压裂现状（共9篇）
压裂现状 篇1
1 水力压裂技术的发展现状
最近几十年来, 水力压裂技术经过不断的发展, 已经从液量和排量较低的压裂增产的方式, 转化为一种较为成熟的开采技术。这种技术的进步主要表现在:
(1) 从单井运用此技术到油藏整体进行压裂的优化设计。起初, 对于压裂技术的使用只是针对一口油井, 而缺少了对油藏的分均质性以及整体开采效益的综合考虑。随着技术的不断成熟, 将水力压裂技术和油藏相结合, 进行综合研究, 从而能够对油藏整体进行压裂优化设计。
(2) 对于低渗透油藏强化压裂开发。通常情况下, 对于油田的压裂开采是针对特定的井。但是作业之前定下来的水力压裂, 井距以及线对应的缝长, 进一步控制了裂缝长度和油井数量。相对于对油田的压裂开发, 是在对井网进行开发之前, 就已经综合考虑到水利裂缝的基本位置和导流的能力等对油田的生产具有影响的因素。将开发井网的系统和水力裂缝相结合之后, 利用能够总体提高采收率的井网系统开发井网。与此同时, 具体实现投入少、产量高的目标。
(3) 水力裂缝的几何模型已经从二维转变为三维的模型。水力裂缝的二维模型, 在裂缝具有一定的高度时, 可增加水力裂缝在宽度和长度上的延伸状况。相对于水力裂缝的三维模型, 裂缝还能够在特定的高度上进一步延伸。面对平面应变的问题, 拟三维模型是主要手段, 其主要包括三维裂缝的几何模型, 流变模型以及支撑剂输送模型等。其计算速度非常敏捷, 远远超过了全三维模型。相对于全三维模型主要针对弹性应力应变的问题, 其主要优势就是保障了技术的精确性, 多数使用在一些复杂的井层压裂作业中。全三维模拟中一方面考虑到了拟三维模型中的内在因素, 另一方面将复杂的地应力状态与各层不同的岩石物性等进行了模拟。
(4) 压裂规模逐渐变大。起初, 压裂作业的液量为几立方米, 相对于现代大型压裂工艺中, 液量已经为起初的十倍。目前, 今在低渗透油藏中, 已经广泛的应用了大型水力压裂技术。水力压裂技术正在蓬勃的发展中, 与此同时人们也对水力压裂工艺进行进一步的总结, 其中包括:压裂作业前的地层评估, 对压裂材料的优选, 压裂作业后评估等。这些都能看出, 水力压裂技术正在不断的完善和成熟, 成为开采油藏中的重要技术。
2 水力压裂技术的增产机理
在进行水力压裂作业中, 针对复杂多样的地层, 水力裂缝会在形状和数量存在很多不同处。针对水力压裂的增产措施主要包括:
(1) 双翼裂缝增产机理。双翼对称裂缝是高围压应力比下产生的裂缝。这种裂缝能够增产的主要因素是裂缝的长度和导流的能力。在压裂作业后产量会下降的很快, 由于双翼对称裂缝的自身分布特点, 裂缝只能够对部分的油气区进行控制, 产量也会下降。如果裂缝会不停的延伸出很多分支, 那么相应的所能够控制的范围就会变大。在技术实施的作业中, 较理论上的模型来说, 支撑剂的注入量十分常大的, 具体分析和研究可根据施工压力中的变化特点, 同时也能够有效的提高油藏的开采率。
(2) 多裂缝的增产机理。多裂缝主要是指裂缝在延伸中还会产生许多分支。如今在对水力压裂技术以及整个现场施工的过程中还没有真正的使用这种模型。这种裂缝能够控制的范围很大, 延伸的距离也很长, 非常适用于对低渗透油田或者超低渗透油田的开发。
(3) 裂缝性油藏的增产机理。一般状况下, 会成组的出现天然裂缝。在实施水力压裂技术的同时, 都会产生多裂缝的现象。正因为在不同的方向都存在很多裂缝延伸, 这就十分有可能将裂缝带穿过, 使得天然的裂缝与其之间相连, 造成了裂缝网络的一种复杂性, 同时也进一步的优化了油气田的渗流条件, 增强了油井的产油率。并且这样的油气井在压裂的时候会持续的高产, 能够更有效的对低渗透油藏进行开发 (表1) 。
3 结语
随着水力压裂技术的不断发展, 对其的要求也变得更高了。同时也要注重压裂液和支撑剂要具有优良的性能, 这就需要大力科学的开发压裂液和支撑剂, 并合理有效的运用增产机理, 从而大大提高低渗透的产油率。
摘要：经过长期不断的发展, 水力压裂技术得到了有效的提高。此技术在开发低渗透油田中起到了重要的作用, 能够有效的使油水井达到增产增注的效果。通过广泛的实施水力压裂技术, 进一步优化了井底周边的渗流条件, 提高了产油率。如今在国内对于低渗透油田实施水力压裂技术的运用逐渐增加, 大大提高了油田的产量。因此对水力压裂技术广泛的应用以及研究其增产机理是一项重要的工作。水力压裂技术不断进行技术攻关, 将会成为石油工业中的主导力量。
关键词：水力压裂技术,现状,增产机理,探讨
参考文献
[1]刘伟.水力压裂压力动态试井分析与增产效果提高方法研究[D].中国地质大学 (北京) , 2005
[2]胡南.苏里格气田二叠系储层水力压裂缝长宽高的测井预测[D].西南石油大学, 2012
[3]周文高, 胡永全, 赵金洲, 王艳霞.控制压裂缝高技术研究及影响因素分析[J].断块油气田, 2006, (04)
压裂现状 篇2
实习时间：2013.8.11—2013.8.20
实习内容：资阳市安岳县岳101-48X井压裂施工
参与压裂流程及内容：
1.上井检罐
检查液灌，残留液体和杂质不能太多，不能影响滑溜水和瓜胶基液的性能，最理想做到干净无残留液体和杂质。如有不合格的液罐，应及时与负责人协调清洗，保证后续工作顺利进行。
注意事项：
1）看罐时小心随身物品，切勿大意掉进液灌；
2）上下液罐注意安全，在液罐上注意脚下打滑。
2.备药及化学品运输
联系车辆将配液所需药品从仓库运往井上，并协调现场布置负责人，将药品放置合适位置，方便后续配液，同时不影响其他车辆进出和设备摆放。药品出库卸车都要认真清点数量，并对照设计要求用量，如有差错立即联系负责人协调。
