摘要：目的研究双喷嘴射流泵在井下水力举升过程中的冲蚀磨损特性,探究影响冲蚀磨损特性的因素及其规律。方法结合固液两相流的冲蚀模型和计算流体力学(CFD)方法对射流泵泵芯在流场中的冲蚀磨损行为进行模拟,预测易发生冲蚀磨损的区域,并通过实验验证,进一步探究颗粒直径、质量流量、动力液流量等参数对泵芯冲蚀特性的影响规律。结果射流泵泵芯的易冲蚀区域为喉管入口内壁面、喉管出口内壁面、扩散管入口附近内壁面等3个位置,通过实验验证了仿真模型的准确性。在控制单因素变量条件下,粒径从0.05 mm增大到1.1 mm时,喉管入口锥面冲蚀位置由闭合圆环状变为三角状,扩散管入口处冲蚀区域面积逐渐减小。质量流量从0.005 kg/s增至0.01 kg/s时,易冲蚀区域最大冲蚀率和冲蚀面积随之增大,喉管入口锥面的最大冲蚀率增大了2倍,喉管-扩散管的最大冲蚀率增大了1.93倍。动力液流量从11 L/s增至15 L/s时,易冲蚀区域的最大冲蚀率随之增大,喉管入口锥面的最大冲蚀率增大了14.2倍,喉管-扩散管的最大冲蚀率增大了1.3倍。结论对最大冲蚀率的数值和增长倍数进行综合分析发现,动力液流量是冲蚀率增长的主要驱动因素,该研究能够为双喷嘴射流泵的设计和应用提供参考。

摘要：非常规油气储层体积压裂中,大量支撑剂颗粒随压裂液注入地层裂缝,其在缝内的铺置形态将决定裂缝支撑效果和导流能力.准确预测缝内支撑剂铺置形态有助于优化压裂设计、提升改造效率.实验模拟和数值模拟是当前复现缝内支撑剂堆积过程和铺置形态的主要手段,但仍存在模拟尺度小、模拟耗时长和操作成本高等局限.本文以支撑剂输送数值模拟结果为数据集,提取了表征支撑剂铺置堆积的特征参数,基于级联神经网络,建立了支撑剂铺置形态预测的智能代理模型.结果表明,代理模型预测结果与数值模拟结果高度吻合,单步预测耗时仅为单步模拟耗时的0.14%.本文提出的模型和方法可实现支撑剂输送仿真加速,极大地缩短了支撑剂铺置形态的预测时间,其进一步完善后将在压裂实践中具有广泛的应用前景.

摘要：陇东油区要求全面落实钻井液不落地技术，促进钻井废液循环利用。针对钻井现场压滤废液再利用配制水基钻井液性能不达标及影响因素不明确的问题，利用乙二胺四乙酸（EDTA）滴定法、细菌平皿计数法和原子吸收光谱法（AAS）开展了提高压滤废液重复利用率关键技术研究。通过实验明确了钙镁离子、细菌和重金属含量高为导致压滤废液配制水基钻井液性能差的主要原因。研发了改性聚凝沉淀型络合剂Ⅱ、聚醚类破乳剂JX和絮凝剂ZY-Ⅰ、ZY-Ⅱ，结合杀菌剂完成絮凝沉淀杀菌处理，钙镁离子去除率平均达95.5%，腐生菌（TGB）杀菌率达96.54%，硫酸盐还原菌（SRB）杀菌率达100%，重金属含量小于2.31μg/L。完成陇东油区6口井压滤废液循环利用及配制水基钻井液室内实验。形成陇东油区压滤废液循环利用新技术，该技术在陇东油区5口井进行现场应用，压滤废液循环利用配制水基钻井液性能符合工程设计要求，保障钻进顺利进行，有效保护了环境节约了水资源，应用和推广前景较好。

摘要：随着油气井开发向深层和超深层迈进,井口设备的压力逐渐超过现有美国石油协会(American Petroleum Institute,API)标准的140 MPa,迫切需要开发175 MPa级别的设备。然而,关于超高压井口设备尚缺乏采用断裂力学进行疲劳安全评价的基础性研究。基于ASMEⅧ-3标准,以API 6BX法兰颈部为例,运用断裂力学和失效评估图技术,对现有结构进行了安全评价分析,得出不同条件下临界裂纹尺寸和疲劳寿命等数据。同时,对急需开发的新一代175 MPa法兰颈部,从材料的断裂韧性、材料强度和结构尺寸等方面进行了探讨。结果表明,超高压设备必须采用断裂力学方法进行疲劳分析,提高材料韧性可以增强结构的抗疲劳性能。在弹塑性设计强度满足要求的前提下,从断裂力学角度不建议提高材料的强度和结构厚度。研究为超高压容器井口装置壳体的设计和安全评估提供了理论依据和方法。

摘要：在充分考虑套管拉压强度差、中间主应力、材料硬化、屈强比对套管全壁屈服挤毁压力影响的基础上,根据统一强度理论推导均匀外压下套管全壁屈服挤毁压力的统一算法。该方法适合于计算具有拉压强度差效应和中间主应力效应的套管挤毁强度;建立了VON MISES、TRESCA、GM、双剪屈服4种典型屈服准则下的全壁屈服挤毁公式,其中双剪屈服准则下计算公式的计算值最大,可作为全壁屈服挤毁压力设计的上限,TRESCA屈服准则下计算公式的计算值最小,可作为全壁屈服挤毁压力设计的下限。数据计算对比表明,新全壁屈服挤毁公式的计算值比其他公式更接近实验值。

