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1.
《油气储运》2020,(9)
深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK水合物动力学模型和OLGA多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800～1 000 m的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理论指导。(图6,表4,参27) 相似文献
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为研究深水油气混输管道的水合物形成问题,结合西非安哥拉海域某油田开发数据,使用OLGA软件对海底长输管道、立管和井筒内的水合物生成情况进行了数值模拟。结果表明:在所给出的油流组分和产量变化情况及设定的节点温度压力条件下,该管道与井筒的温度和压力范围不落在水合物生成区内,水合物生成风险极低;随着含水率升高,该油田海管管内压力、温度及管段总压降均升高,而管段温降减小;随着气油比增大,海管管内压力、温度及管段压降均降低,而管段温降增大。结合油流组分和工况,分析认为油藏产出水中含盐量很大,从而抑制了水合物的生成。 相似文献
3.
《油气储运》2017,(5)
随着海洋油气田开发逐步进入深海领域,深水流动安全保障将面临巨大的挑战,分析天然气管道水合物形成概率是保障管道安全流动的基础。基于可靠性的极限状态方法,综合考虑管道运行参数的不确定性,选择管道入口温度、压力及流量为随机变量,以热力学和动力学为基础,建立概率极限状态方程,并运用LHS-Monte Carlo方法、POD方法计算水合物的形成概率,实现了以概率形式定量描述天然气管道中水合物形成风险的目的。结果表明:管道水合物形成概率曲线达到稳定所需的样本总数随管道具体情况和随机变量参数而变化;水合物形成概率对不同随机影响因素的敏感性不同;临界过冷度对天然气管道水合物形成概率有较大的影响。合理选择或调整入口随机参数能够有效降低水合物形成概率,从而保障管道的安全运行。 相似文献
4.
为了研究深水油气管道再启动过程的多相流动和传热规律,结合传热学和多相流理论,建立了深水管道再启动过程数学模型,给出了模型的定解条件和求解方法;利用该模型,仿真模拟了深水管道再启动过程中温度和压力等参数的变化规律;在此基础上对水合物的生成情况进行预测并分析参数敏感性。研究表明：启动流量、绝热层的导热系数和厚度可以明显改变管内流体的温度分布,且启动流量越大、绝热层导热系数越小、厚度越大、管内流体温度越高,生成水合物的风险越小。研究结论可为深水油气管道再启动的安全进行提供理论指导。 相似文献
5.
深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。 相似文献
6.
《油气储运》2017,(11)
深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。 相似文献
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8.
《油气储运》2015,(5)
在给定组分条件下,天然气水合物的生成与否主要取决于压力和温度,正确地预测天然气节流后的温度,可为水合物的防治提供技术依据。利用FLUENT有限元分析软件,建立RMG530减压阀阀内流体有限元模型,模拟不同工况条件下阀内流体的分输节流过程,分析阀内流体流速、压力与温度变化规律,比较入口压力、节流压降和环境温度等因素对减压阀节流温降过程的影响,并利用分输站场节流温降测试数据验证模拟结果的正确性。结果表明:节流分输过程阀内天然气流动复杂,呈强湍流特性;阀笼节流孔内流速激增,但压力、温度骤降,水合物析出在节流孔内完成;环境温度、入口压力和节流压降是影响节流温降过程的主要因素,节流温降随压降差值的增大而增大,随入口压力和初始温度的增大而减小。 相似文献
9.
《长江大学学报》2020,(2)
在页岩气田开发中,气测录井是一项极为关键的现场随钻监测记录手段。通过对涪陵二期某区块的页岩气井气测全烃体积分数进行统计分析发现,区块内不同井之间的气测全烃体积分数差异较大,气测全烃体积分数与单井目的层段测录井解释结果及最终测试产能可对比性较差,无法客观反映真实的储层品质属性。选取了钻压、泵速、转盘转速、钻井液密度及钻井液黏度等可量化的十余项影响因素,通过采用多元统计分析方法,明确了造成气测全烃体积分数偏差失真的主要影响因素(钻时、钻井液排量、钻井液密度和钻井液黏度),并以钻时和钻井液密度作为影响气测全烃体积分数的Ⅰ级主控因素,钻井液黏度作为Ⅱ级主控因素,钻井液流量作为Ⅲ级主控因素,建立了该区块的气测全烃体积分数校正模型,实现了对现有钻井气测全烃体积分数的校正。校正结果与产能测试结果较为一致,对储层品质和钻探开发效果具有一定的预测和指示作用。 相似文献
10.