3.配液及性能测试
配合配液车按照设计要用量顺利完成配液，然后取样测试粘度和pH值，还有做挑挂实验，不合格的应该再进行调整。
注意事项：
1）现场配液注意药品添加顺序及用量；
2）挑挂实验准确记录成胶时间。
4.开始施工
施工中仪表车是大脑，出现压力异常应该停止泵车压裂，分析原因。整个施工过程中应保持各环节协调进行，如果出现异常，应该紧急停止施工。
注意事项：
1）远离高压区；
2）注意管线，防止拌倒。
5.跟踪返排
施工结束后，开始返排并记录返排情况，包括反排液性能、放喷火焰高度、反排液量、套压等。
本次实习所学：
通过本次实习，对压裂的整个流程有了解，还有配液的程序也基本熟悉。
1.前期的方案论证一定要严密，药品用量计算要准确；
2.配液，施工严格按照设计进行；
3.现场一定要做好和团队之间的协调工作，合理安排工作。
实践经验：
1.对于套管较大的井，压裂液成胶时间应该提前一下，有利于携砂，防止砂子过早沉入井底，造成砂堵。
2.基本可以完成挑挂实验，成功挑挂样品。
在大家的齐心努力下，整个施工能够顺利完成，再接再厉，提高产值！
陈江波
压裂现状 篇3
关键词：水平井,分段压裂,封隔器,水力喷射
水平井压裂已成为当今开采低渗透油田的主导措施。当水平井需要改造的段数较多, 就需要采用分段压裂工艺。分段压裂的突出特点是逐段改造, 每次只压裂开1个井段, 根据工艺技术的不同, 可以分为以下5类:段塞分段压裂、封隔器分段压裂、封隔器+滑套喷砂器水平井分段压裂、水力喷射分段压裂、TAP分段完井压裂。
1 水平井分段压裂造缝机理
根据水平井筒轴线方向与地层最大主应力方向的关系, 水平井压裂后的裂缝形态主要有3种:水平井筒与最大主应力方向平行, 形成纵向裂缝;水平井筒与最大主应力方向垂直, 形成横向裂缝;水平井筒与最大主应力方向有一定的夹角, 形成扭曲裂缝。水平井压裂的增产机理在于压裂改变了渗流模式:从压裂前的径向流变为压裂后的线性流, 渗流阻力减小很多。
2 水平井分段压裂工艺现状
2.1 段塞分段压裂
基本原理是在前一段施工快结束的时候, 使用高粘度的物理、化学物质在顶替完成后在井筒中故意形成堵塞, 使后续液体和支撑剂进入新裂缝。堵塞材料主要有高浓度支撑剂、超粘完井液、填砂液体胶塞3种。该工艺优点是无需下入专门工具, 就可以确保按照预计的多裂缝压裂进行施工。缺点是作业周期长、冲胶塞施工时易造成伤害;胶塞强度有限, 在深井中不能实现有效的封隔, 目前已经较少应用。
2.2 封隔器分段压裂
2.2.1 上提管柱分段压裂
利用喷砂器的节流压差坐封封隔器, 反洗井替液解封封隔器, 采取上提管柱的方式, 实现一趟管柱完成多个层段的压裂。采用高压差K344封隔器跨隔密封, 优化了管柱受力状态, 提高了施工的可靠性。
2.2.2 不动管柱分段压裂
不动管柱多级分段压裂利用喷砂器的节流压差坐封封隔器, 利用投球的方式实现分段压裂, 实现不动管柱一趟管柱完成多个层段的压裂。该技术的主要优点是多段压裂的针对性比较强, 但是压裂工具能否顺利通过水平井造斜段、压裂后封隔器胶筒的收回、管柱砂卡处理等问题仍旧是制约该项技术应用的关键。
2.3 封隔器+滑套喷砂器水平井分段压裂
该技术的基本工作原理为:射孔时一次性将待压裂井段全部射开, 利用导压喷砂封隔器的节流压差坐封封隔器。首先通过油管直接压裂下层, 滑套喷砂器处于关闭状态;下层压裂后, 停泵、由井口投球, 待其落到滑套喷砂器位置后, 向油管加压, 液压推动钢球、打开滑套喷砂器喷砂孔, 进行第2段压裂;根据需要重复上述步骤。
该分段压裂工艺的优点是一趟管柱可完成多段的定点改造, 针对性强;井下工具少, 工序简单, 作业效率高, 工艺管柱性能可靠;可以同时满足浅、中、深水平井分段压裂的要求;工艺管柱和封隔器不受卡距的限制, 可同时满足短射孔井段、长射孔井段多裂缝的改造要求。缺点在于要求井径规则、固井质量好;封隔器易砂埋、管柱上提困难;分段数受到限制。
2.4 水力喷射分段压裂
水力喷射分段技术是由水力喷射、水力压裂和环空组合注入、注液体封堵剂四种工艺技术组合而成的。水平井井下作业风险大、周期长、遇卡机率高, 所以在设计水力喷射分段压裂钻具时, 井下工具设计要求尽可能简化, 可操作性好;在喷射和压裂过程中, 要求工具定位准确、稳定性好;井下工具耐压、耐温、密封性能满足不同区块储层的压裂要求;喷射器工作寿命必须能够满足一趟管柱压裂两段以上的要求。
工艺优点在于适合固井完井和裸眼水平井的改造;无需下入封隔工具, 避免了井下复杂事故和工况的发生;缺点是一次只压开一段, 多次压裂时需要上提管柱。
2.5 TAP分段压裂技术
TA P分段压裂技术不受压裂层级限制、层数越多优势越明显等特点, 可减少多层射孔费用, 有效降低整井射孔费用。
该技术的局限性主要表现在目前适应的管柱尺寸单一, 仅限114.3mm套管, 且同样采用套管施工, 对套管及套管头等耐压要求高, 压后有时须下入生产管柱, 可能对储层造成二次伤害。
3 结论
(1) 多封隔器配合滑套的水平井分段压裂工艺是提高射孔完井水平井改造的有效手段, 它能够实现定点改造, 存在施工工艺复杂, 对封隔器和其它井下工具要求高的缺点。
(2) 针对裸眼完井水平井分段压裂改造特点, 形成了液压裸眼封隔器和遇油膨胀封隔器配合滑套实现多井段改造的压裂工艺, 能够满足裸眼水平井的分段压裂改造。
