究不同曲率下流体在连续管螺旋管段流动的压降,并与经验计算公式的计算数据进行对比。结果表明,连续管螺旋管段由于存在二次流动现象,导致摩阻损失变大,大于直管段的摩阻损失;连续管水力摩阻损失随曲率和流速的增大而增大;随着流速的增大,曲率对摩擦压降损失的影响越明显。最后指出,利用连续管进行酸化压裂作业时,排量大,井底压力高,在这种情况下就需要选用大功率高压泵,如果选用的泵功率不够,会影响作业效果。     

Effect of drag-reducing polymers on horizontal oil–water flows

The effect of a drag-reducing polymer (DRP) in the water phase during horizontal oil–water flow was investigated in a 14 mm ID acrylic pipe. Oil (5.5 mPa s, 828 kg/m³) and a co-polymer (Magnafloc 1011) of polyacrylamide and sodium acrylate were used. Two polymer concentrations were tested, 20 ppm and 50 ppm, made from a 1000 ppm master solution. The results showed a strong effect of DRP on flow patterns. The presence of DRP extended the region of stratified flow and delayed transition to slug flow. The addition of the polymer clearly damped interfacial waves. Annular flow changed in all cases investigated to stratified or dual continuous flow, while slug flow changed in most cases to stratified flow. In the cases where the slug and bubble flow patterns still appeared after the addition of the polymer, the oil slugs and bubbles were seen to flow closer together than in the flow without the polymer. The DRP caused a decrease in pressure gradient and a maximum drag reduction of about 50% was found when the polymer was introduced into annular flow. The height of the interface and the water hold up increased with DRP. There were no large differences on pressure gradient and hold up between the two DRP concentrations. Using a two-fluid model it was found that the addition of the polymer results in a decrease in both the interfacial and the water wall shear stresses.     

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。     

连续油管管内摩擦压降计算模型与敏感性分析

连续油管压裂作业过程中,压裂液除了在连续油管井下直管段流动,同时也会流入缠绕在滚筒上的那部分连续管,螺旋段的流动非常复杂,现有模型的计算结果与工程实际有一定的差距,基于流体力学基本原理,结合直管段摩擦因数公式和螺旋段几何特征,给出了连续油管螺旋段摩擦因数的一般关系式,最后经理论推导建立了完整的连续油管压裂作业管内压降的计算模型。分析了连续油管管径、滚筒直径、排量、黏度和流性指数等参数对管内压降的影响规律。结果表明:该模型的计算结果精度较高;相同条件下,螺旋段的压降总是大于直管段的压降;连续油管管径对压降的影响最大,管径增大近1倍,压降却减小了13倍,而滚筒直径对压降的影响最小,选择不同的滚筒直径,压降几乎未发生变化。     

连续油管侧钻径向水平井循环系统压耗计算模型

通过分析相同条件下高压软管段压耗实测值与已有金属直管压耗公式计算值之间的关系,提出了高压软管段压耗计算公式,经理论推导建立了完整的连续油管侧钻径向水平井循环系统压耗计算模型。利用所建压耗计算模型研究了管径、管长、泵排量和流体动力黏度等参数对循环系统各部分压耗的影响规律。结果表明:0.025 4 m(1 in)连续油管的螺旋段、直管段压耗都明显大于0.038 1 m(1.5 in)连续油管,约为后者的8～10倍;高压软管段压耗在循环系统总压耗中占有较大比重,文中算例结果为86%;相同条件下,清水加减阻剂后压耗约为清水压耗的1/2。     

连续管井下作业摩阻计算分析

在综合分析现场3种摩阻计算模型优缺点的基础上,提出软模型是计算连续管作业摩阻的最优模型。根据连续管作业的特点,考虑到井眼轨迹中曲率和方位的变化,建立了连续管单元几何力学模型。分析了连续管单元的受力情况,给出了连续管摩阻的计算模型。进一步探讨了发生屈曲时连续管的受力情况,最终建立了三维井眼中连续管井下作业摩阻计算模型。结合中海油湛江DF1-1气田A1h井数据,对连续管井下作业轴向载荷和注入头载荷进行了预测,为连续管技术的应用提供理论基础。     