摘要：目前致密气藏改造存在传统大型压裂与体积压裂两种技术模式,如何选取适合储层特征的改造方式令人困惑。基于对致密气藏、页岩气藏的储层地质特征、渗流特征的分析,阐释了致密气藏与页岩气藏改造理念的差异,提出致密气藏改造方式的选取应以储层地质特征、渗流特征为依据,以最大程度改善储层渗流能力为目标。据此理念,以四川盆地川西地区两套致密气储层为例提出了2种压裂设计方法:对于中浅层上侏罗统蓬莱镇组"叠覆型"储层采用水力裂缝与储层砂体空间展布、渗流能力相匹配的非对称3D压裂设计;对于中深层上三叠统须家河组五段"砂页岩交互"储层采用增加裂缝无序性的体积压裂设计。应用结果表明:采用非对称3D压裂设计方法的水平井压后平均产量较同区水平井提高了41%,该方法适用于对蓬莱镇组气藏的开发;采用增加裂缝无序性体积压裂设计方法的单井压后平均产量为2.25×10~4 m^3/d,该方法为须五段气藏的开发提供了有力的技术支撑。

摘要：毫米级裂缝漏失一直是钻井堵漏的一大难题,封堵层的低承压问题不仅增大了堵漏材料的消耗量,而且还延长了钻井时间。为此,以封堵承压能力、累计漏失量、成封时间为指标,开展了2mm宽的裂缝封堵室内实验,评价了刚性颗粒、弹性粒子以及纤维3种封堵材料协同堵漏效果,并结合实验结果分析了不同材料协同封堵的机理。结果表明,刚性颗粒与弹性粒子组合形成的封堵层累计漏失量普遍大于400mL;弹性粒子与纤维材料组合形成的封堵层承压能力普遍小于6 MPa。3种材料协同组合封堵后承压能力提高到13 MPa,累计漏失量降为75mL。协同封堵过程中,刚性颗粒在裂缝狭窄处形成具有较高承压能力的骨架;弹性粒子在裂缝内发生弹性变形,弹性力作用于裂缝面并增强了裂缝面与封堵层之间的摩擦力,使封堵层更加稳定;纤维材料充填于颗粒之间并形成网络,增强了封堵层的致密性及整体强度。该成果为生产现场堵漏浆配方的优化提供了依据。

摘要：环空温度压力变化对高温高产气井多封隔器管柱力学行为和安全可靠性的影响较大。为此,基于动量守恒定律、能量守恒定律及各层环空流体瞬态传热机理,建立了单层和多层环空的温度、压力场计算模型,分析全井筒环空温度和热膨胀压力的变化规律;针对多封隔器完井管柱,综合考虑密闭环空温度效应和体积变化效应,建立了多封隔器间密闭环空热膨胀压力计算模型,研究双封隔器间密闭环空的热膨胀压力变化规律;以南海西部某高温高产气井作为实例开展分析。结果表明:(1)环空温度效应和体积效应共同作用使全井筒A环空热膨胀压力最小,C环空热膨胀压力最大;(2)双封隔器间密闭环空热膨胀压力与环空温差基本上呈线性关系,温度效应引起的压力增量占主导作用,体积效应对压力增量的贡献率随环空温差的增大而增大;(3)确定实例井最大产气量为212×10~4 m^3/d,在产量为160×10~4 m^3/d时,双封隔器最大坐封间距为312 m。结论认为:在强度允许的前提下,选择内径较大的生产套管有利于降低密闭环空热膨胀压力。

摘要：在中国,页岩气储层长水平井段钻进中普遍采用油基钻井完井液,钻进过程中时常发生井壁垮塌和漏失,不得不频繁处理井下事故,导致页岩段钻井速度慢,浸泡时间长,引发严重的储层损害问题。为了探究油基钻井完井液对页岩储层的损害机理及防治策略,以四川盆地志留系龙马溪组和寒武系牛蹄塘组页岩为研究对象,开展了页岩储层敏感性评价、油基钻井完井液静态和动态损害评价系列实验。结果表明,油基钻井完井液滤液对裂缝岩样的损害率为63.5%～99.9%,体系动态损害率为49.0%～87.2%,综合损害程度为中等—强。结论认为:固相侵入、油相圈闭损害、碱敏损害、流—固耦合强化的应力敏感损害是主要的损害方式;及时高效封堵裂缝、降低滤失量、控制合理的pH值和正压差,并与井眼轨迹优化设计相结合既是强化页岩井壁稳定的技术对策,也是提高油基钻井完井液保护页岩气储层能力的重要途径。

摘要：页岩储层具有低孔隙度、超低渗透率的特征,往往需要通过水力压裂才能使气井具备一定的生产能力。拉链压裂是近年来针对页岩气藏缝网压裂的一项新兴工艺,为了认清压裂过程中裂缝应力干扰后地应力场的分布规律并给页岩压裂设计提供参考,首先假设地层为均质、各向同性弹性体,然后通过位移不连续法,建立起地层应力场分布数学模型,并利用线性叠加原理,得到人工裂缝周围水平应力场的分布情况。研究发现:①裂缝周围的地应力随着与裂缝距离的远近有不同程度的增加;②裂缝尖端处存在应力集中现象,且在裂缝尖端附近产生的拉应力使得水平应力有所减小;③裂缝对水平最小主应力的影响程度大于对最大主应力的影响;④随着裂缝条数的增加,诱导应力的叠加干扰对水平主应力的影响不断增强,且水平应力差异性逐渐减小;⑤在裂缝交错排列的区域内,应力干扰较强,应力场分布较复杂。上述研究成果对页岩气水平井组拉链压裂的优化设计具有指导意义。