(3) 不动管柱滑套式水力喷射分段压裂改造工艺同时兼顾了封隔器+滑套和水力喷射分段压裂工艺的优点。降低了井下复杂事故发生的几率、减少了压裂液对储层的伤害, 真正意义上实现了对水平井多段的高效改造, 值得在水平井改造中大力推广。
(4) TAP分段压裂技术无需射孔、不需要安装封隔器, 具有不受压裂层级限制、层数越多优势越明显等特点, 成为今后的重要发展方向。
参考文献
[1]曾凡辉, 郭建春, 苟波, 等.水平井压裂工艺现状及发展趋势[J].石油天然气学报, 2010, 32 (6) , 294~298[1]曾凡辉, 郭建春, 苟波, 等.水平井压裂工艺现状及发展趋势[J].石油天然气学报, 2010, 32 (6) , 294~298
国内石油压裂支撑剂行业发展简述 篇4
1、石油压裂支撑剂行业发展历程
随着世界石油工业的迅猛发展，石油、天然气开采难度正在逐步加大，石油、天然气井的深度越来越深，低渗透型矿床也越来越多，国内外对高强度压裂支撑 剂产品的需求量也越来越大。目前国内大多数厂家只能生产中、低强度的产品，而且品质不稳定，仅贵州和江苏等地的少数企业能够生产少量的高强度产品，且 产品技术性能较低，主要体现在渗透性和长期导流能力在高压下快速衰减，难以
满足深井石油、天然气开采的需要。
2、石油压裂支撑剂行业面临的问题
目前国内大多数厂家只能生产中、低强度的产品，而且品质不稳定，仅贵州 和江苏等地的少数企业能够生产少量的高强度产品，且产品技术性能较低，主要 体现在渗透性和长期导流能力在高压下快速衰减，难以满足深井石油、天然气开
采的需要。
我国高强度产品主要依赖进口。目前，国际市场在生产高强度压裂支撑剂处 于领先水平的是美国CARBO 公司，其产品在69Mpa 压力下破碎率≤5%，而我 公司产品质量已能达到≤5%，与其处于同一水平，86Mpa 压力下破碎率≤9%，技术水平达到国内领先，接近国际先进水平。
3、2005-2008 年行业发展回顾
2005 到2008 年之间,我国石油压裂支撑剂行业发展并不快,市场规模年均增 长率在15%左右,企业总产能年均增速在12%左右。企业数量众多,但大多数是小 型企业,产量低,技术含量低,竞争手段也主要集中在产品价格上面,并没有占据
市场较大份额的特大规模企业产生。
2011-2016 年中国石油压裂支撑剂行业市场运营格局及投资商机研究报告414、2008-2009 年行业发展情况
2008 年及2009 年,国内石油需求量继续增加,石油对外依存度继续增大。为 了满足国内日益增加的石油需求,石油开采业发展迅速。与此相对应的就是相关 产品生产的迅速扩大。我国石油压裂支撑剂行业在这段时间,发展比较迅速,市场
规模增速达到20%。
5、技术发展现状
低渗透油气藏的有效开发已成为国内外油田开发的重大课题之一，70 年代 压裂技术应用于低渗油藏储层改造，迄今为止，低渗透油藏油层压裂技术在各个
方面得到了发展。
虽然,近几年来,我国石油压裂支撑剂生产技术有了很大的提高。但是与国外 大型生产企业相比,仍存在着不小的技术差距。主要集中在产品的技术含量不高,研发投入金额有限。
压裂现状 篇5
二氧化碳干法压裂技术中所使用的液态二氧化碳是100%的, 且是一种压裂介质。在使用该技术的过程中, 我们需要利用支撑剂来释放二氧化碳的储罐压力以及控制温度, 同时在专用的混砂机内使得其和二氧化碳干进行相互混合, 最终使用高压压裂泵把其泵入到井筒中进行压裂工艺[1]。
使用二氧化碳干法压裂技术时需要把几个二氧化碳干储罐相互并联, 然后使储罐和二氧化碳的增压泵车以及井口装置等相互连通, 同时监控其工作状态。然后把支撑剂以及二氧化碳放入密闭式的混砂罐中。其实, 我们需要对高压管线以及低压供液管线等进行试压操作, 只有试压的结果符合实际的要求时才可以进行后续的操作。液态形式的二氧化碳注入地层的温度为-25~-15℃, 在压开地层的同时, 需要使缝隙之间相互延伸, 在把支撑剂注入后, 需要进行顶替, 直到支撑剂被全部注入到地层中再停泵。而压碎施工结束之后, 需要关闭井口2h左右。当进行压后返排时, 我们不单单要控制好返排的速度以便更好的防止吐砂, 还需要充分的利用好二氧化碳, 进而使得其快速的被返排, 这样可以利用比较小口径的油嘴来操控速度值, 然后再使用比较大口径的油嘴, 最后利用相应的检测仪器来检测二氧化碳的浓度, 并记录其中的变化值。
二氧化碳干法压裂技术中所使用的二氧化碳压裂液是高压密闭条件下的, 在整个工艺技术中所使用的设备与常规的水压裂大不相同。二氧化碳储罐的数量没有特殊的要求, 但是需要把其用于二氧化碳的加压降温中, 并保持器温度在-34.4℃, 处于1.406MPa。而二氧化碳的增压泵车则是把处于液态状态下的二氧化碳在储罐中的压强增加, 并使其为2MPa左右。密闭混砂车是二氧化碳干法压裂技术中所需要的关键性设备, 且是一个相对较大的密闭式的压力仪器, 在密闭混砂车中需要把液态的二氧化碳和支撑剂相互混合。
与水基压裂液相比较, 液态的二氧化碳具有比较特殊的物理化学性质, 因此二氧化碳干法压裂技术具有很大的优势。不存在水相, 所以有效地减少了对储集层水的带污染。在使用的过程中没有残余物质, 因此不会伤害储集层。此外, 其具有良好的增强效果, 因此反排的效果较为彻底。二氧化碳的流动性相对比较好, 因此可以最大程度的渗入到裂缝中去。二氧化碳在降低原油的粘度上具有较好的优势, 同时还可以有效的置换出甲烷, 使得石油单井的产量大大提高。
2 存在的问题