新型国产连续管持续研发应用探讨

为满足复杂油气井的作业需求,打破国外对连续管的技术垄断,总结了国内已有连续管产品的研究现状,并通过分析国内油田需求状况,探讨了新型连续管未来的发展方向。指出深井、超深井以及复杂水平井作业由于其特殊的地质条件,其使用的连续管研究方向为高强度连续管和耐腐蚀管。同时,探讨了连续管与电缆结合成连续管缆的研究与应用方向,并分析了同心连续管的应用前景。     

连续油管喷砂射孔和筛管改流跨隔压裂组合工艺

常用的漏掉产层增产技术主要为连续油管跨隔压裂、连续油管逐层填砂顶封压裂,这些技术通常应用于埋藏较浅的储层。但对于埋藏较深的漏掉产层进行改造作业时,存在摩擦损失大、井口压力高、施工排量小的问题。连续油管喷砂射孔具有无压实作用和降低地层破裂压力的优点;连续油管筛管改流跨隔压裂工艺,通过将筛管和双封隔器相结合,在上部封隔器处通过筛管将油套环空的压裂液改流进入油管,油管中的压裂液经过下部封隔器后由节流喷嘴喷出,实现对目的层改造作业,由于施工过程中压裂液大部分在油套环空中流动,降低了沿程摩阻。该组合工艺充分利用了连续油管的优点,并克服施工排量小、井口压力高的问题,在准噶尔盆地储层深度3 660 m的××井中成功应用,施工过程中的最高排量为4.6 m3/min,最高井口压力43.8 MPa,压裂后增产效果明显。     

W／O型聚丙烯酰胺胶乳减阻性能的研究

研究了Ｗ／Ｏ型聚丙烯酰胺（ＰＡＭ）胶乳在水中的凉阻性能。探讨了聚合物合子量、聚合物溶液浓度、溶液ｐＨ值、流速等对减阻性能的影响。发现Ｗ／Ｏ型聚丙烯酰胺具有良好的减阻性能，在相同流量下，ＰＡＭ水溶位的流动阻力明显小于清水流动阻力。在一定浓度范围内，随ＰＡＭ浓度增加，减阻性能增加。ＰＡＭ的分子量对流动阻力影响较明显，分子量大者减阻性能较高。当溶液ｐＨ值小于７时，减阻性能显著，当ｐＨ值大于７时对减阻影响较少。在相同浓度下，随流速增加，流动阻力减小。     

连续油管滚筒自动排管控制方案研究

为了保证连续油管整齐且紧凑的缠绕在油管滚筒上,避免连续油管作业困难,损伤连续油管, 介绍了机械式、液压式和电控式3种连续油管滚筒自动排管控制方案,分析了不同排管方案的控制方式及其各自的优缺点。指出,机械式排管成本低,但设备占用空间大,传动精度低;液压式排管可靠性高,不需要进行特殊防爆处理,可实现无极变速,但控制相对复杂;电控式排管传动精度高,但成本较高,需要进行特殊的防爆处理。研究结果表明,可根据实际情况选择合适的排管方式,以满足不同现场作业需求。     

国产高强度CT100连续油管在青海油田的试验应用

为适应深井和复杂井开展连续油管高端作业,打破国外对高强度连续油管的技术垄断,成功研制了CT100连续油管,并在青海高原复杂恶劣环境下开展喷砂射孔、环空拖动压裂等多项工艺试验应用。通过现场应用,验证了国产CT100连续油管具有强度高、抗压高、疲劳寿命高、环境适应性强等优点。应用表明,国产CT100级连续油管具有良好的可靠性,可替代同类型进口连续油管,实现油田连续油管作业的降本增效。     