天然气水合物浆液稳定性影响因素的正交实验 总被引：1，自引：0，他引：1
天然气水合物浆液技术为水合物防治和油气混输的实现提供了有效手段,而浆液的稳定性是使该技术实现工业应用的关键,其影响因素较多。利用正交实验分析了温度、压力、水油比、气液比对水合物浆液稳定性的影响,并将水合物体积分数、水相转化率、水合物密度作为水合物浆液稳定性的代表评价参数,基于反应釜内水合物的生成实验,通过编程确定了4种因素对稳定性代表评价参数的影响程度,在此基础上对流动实验工况进行划分,明确了今后水合物浆液稳定流动性实验的研究方向。 相似文献
11.
海洋深水天然气水合物地层钻完井作业面临诸多问题,如深水低温环境、水泥环与地层胶结质量差、天然气水合物受热易分解等,研究一套能够在天然气水合物层提高固井质量的冲洗液体系,是保证海洋深水天然气水合物高效、安全开采的关键。室内根据天然气水合物固井对冲洗液的特殊要求,结合复合材料体系协同增效原理,开发了一套具有抑制天然气水合物分解特性的新型冲洗液体系。该冲洗液体系对模拟井壁冲洗率达到91.8%,与钻井液和低水化热水泥浆体系有良好的配伍性,并且能够在一定程度上抑制水合物的生成,不会对低水化热水泥浆固井产生不利影响。 相似文献
12.
霍101井位于准噶尔盆地霍尔果斯背斜,完钻井深3250m,该井在三、四开段安集海河组及紫泥泉子组选用高密度油基钻井液体系,属于典型的高压油气井,实钻过程中钻井液密度达到2.55g/cm3,在高密度油基钻井液井筒中进行技术套管固井施工存在环空顶替效率低;隔离液对环空一、二界面清洗效果差;水基隔离液与高密度油基泥浆混浆流动性差;固井液和设备保温难;固井过程中裂缝漏失风险大等难点。为了确保固井顺利和良好的固井质量,在分析了相关难点基础上,优化了井身结构设计,采用"黏性推移"工艺配制了具有较高黏度和切力的黏性隔离液,并于室内对隔离液做了沉降稳定性及相容性试验,通过优选外加剂和加重材料配制了平均密度高达2.62g/cm3的超高密度水泥浆,首次在高密度油基钻井液环境下应用,通过现场施工,经测井评估,固井质量达到了优质。 相似文献
13.
井眼清洁不干净极易导致钻头早期磨损、钻速降低、高扭矩和高摩阻等井下事故,直接影响到钻井效率和安全钻井,关系到大位移井钻井的成败。因此,井眼清洁技术是大位移井钻井关键技术之一。为了使现场的工程技术人员较准确地确定井眼清洁水力参数和施工参数,从工程控制角度定性地分析井眼清洁的4个关键参数,包括钻井液流变性、钻井液环空返速、钻井液排量以及机械转速,从理论上推导出适用于现场井眼清洁的一套计算方法,并在PH-ZG1大位移井的现场工程施工中大获成功,达到了指导实际工程的目的。 相似文献
14.
流动体系油包水乳状液的微观特性是研究乳化体系流变特性、析蜡特性及水合物生成特性的关键问题。基于高压水合物浆液流动环道,借助在线高倍粒度分析仪,研究了不同试验条件(含水率、流动剪切速率、水浴温度、初始压力)对油包水乳状液微观特性的影响规律。结果表明:含水率越小、剪切速率越大、温度越高、压力越低,油包水乳状液液滴粒径越小,分散越均匀,稳定性越好。综合温度、压力、流速、含水率、密度、黏度、表面张力、导热系数等参数对液滴粒径及分布规律的影响,建立了3种尺度范畴下油包水乳状液液滴平均尺寸及其分布比例的预测关系式,与试验数据对比验证可得,预测式的精度在±5%以内。研究结果可为深入开展流动体系水合物生成的动力学机理分析与模型预测,提供技术支持与重要依据。 相似文献
15.
针对储气库井的油-套环空异常带压问题,建立注入氮气柱的密闭环空数学模型,综合分析了在压力、温度影响下密闭环空的压力变化情况.对储气库井注气过程和采气过程中的环空压力进行分析计算,研究了环空氮气柱长度、注采过程中油管温度和压力等因素对油-套环空压力的影响规律.结果表明:环空注入一定长度的氮气能有效缓解储气库井环空带压问题;氮气柱越长,套压值越低,当氮气柱长度超过100m时,套压变化越来越小,环空氮气柱长度范围宜选取100～200 m,初始氨气注入压力为2 MPa;油管压力和温度变化影响环空套压值,其中温度是主要影响因素,使用隔热材料,有助于减小或防止注采过程中由于油管温度升高引起的环空压力升高. 相似文献
16.