虽然二氧化碳干法压裂技术具有很大的优势, 但是也存在一定的问题。二氧化碳干法压裂技术在使用的过程中, 由于二氧化碳的牛顿流体的性质, 使得其摩擦阻力相对较高。其次, 液态形式的二氧化碳的悬砂能力比较差。在压裂施工中的二氧化碳粘度大概为0.02~0.16m Pa.s, 这使得滤失的量比较大, 因此对于压裂造隙的影响也相对较大, 这是影响施工成败的主要因素。在进行压裂的过程中, 二氧化碳的相态变化相对较为复杂, 因此很难进行相态的预测, 不利于施工效果的改善。所以, 需要对施工的参数进行合理的设计, 最终可以密切的关注其中压力的变化, 进而可以观察到每个阶段的相态变化, 进而指导现场施工。国内的压裂设备比较差, 在密闭混砂车方面存在较大的缺陷。由于二氧化碳的干法压裂技术和常规的压裂机理大不相同, 所以, 当前的施工参数不能很好地满足二氧化碳干法压裂的要求。
3 发展趋势
由于二氧化碳的超临界具有分子作用力小, 表面张力比较小的特点, 所以其具有十分好的溶质溶解能力。因此, 二氧化碳的压裂工艺成为二氧化碳干法压裂技术的前沿, 并具有独特的优势。
1) 具有较好的增产效果。超临界二氧化碳的表面张力为零, 并具有较好的流动性, 因此可以进入到超临界的二氧化碳空间。所以超临界的二氧化碳可以最大限度地使得储集层中的裂缝被沟通, 进而有效地提高产量。
2) 降低了施工的压力, 使得前期的投资成本大大降低。超临界二氧化碳具有十分强的流动性, 因此超临界二氧化碳也具有较高的破岩能力。同时, 超临界二氧化碳比液态的二氧化碳摩擦阻力小, 可以降低施工的压力, 进而减少施工的成本。
3) 研制超临界效果的关键设备。超临界二氧化碳的相态和传统的有所不同, 因此其设备的需求也不相同, 我们需要根据二氧化碳的超临界特点来研制设备保证施工产量。
4 结束语
二氧化碳干法压裂技术是使用水基压裂液对油气储集层进行相应的改造, 然而水基压裂液体的使用中出现大量的水资源浪费现象, 这不单单会对储集层带来严重的损坏, 还会使得地下水的污染变得严重, 最终导致处理费用变高, 增加了后期的修复投资。随着开采的需要, 二氧化碳干法压裂技术正在不断的完善。
摘要：二氧化碳干法压裂技术和常规的水力压裂技术相互比较, 其具有十分明显的优势, 二氧化碳干法压裂技术不单单具有比较高的返排, 对储集层的伤害强度也比较小。此外, 二氧化碳干法压裂技术的增产幅度也相对较大。但是随着二氧化碳干法压裂技术的不断发展, 也出现了很多的问题, 比如液态二氧化碳的摩阻比较高, 且其粘度较低。因此, 悬砂能力以及降滤失性的性能也相对较差, 这对于压裂造缝的影响就比较大。而二氧化碳的相变化也比较复杂, 所以在实际的二氧化碳干法压裂技术运用过程中很难控制好气相变。而二氧化碳干法压裂技术所用的压裂设备也需要逐步完善, 其中的关键设备密闭混砂车也存在着相对比较明显的缺陷。
关键词：二氧化碳干法压裂技术,应用现状,发展趋势
参考文献
压裂现状 篇6
酸化压裂是目前国内外油田碳酸盐油藏开发中所广泛采用的一项增产增注措施和重要的完井手段。用酸液作为压裂液实施不加支撑剂的压裂称为酸化压裂。酸化压裂过程中一方面靠水力作用形成裂缝,另一方面靠酸液的溶蚀作用把裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的表面,停泵卸压后,裂缝壁面不能完全闭合,具有较高的导流能力,可提高地层渗透性,改善地层特性,最终达到使油藏增产的目的。酸化压裂的效果体现在产生裂缝的有效长度和导流能力,一般有效的裂缝长度是受酸液的滤失特性、酸岩反映速度及裂缝内的流速控制的,导流能力取决于酸液对地层岩石矿物的溶解量以及不均匀刻蚀的程度。由于储层矿物分布的非均质性和裂缝内酸浓度的变化,导致酸液对裂缝壁面的溶解也是非均质性的,因此酸压后能保持较高的裂缝导流能力。
1 各种酸化压裂工作机理及应用
1.1 常规酸压
普通酸压包括常规酸化和常规酸压两种,是指直接以普通酸液(盐酸)作为压裂液或酸岩反应液对地层进行酸压处理的工艺技术[1]。目的在于实现近井地带的污染解堵或形成小规模的酸蚀裂缝,主要是改善近井带地层的导流能力。适用于整个碳酸盐岩地层及少数砂岩储层。常规酸压是指以普通盐酸液作为压裂液,常用酸质量分数在15%~28%,在井底施工压力大于地层岩石破裂压力或大于天然裂缝闭合压力的条件下,在裂缝张开的状态下将酸液注入裂缝,酸液溶蚀裂缝壁面,形成一条或多条壁面不规则的酸蚀裂缝,以提高储层渗流能力。常规酸压的特点是酸液滤失严重,酸岩反映速度快,有效酸蚀作用距离较短,一般15~30m,适用于孔隙型和裂缝孔隙型低渗碳酸盐岩储层。其增产机理是在地层中形成高导流能力的酸蚀裂缝,使流体的流动方向由径向流改为两个线性流,从而减小流体流动阻力。常规酸化和常规酸压对地层的改造程度比较有限,只能解决近井地带的储层污染或形成不足30m的小规模裂缝。
1.2 前置液酸压工艺
前置液酸压工艺是指高粘非反应性前置液压开地层,形成动态裂缝,然后注入酸液溶蚀裂缝的工艺技术。对于高温储层,酸液与岩石(简称酸岩)反应速率快,有效缝长的获得较为困难,这需要酸液体系在高温下具有优良的缓速性能,同时应选择合适的工艺,这是低渗高温深井酸化改造成功的关键[2]。采用前置液酸压技术,前置液能降低储层温度,降低酸岩反应速度。所选酸液应具有优良缓速性能,能有效控制酸岩反应速率,提高裂缝穿透深度。前置液酸压的作用机理:前置液压开并进入裂缝,降低裂缝壁面的温度,并在裂缝壁面形成滤饼,降低后续酸液的滤失量;后续酸液的粘度远小于前置液的粘度,流动过程形成粘性指进,从而延缓与裂缝壁面的反映速度和滤失速度,达到酸液深穿透的目的。为实现粘性指进酸压,要求前置液和酸液的粘度比至少要达到150∶1,现场适用的高粘前置液一般有:胶凝水(香豆胶或改性胍胶)、水外相乳状液和油外相乳状液等,普通酸液以无机酸(盐酸)为主,酸液质量分数15%~28%。前置液与酸液的用量比一般在1∶1~1∶3之间。有效酸蚀缝长一般为17~50m。对前置液酸压的补充是多级交替注入酸压工艺,多级交替注入酸压工艺[3]是指将数段前置液和酸液交替注入地层进行酸压施工。多级注入酸压造成对地层的多次降温和多次形成滤饼,使后一次注入的酸液比前一次滤失速度明显降低;同时酸液在前置液中多次形成粘性指进,形成更大规模和更高导流能力的裂缝。