连续油管最大下入深度问题初探

在油田使用连续油管柱作业中,求解连续油管的最大下入深度问题时,必须满足最大抗拉强度条件、摩擦阻力条件和屈曲变形条件及其确定的方法和原则。而在下入过程中摩擦综合阻力又是求解的关键。求解摩阻力时,可针对连续油管在井身中不同结构段的不同变形形状,采用求解径向接触反力时求一个螺距内平均接触反力的方法加以解决。按照这种方法,采用安全计算工况,对新疆石油管理局八一井区8607侧钻水平井进行了连续油管冲砂作业时最大下入深度的编程计算,计算结果表明,连续油管的下入深度可满足侧钻水平井冲砂工艺要求。     

高聚物管道减阻的实验研究

木文论述了油田常用高聚物(PAM)溶液管道减阻的特性。在实验研究的基础上,得出以下:规律性认识。(1)高聚物溶液只是在湍流流态有减阻效应,可分为聚合物流动和最大减阻流动两种情况。前老减阻百分比与溶液浓度有关,后者减阻百分比与溶液浓度无关。达到最大减阻以后,继续增大溶液浓度,不能增加减阻效果。(2)国产PAM (PLA-8O1)具有优良减阻性能。浓度为10 W pPm的溶液,进人湍流区就有明显的减阻效果。浓度大于50 W ppm的溶液,进人湍流区即达到最大减阻。最大减阻流动的摩阻曲线与Virk最大减阻渐近线符合。(3)高聚物溶液的压降与流蚤关系表明,层流时同一流最下溶液的压降大于清水,湍流时小于清水。发生减阻的临界流量随溶液浓度增大而加大。随着高分子化学工业的发展,高聚物已成为石油工业应用最广的材料之一。如聚丙烯酰胺(简称PAM),由于具有多种优良性能,现巳广泛应用于钻井泥浆、油田庄裂,油田注水、堵水、絮凝处理等领域。但是,高聚物作为优良的减阻剂,至今研究很少,甚至未被认识。因此,对高聚物洛液的减阻特性,进行基础性实验研究,对于高聚物的全面应用,对于在石油工业中发展添加剂减阻技来,有着重要的意义.     

预弯曲连续油管及其疲劳寿命预测

介绍了一种提高连续油管疲劳寿命的新技术--预弯曲连续油管技术,对预弯曲连续油管进行了受力分析和强度校核,分析了现场作业过程中预弯曲连续油管应力循环特征。在对称循环和脉动循环下的疲劳实验数据基础上,用拟合法和插值法建立了任意循环下预弯曲连续油管的疲劳寿命预测模型,简单对比了预弯曲连续油管和直连续油管的疲劳寿命。初步计算表明:预弯曲连续油管技术可以成倍地提高连续油管的疲劳寿命。     

基于赫—巴模型的微小井眼钻井连续油管内钻井液流阻计算分析

微小井眼连续油管(CT)钻井技术具有诸多优点,但微小井眼尺寸小,导致钻井液流动空间小、排量较小、返速较高、循环损失较大,限制了该技术的推广使用。为解决微小井眼CT钻井循环钻井液流阻过大的问题,基于赫—巴模型,结合微小井眼CT钻井的特点,计算了CT内钻井液流阻,探讨了CT内钻井液流阻与钻井液平均流速、CT长度或井深、CT内水眼直径、滚筒直径等参数的关系。研究结果表明:①滚筒上CT内流阻随钻井液流速增大而呈线性增加且增加幅度更大,使用小排量进行钻进能降低滚筒上的流阻;②滚筒上和井筒中CT内钻井液流阻均随CT的长度增加呈线性增加,而随着CT内水眼直径增加呈线性减小,钻深井时,可使用大管径进行钻进;③CT内钻井液流阻受滚筒直径的影响很小,但随钻井液的流速增大呈线性增加,因此当滚筒上缠绕的CT较长时,可使用多个滚筒进行缠绕,以降低滚筒上CT内钻井液流阻。结论认为,寻找控制和减小微小井眼钻井CT内钻井液流阻的方法和优选适合CT钻井的相关参数,有助于加快该技术的推广应用。