为了分析连续注采工况下地下储气库井筒水泥环的受力与变形规律,基于弹塑性力学的基本原理,以套管-水泥环-围岩组合体为研究对象,结合温度、孔隙压力及地层远场应力等影响因素,推导出注采工况下受内外压作用的水泥环的弹塑性应力和位移的解析解。实例计算表明:注气中水泥环会发生塑性变形,内外壁面径向接触应力随内压非线性增加;注采中的井筒温度和孔隙压力变化是影响水泥环受力的重要因素;水泥环弹性极限内压随温度的降低和孔隙压力的增大而增大;水泥环与套管、围岩的径向接触应力随温度的升高和孔隙压力的增大而增大。研究成果为优化储气库运行参数、控制"微环空"的产生提供了技术支持。 相似文献
17.
为了解决钻井过程中抑制生成的水合物对井筒造成堵塞问题,对天然气水合物生成及评价模拟装置釜内搅拌杆结构及其内部封头进行了重新设计和改进,在此基础上研究了淡水及模拟海水中水合物生成规律,并对比分析了NaCl、MgCl2和Al2(SO4)3三种热力学抑制剂对水合物生成的抑制效果。研究结果表明,相比于其他类型的实验装置,具有可视化功能的双反应釜体系,可以同时模拟温度相同时不同液体和压力下水合物生成实验。当热力学抑制剂质量分数为12%时,NaCl产生的离子可以优先与水分子结合,并产生强大的破坏作用,有利于水合物分解,对水合物生成的抑制效果最佳。在温度、初始压力和搅拌速度相同时,改变三种热力学抑制剂的质量分数,分析水合物生成过程中的压降与水合物生成量,1%的MgCl2、10%的Al2(SO4)3和20%NaCl对水合物生成的抑制效果最好。研究成果对认识不同基液中水合物生成、热力学抑制剂的抑制规律具有一定借鉴意义,同时为配制更... 相似文献
18.
气体钻井时井筒内压力较低,气体对井壁支撑较弱,井眼在原地应力作用下不可避免地会出现形变.若按照钻井液钻井时井壁稳定性评价方法进行气体钻井过程中井壁稳定性评价,得到的结果往往与实际施工情况不相符.气体经过喷嘴时发生温降,井筒内温度不同于原地温度,井壁会受到热应力作用,这对井壁围岩的受力状态也将产生较大影响.根据理想弹塑性软化模型,将岩石全应力-应变过程简化为弹性、塑性软化和残余3个线性阶段,结合井筒传热理论得到的井筒内压力和温度分布,确定井壁热应力分布,进行井壁围岩应力分析建模.理论分析可知,所建模型具有一定的普适性.实例计算表明,在井底附近,井筒温度远低于地层原始温度,井壁产生的热应力对井壁岩石起到收缩的效果,抵消了一部分井壁围岩在地应力的作用下向井筒内膨胀的作用;而在井眼上部,由于井筒温度高于地层温度,井壁岩石在热应力的作用下发生膨胀,增强了井壁围岩向井筒内膨胀的作用;在进行气体钻井时井壁热应力对井壁稳定性的影响较为显著,井眼下部井壁稳定性得到强化,而井眼上部井壁不稳定性被加剧. 相似文献
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《油气储运》2016,(9)
为了推广超声速旋流分离技术在天然气液化领域的应用,对甲烷-乙烷双组分在Laval喷管中超声速流动液化过程进行了理论研究与数值模拟。运用流体力学计算软件Fluent,结合流动控制方程,分析了入口温度、入口压力、背压及组分对双组分液化过程的影响。研究结果表明:适当降低入口温度或提高入口压力,将使甲烷-乙烷双组分临界液化温度和压力降低,且停留在气液两相区和液相区的范围增大,促进双组分的液化;当温度升高至330 K时,双组分处于液化的临界状态;背压升高至20%将会导致喷管内产生激波,激波的出现使得喷管内的温度、压力突变,破坏了稳定的液化环境,不利于液化过程的顺利进行;甲烷含量越高,发生液化时所需温度和压力越低,液化区域范围越小,越难发生液化。 相似文献
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连续循环钻井技术是能在接单根或立柱以及起下钻过程中保证钻井循环介质的连续不断的注入、维持恒定的钻井循环排量和当量循环密度、避免井下压力波动引起复杂事故发生的一项新技术,其中连续循环阀钻井系统是最为容易实现的方式,该系统的核心是连续循环阀。介绍了一种气液通用的连续循环阀,并采用ABAQUS有限元软件对连续循环阀本体和旁通阀进行强度校核,确保工具的安全性,最后通过室内气液密封测试证实其密封可靠性。该连续循环阀在苏76-43-35井上成功进行连续循环钻井测试,实现了接立柱过程中钻井液连续循环的目的,为降低压力敏感井、复杂结构井的施工难度提供有力技术支撑。 相似文献