1.3 特种酸的深度酸压
由于普通盐酸酸液在酸压过程中滤失严重,难以形成深穿透酸蚀裂缝。为满足地层特性和施工需要,以普通盐酸为反应酸,发展了具有不同性质的酸液体系,包括稠化酸、乳化酸、固体酸酸压、活性酸和变粘酸。
1.3.1 稠化酸酸压
稠化酸是指在酸液体系中加入非交联的酸用稠化剂以提高酸液粘度的酸液体系[4]。稠化酸的最佳入地粘度为30~40m Pa·s。稠化酸摩阻较小,一般为清水的60%。在稠化酸中若加入降阻剂,摩阻可降到清水的30%~40%。其作用机理是降滤失和缓速,属于后期滤失控制。酸蚀缝长20~50m。稠化酸一般适用于中高渗储层,在低渗及返排困难的储层使用稠化酸要慎重。国内主要在四川、长庆和塔河进行了现场实验和应用,取得了较好的增产效果。
1.3.2 乳化酸酸压
乳化酸通常是指油和酸液两种不相容的液体按适当比例(通常为30∶70)混合,在乳化剂的作用下混配而成的邮包酸乳化液[5]。其作用机理是利用乳化酸的高粘度和外相油的阻碍作用延迟酸液与裂缝壁面的接触,延迟酸岩反映速度,使酸液的滤失时间推后,从而使整个施工过程中的液体平均滤失量降低。其优点是滤失量小,缓速性能好,能进入地层深部;缺点是施工摩阻较高,较普通酸高20%,造成酸压施工压力高,排量低。国外在大型重复酸压中使用乳化酸较多。国内塔河油田发展了低摩阻乳化酸,实现了乳化酸大排量(达到4m3/min)、高泵压、深穿透酸压目的,有效酸蚀缝长可达150m,在现场获得了较成功应用。乳化酸酸压适用于深层低渗碳酸盐岩储层。
1.3.3 固体酸酸压
固体酸酸压技术,首先将酸固化成颗粒,然后用非反应性流体携带固体酸颗粒压破地层后进入裂缝[6]。随着裂缝的延伸,固体酸颗粒沉降或悬浮于裂缝中。待固体酸颗粒泵注完毕后,再注入释放液。固体酸与释放液接触后,溶解并电离出大量的H+与裂缝壁面的岩石发生反应,进而造成裂缝壁面的非均匀刻蚀。当裂缝闭合后,具有很高的渗透能力,而且其有效作用距离可与水力压裂相当,这在常规酸压中几乎是不可能的。通过固体酸酸压扩大了油气水的渗滤面积,故油气可畅流入井,从而达到增产的目的。由于固体酸酸压工艺酸蚀后的裂缝具有较高的导流能力,特别是大大地增加了酸蚀裂缝长度,因此固体酸酸压在现场的应用有着非常广阔的前景。
1.3.4 活性酸酸压
活性酸又称为化学缓速酸,是指在酸液中加入表面活性剂或加入使酸岩反应生成的CO2形成稳定泡沫的表面活性剂而构成的酸液体系[4]。其作用机理为表面活性剂吸附在地层裂缝壁面,延缓酸岩反应速度;或者是表面活性剂使酸岩反应生成的CO2形成稳定泡沫,在裂缝壁面上产生隔离层,延缓壁面与酸的反应。其缺点是控制滤失较差,主要适合酸岩反应速度受表面控制的低温白云岩地层,与多级交替注入技术相结合可应用于中温白云岩储层。未见该技术现场应用的报道。
1.3.5 变粘酸酸压
变粘酸又称为滤失控制酸,国内也称为高效酸,是指在酸液中加入一种合成聚合物,能在地层中形成交联胶凝剂增加粘度,在酸液消耗为残酸后能自动破胶降粘的酸液体系[7]。其作用机理为:随着酸液在地层中的反应,p H值升高,液体交联,酸液由线性流体变为粘弹性冻胶,粘度瞬间升至1000m Pa·s左右,有效阻止酸液向孔洞和天然裂缝内滤失,从而增加酸蚀裂缝的长度;随p H值的继续升高,酸液破胶降解,液体又恢复到线性流体,粘度下降,有利于残酸返排。变粘酸具有良好的降滤失性能,粘温性能稳定且残酸粘度较低,但对硫化氢(H2S)较敏感。变粘酸最高适用温度是150℃适用的储层包括高渗层、低压层、渗透率不高但滤失严重的地层或长裸眼段井。在美国的现场试验效果表明:变粘酸对温度较高地层更具有滤失控制作用,对实施大型重复酸压改造效果更为明显。20世纪90年代末,国内四川石油管理局引进了该技术,成功解决了长期以来严重影响酸压效果的酸液滤失问题。
1.4 复合酸压
对于主要表现在埋藏深、储层非均质性严重和基质含油性差的深层碳酸盐岩储层,靠单一的酸压工艺或酸液体系难以获得理想的效果,所以逐步把多种单一酸压技术集成为复合酸压技术,在现场(我国大部分)应用中取得了很好的效果[8]。
2 结论
目前,酸化压裂技术对碳酸盐岩油气田增储上产起到了重要作用。针对特殊岩性的复杂油气藏,酸液体系已由单一型向复合型发展,已经逐步成为降滤失、缓速、缓蚀、降阻和助排的多功能酸液体系酸液的注入工艺已发展为不同酸液体系的交替单级注入或多级交替注入,在深井碳酸盐岩储层能同时实现裂缝的深穿透和高导流能力;为满足深层储层酸压的需要,发展了不同体系和技术组成的复合酸压技术。复合酸压技术的应用大大提高了酸蚀裂缝的规模和导流能力,能够满足复杂岩心特殊油气藏储层增产改造的需要。另外对于砂岩储层的酸压也取得了不错的增产效果,但其机理研究还需进一步深入。
参考文献
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[7]徐永高等.长庆气田变粘酸酸压工艺的研究与应用[J]天然气工业,2005,25(4).
压裂现状 篇7
1 超低渗致密油藏水平井压裂现状
(1) 超低渗致密油藏由于水平井技术的不断创新与应用, 使得其开发变得更加高效, 具有更多的开发价值。针对其大规模的开发, 油田工程师不断创新, 制定了一系列的针对这种致密超低渗油藏改造工艺。目前国内绝大多数水平井改造工艺都采用分段压裂, 根据井下工具的不同又衍生出PSK多级水力水力喷砂分段压裂、水力喷砂环空加砂分段多簇压裂、水力泵送速钻桥塞体积压裂等工艺, 这些压裂工艺在长庆、大庆等油田推广运用。
(2) 在推广这些工艺的过程中, 不断优化各种改造参数, 使储层改造更充分合理。但超低渗致密油藏特殊物性和电性使得地面泵注系统常常出现超压的情况, 给现场压裂改造过程带来一些安全和质量问题, 例如油层套管钢级为P110, 其保护压力为45Mpa, 但实际压裂施工过程中往往套管破裂压力超过45Mpa, 地层压裂不成功;还有一种情况是地层有破裂压力, 但是其工作压力维持在一个较高的水平, 接近套管保护压力, 导致无法加入支撑剂, 最后压裂改造失败;在压裂成功过后停泵操作不当会造成封隔器拉扯, 上调整钻具后无法正常工作的情况。
(3) 如何在确保施工安全的同时保证严格执行施工方案, 确保井下工具及井筒的安全;在不超出施工设计用料前提下确保能压开地层, 达到改造地层的目的;如何提高井下压裂工具单趟施工效率, 这些都是我们关注和亟待解决的问题。
2 超低渗油藏水平井压裂相关技术对策
(1) 针对超低渗致密油藏水平井压裂超压情况, 要提高储层改造成功率, 主要有以下几种做法:
(1) 前置酸:在水力喷砂射孔完成后加入前置酸侵泡地层30min-60min的做法, 前置酸根据地层性质选择有机酸或是相应的土酸配方, 达到溶解近井地带泥岩的效果, 为地层起裂创造条件, 最后降低施工压力, 实现地层的成功改造。
(2) 提高射孔强度:在优化方案的时候提高射孔排量及砂量, 保证套管充分射开, 在近井地带形成支撑剂运移通道。
(3) 改变压裂液体系:在施工现场采用新型压裂液体系滑溜水及降阻水, 这种压裂液体系在正常携砂情况下相比其他压裂液体系能有效降低摩阻, 降低施工压力, 成功改造地层。
(4) 压裂现场调整施工参数:在压裂现场出现地层施工压力过高的情况, 采用打段塞方法, 即在注前置液过程中, 采用由油管最小砂比往目的层加砂, 先形成微小裂缝的做法, 这能有效的降低在提排量后加入支撑剂时的工作压力, 最后顺利改造地层。
(2) 在对地层压裂改造过程中, 钻具在高温高压下极容易损坏, 目前国内多数超低渗油田压裂改造工具组合为导向丝堵+眼管+单流阀+封隔器+水力喷枪, 这套工具中最易损坏的是水力喷枪和封隔器。喷枪的损坏主要是喷嘴高压过砂及反溅伤害引起的, 封隔器的损坏主要是由于高压承砂及前置酸伤害引起的。针对以上情况, 试验了进口材质的喷嘴及长胶筒钢带式封隔器;压裂完毕后在喷嘴的容许压力下采用大排量洗井, 彻底洗出封隔器上面石英砂, 防止砂子进入钢带缝隙, 造成封隔器不收缩。
3 现场实例
在长庆油田XX区块XX水平井第四段压裂, 出现射孔关旋塞压力偏高, 套管压力一直维持在38-39Mpa, 现场观察无下降趋势;采用降低油管排量, 在注入前置液阶段以3%的砂比加入石英砂, 2min后停掉石英砂;当石英砂进入地层后压力有明显的升高, 未到套管保护压力, 顶替1.5倍油管体积后发现油管套管压力明显下降, 于是提高套管排量到设计量, 最后按设加入石英砂, 该段改造成功。
4 结论
压裂施工现场调整参数可以更高效的改造致密油藏;
要提高致密油油藏水平井改造效率, 必须做好井下工具的保护, 提高单趟井下工具的施工能力;
前置酸对致密油藏改造能起到一定效果, 但是对井下工具的腐蚀比较严重, 一定要控制好缓蚀剂的比例;
致密油藏物性差不等于压不开。
参考文献
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压裂现状 篇8
1 煤层气压裂技术应用现状分析
1.1 清水 (不加砂) 压裂技术
这种压裂技术始于1990年, Amoco公司在Oak Grove气田采取了一种加入封隔球的压裂方式, 发现这种压裂方式的压裂成本仅仅为传统意义上加砂水压裂技术的50%。不仅如此, 对经过凝胶压裂技术作用之后的井采取这种不加砂压裂技术进行重复性压裂能够使整个储层的产量增产率达到100%以上, 是值得重视的。特别值得一提的是:这种兼用不加砂压裂液与封隔球的压裂技术所能够打开的煤层也比较多, 对于煤层气资源的勘探及开发而言所发挥的重要作用是不容小觑的。
1.2 CO2泡沫压裂技术
这种压裂技术同样起源于1990年左右, 西方国家首次将这种C O2泡沫压裂技术引入到了煤层气的勘探及开发领域当中。简单来说, 这种压裂技术与传统意义上的压裂技术最大的区别在于以下两个方面: (1) 所选用的压裂液为CO2压裂液; (2) 所选用的稠化剂当中的氨甲基羧丙基瓜胶成分明显。我国相关工作人员在此基础之上研制出了一种新型的酸性交联剂, 这种酸性制剂最大的特点在于其有着极为优越的交联冻胶性性能, 值得我们加大对其的研究与探索力度。
1.3 水力压裂设计软件技术
从理论上来说, 压裂设计一直以来都是整个压裂施工的最基本性指导文件, 而这种设计软件技术无疑为整个压裂设计工作的稳定运行提供了可靠性技术。就我国而言, 当前应用比较普遍的水力压裂设计软件为R E S公司 (美国公司) 所研发的PRACPRO模拟性三维压裂设计软件, 这对于整个煤层气能源资源的开发而言是极为关键与实用的。
1.4 裂缝评价技术
简单来说, 这种技术是以储层在经过压裂动作之后所生成的裂缝的半长参数与裂缝位置的导流能力为基本依据, 对整个压裂动作所带来的压裂效果进行评价与判定的一种过程。相关工作人员能够采取大地电位法、微地震法、井温法以及放射性示踪法等多种综合性检测试验的方式对整个压裂施工完成之后煤层气的裂缝效果予以衡量, 这对于整个油田储层的增产而言是尤为关键与重要的。
2 煤层气排采技术应用现状分析
从我国现阶段所探明煤层气的基本属性角度上来说, 相关工作人员在煤层气排采过程中所采用的主要方法可以分为以下几大基本类型: (1) 有杆泵。这种排采泵型设备最大的优势在于对煤层气的适应性比较强, 且操作起来比较简单。排采现场施工人员能够依据煤层气的实际性能及基本属性选取相应的型号及泵径大小; (2) 螺杆泵。这种排采泵型设备最大的优势在于初期投入成本比较低, 所需要的基础性维护费用也比较低, 固定性设备的占地面积比较少, 煤层气的排采能够比较便捷与灵活的开展。但是需要引起相关工作人员重视的一点是:这种螺杆泵在抽空的特殊情况下容易发生泵烧坏的问题, 这就要求整个螺杆泵的沉没度要始终控制在50m或以上范围当中。与此同时, 相关工作人员还需要对螺杆泵的使用情况进行详细检查, 当发现螺杆泵磨损严重时, 整个井下装置 (包括主体与附件) 都需要进行彻底更换, 以策安全; (3) 气举。这种排采技术在西方国家应用比较普遍, 针对于煤层气资源勘探及开发而言有着比较显著的应用优势。简单来说, 这种排采方式对于固体性颗粒而言同样有着比较优越的处理行为, 整个排采过程对于出砂及机械设备的影响是比较小的, 并且它能够较好的适应开采前期大排量的排水形式。因而这种排采技术方式在对于我国现阶段储量丰富的煤层气排采而言也是尤为关键的, 这需要相关工作人员加大对其的研究与探索力度; (4) .新型无杆开采技术。这种煤层气排采技术与传统意义上的排采技术最大的差别在于它利用了一种能够始终做直线运动的电动机——直线电机。我国相关业内人士对于这种排采技术的研究是比较充分与彻底的, 这也是当前应用最为广泛的煤层气排采技术之一, 需要大力推广与践行。
3 结束语
相关工作人员需要清醒的认识到一点:从整个国际范围内来看, 能源供求之间矛盾的日益激化是的煤层气资源的勘探与开发工作受到了业内人士及相关研究学者的广泛关注。这种与传统意义上常规性气田相去甚远的煤层气田的开发工作需要引起我们的广泛关注。总而言之, 加大对于煤层气压裂及排采技术的研究与探索力度, 对于我国整个能源资源的勘探及开发工作来说是有着至关重要的意义与价值的。
摘要：本文以煤层气压裂技术及排采技术为研究对象, 对当前技术条件支持下国内外应用较为普遍的煤层气压裂技术及排采技术进行了较为详细的概述, 对各种技术的应用优劣势、适用性以及研究进展进行了简要概括, 并据此论证了做好这一工作在进一步提升整个煤层气资源勘探及开发工作质量与工作效率的过程中所起到的至关重要的作用与意义。
关键词：煤层气,压裂技术,排采技术,现状,进展
参考文献
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[2]陈振宏.王一兵.杨焦生等.影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例.[J].石油学报.2009.30. (03) .409-412.[2]陈振宏.王一兵.杨焦生等.影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例.[J].石油学报.2009.30. (03) .409-412.
[3]韩保山.煤层气地面垂直压裂井排采特征及分阶段管理.[C].2010第十届国际煤层气研讨会论文集.2010.122-130.[3]韩保山.煤层气地面垂直压裂井排采特征及分阶段管理.[C].2010第十届国际煤层气研讨会论文集.2010.122-130.
压裂管柱与压裂液多物理场分析 篇9
关键词：压裂管柱,温度,多物理场,压裂液
压裂作业是改进油气层渗透率、提高油气井产量的有效途径之一[1]。压裂管柱在压裂施工中,其内外壁受到管内外介质温度以及压裂液压力的影响。其中,压裂液温度及地层温度随井深发生线性或非线性变化,压裂液在压裂过程中由于流动产生压力降,因此压裂管柱内壁所承受的液体压力也随井深发生非线性变化。在以往的压裂管柱力学分析中[2,3],将压裂液温度和地层温度处理成沿井深发生线性分布,将同一井深处的地层温度作为该井深处压裂管柱的温度,不考虑压裂液流动过程中产生的压力降。为了进一步的述压裂液温度、地层温度和压裂液压力分布对压裂管柱受力状态的影响。本文选取管内流动的压裂液、管外环空静止井液和压裂管柱为研究对象,采用有限元法对压裂管柱进行了多物理场分析,为研究压裂管柱的温度、压力分布以及压裂液压力分布提供理论依据。
1 多物理场计算模型
选取井口到井底整个压裂管柱、管内流动的压裂液和管外静止井液为研究对象,不考虑压裂管柱与套管柱的接触变形,建立了温度场、流场和应力场耦合分析的多物理场模型,见图1。该模型既考虑了管外壁与管外静止井液温度发生对流以及管内壁与流动的压裂液温度产生对流对管柱温度分布的影响,又考虑了压裂管柱自身发生热传导对管柱温度的影响,同时还考虑由于压裂液流动产生的压力降对管柱压力分布的影响。压裂管柱在井口和井底处完全固定,压裂液在井口处的排量为压裂施工排量,将该排量作为压裂液井口边界条件,压裂液的出口边界为压裂液给定的相对压力。
2 多物理场耦合传热的数值解法
对于某些对流换热问题,热边界条件无法预先规定,而是受到流体与壁面之间相互作用的制约。这时无论界面上的温度还是热流密度都应看成是计算结果的一部分,而不是已知条件。像这类边界条件是由热量交换过程动态地加以决定而不是预先规定的问题,称为耦合传热问题(conjugate heat transfer)[4]。大多数有实际意义的耦合问题都无法获得分析解,而要求采用数值解法。数值解法可分为分区求解、边界耦合的方法及整场求解法两大类[5]。
2.1 分区求解、边界耦合
分区计算、边界耦合方法的实施步骤是:
(1)分别对各个区域中的物理问题建立控制方程。
(2)列出每个区域的边界条件,其中耦合边界上的条件可以取下列三种表达式中的两个:
对于第三种情形,这里假设区域Ⅱ为流体,至于区域Ⅰ可以为固体,亦可为流体(假定分解壁面很薄)。数值计算实践发现,采用式(3)的耦合条件有利于迭代收敛,这里n为壁面的外法线。
(3)假定耦合边界上的温度分布,对其中一个区域(例如Ⅰ)进行求解,得出耦合边界上的局部热流密度和温度梯度,然后应用式(2)或式(3)求解另一个区域(Ⅱ),以得出耦合边界上新的温度分布。再以此分布作为区域Ⅰ的输入,重复上述计算直到收敛。
当采用无量纲控制方程时,应注意在耦合边界上无量纲温度定义间的一致性,以利于信息的传递。
对这种计算方法,迭代过程收敛的快慢主要取决于耦合边界上信息的传递。用块结构化网格来处理时,块与块的界面是认为地划分的,物理过程本身是一个整体,但耦合问题中两区的界面是实际存在的,两个区域中所进行的是不同的过程。
2.2 整场离散、整场求解
求解耦合问题的有效方法是整场离散、整场求解,这时把不同区域中的热传递过程组合起来作为一个统一的换热过程来求解,不同的区域采用通用控制方程,区别仅在广义扩散系数及广义源项的不同,耦合界面成了计算区域的内部。采用控制容积积分法来导出离散方程时,界面上的连续性条件原则上都能满足,这样就省去了不同区域之间的反复迭代过程,使计算时间显著缩短。因而整场离散、整场求解的方法是计算耦合问题的一种主导方法,尤其是预测电子器件的散热特性时几乎是唯一采用的方法。
3 压裂管柱与压裂液多物理场数值分析
3.1 基本参数
选取1 000 m长的压裂管柱和压裂液为研究对象,管内流体的物理属性和入口参数为:导热系数:0.6 W/(m·c)、密度:1 040 kg/m3、比热:4 183 J/(kg·c)、入口温度:20℃、入口排量:3 m3/min、管内流体与管内壁对流系数:15 000 w/(m2·c),管柱的物理性质和几何参数为:导热系数:10 W/(m·c)、管外径:88.9 m、壁厚:6.45 mm、长度:1 000 m,井口温度:20℃、井底温度20℃,井口和井底之间的温度沿井深呈线性分布,管外壁与管外流体的对流系数为10 000/(m2·c)。
3.2 计算结果与分析
根据上述参数建立1 000 m压裂管柱多物理场模型,管柱上下端均为固定位移边界,经数值计算得到压裂管柱与压裂液的主要结果见图1～图3所示。
由图1可得出压裂液压力值与井深呈线性变化,压力值随着井深的增加而逐渐降低,压裂液的井口压力为30.83 MPa,井底压力为30 MPa,即井深为1 000 m的压力降为0.83 MPa。由图2可得压裂液温度与井深呈非线性变化,随着井深的增加而增加,压裂液在井口的温度为20℃,井底处压裂液温度达到最大值35.47℃,这是由于地层和管柱外介质温度的升高,经管柱与介质对流和传导后所致。管柱内壁温度与井深呈非线性递增,内壁在井底处的温度值为36.99℃,压裂管柱内壁既与压裂液温度发生对流,又与外壁温度发生热传导。管外壁温度与井深呈线性增加,在井底处其温度值达到最大值,最高温度为50.55℃。由图2综合可得压裂管柱外壁与内壁在井底处的温度差值为13.56℃,管柱内壁与压裂液的温度差值为1.52℃。
由图3可知,压裂管柱的轴向应力与井深呈非线性变化,轴向应力值为负值,说明管柱在温度、内外压差、沿程阻力综合作用下处于受压状态,其数值大小随着井深的增加而增加,且最大轴向应力为-110.51 MPa,发生在井底处。管柱的环向应力与井深呈线性变化,其数值随着井深的增加而逐渐减小,最大环向应力发生在井口处,其数值为154.56MPa。其等效应力与井深呈非线性变化,在0.0 m—717.5 m井段,等效应力随着井深的增大其数值逐渐减小,在717.5 m—1 000 m其数值随着井深的增加而增大,在717.5 m处等效应力最小值为145.87MPa,最大等效应力发生在井口处,其值为160.71MPa,小于其强度极限值(强度极限值为785 MPa)。
为了近一步研究井深对多物理场分析结果的影响,对压裂管柱井深为1 000 m—3 500 m进行计算,得出管柱温度、轴向应力、环向应力以及压裂液压力降分布规律见图4和图5。
由图4可得出,随着井深的增加,压裂管柱压裂液、内壁和外壁在井底处的温度与井深呈线性变化,随着井深的增加其温度逐渐升高,在井深为3 500 m时,压裂液、管柱内外壁温度分别为111.7℃、113.73℃、131.23℃。由图5可得出压裂液的压力降也随着井深呈线性递增变化,由井深1 000 m的0.83 MPa变为井深3 500 m的2.91 MPa。
为了分析压裂液黏度对多物理场分析结果的影响,对井深1 000 m压裂管柱在不同黏度进行计算,得出管柱内外壁温度、轴向应力、环向应力以及压裂液温度和压力降的分布规律,其结果见图6和图7。
由图6可得出压裂液温度、管柱内外壁温度不随压裂液黏度发生变化,其数值分别为35.47℃、36.99℃、50.55℃。由图7可知压裂液的压力降随着黏度的增大呈线性递增趋势变化,其数值由黏度为0.001 Pa·s的0.83 MPa变为黏度为0.005 Pa·s的4.16 MPa。
为了研究多物理场模型和应力场模型对管柱受力分析结果的影响,仍取1 000 m压裂管柱为研究对象,多物理场模型管柱应力计算结果见图3。对于应力场模型,其管柱结构和位移边界同多物理场模型,只是管柱温度由管内外介质的平均温度直接给定,即井口管柱为20℃,井底管柱为50℃;管柱压力由管内介质压力降直接给定。显然,应力场模型只研究压裂管柱在给定载荷和边界下的变形和应力,不涉及流体特性和传热分析。为了便于对比分析,将两种模型管柱的结果列入表1。
由表1可知,多物理场和应力场在井口和井底处的约束反力、轴向应力、等效应力、环向应力有一定的差值,轴向应力值的误差最大。井口处和井底处轴向应力的绝对误差分别为107.21%、13.31%;井底处的环向应力差值比较大,其绝对误差为42.99%;等效应力和约束反力误差比较小,等效应力井口和井底处的绝对误差分别为3.73%、5.97%;约束反力井口和井底处的绝对误差分别为12.42%、8.84%。由此可见,在压裂管柱力学分析中,不考虑管柱内压裂液、管柱外井液介质温度和流动的耦合分析,直接采用外载荷方式进行管柱应力场计算对管柱的轴向应力、环向应力有一定的影响,但对等效应力的影响比较小,因此对管柱强度的评价影响不大。
4 结论
(1)在井深为1 000 m的压裂管柱中,管柱内外介质及管柱在井口处温度为20℃,管外介质在井底处为50℃,经多物理场耦合分析,管柱内外壁随着井深的增加出现差值,外壁与内壁在井底处的温度差值为13.56℃,井底处管柱内壁温度为36.99℃,管柱内壁与压裂液在井底处温度差值为1.52℃。
(2)在压裂管柱多物理场分析中,随着井深的增加,压裂管柱压裂液、内壁和外壁在井底处的温度随着井深的增加其温度逐渐升高。井底处压裂液温度由井深1 000 m的35.47℃增加到井深为3 500 m的111.7℃,内壁在井底处的温度由井深为1 000 m的36.99℃增加到井深为3 500 m的113.73℃,外壁在井底处的温度由井深为1 000 m的50.55℃增加到井深为3 500 m的131.23℃。
(3)在压裂管柱多物理场分析中,随着黏度的增加,压裂液压力降随着黏度的增加逐渐增大,其数值由黏度为0.001 Pa·s的0.83 MPa变为黏度为0.005 Pa·s的4.16 MPa。
(4)在压裂管柱力学分析中,不考虑管柱内压裂液、管柱外井液介质温度和流动的耦合分析,直接采用外载荷方式进行管柱应力场计算对管柱的轴向应力、环向应力有一定的影响,但对等效应力的影响比较小,因此对管柱强度的评价影响不大。
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