压裂设备（精选4篇）
压裂设备 篇1
1 我国油田压裂设备现状
油田压裂设备主要包括::压裂泵车、混砂车、仪表车和管汇车。我我国国从从二二十十世世纪纪七七十十年年代代开开始始从从国国外外购购买买先先进进的的压压裂裂设设备, 并将生产工艺进行相应更新。这使得我国油田压裂工艺及设备有了巨大的提高;上世纪末, 我国油田地质条件及开采工艺有了新的变化, 对油田压裂设备的要求也相应有了提高, 在这种背景下, 不少油田开始对压裂设备设备进行更新, 大量成套引进2000型压裂设备, 以达到提高企业生产能力及行业竞争力的目的。虽然我国早期油田压裂设备都是简单的购买国际上先进的设备, 但是国内相关领域的专家学者早已开始对油田压裂设备进行研究, 并逐渐实现整套设备的国产化, 虽然在技术参数上与国外先进压裂机组仍然存在差距, 但不少油田装备的都是国产的压裂设备。
2 压裂设备管理存在问题
2.1 管理机构设置不合理
油田在设备不断更新、数量不断增加的背景下, 现阶段设备管理机构仍然按照直线分工制度组建, 不同层级之间有着不尽相同的管理职责, 但在一定程度上也造成了设备管理机构层级臃肿、尾大不掉的现象发生, 无法适应今天不断加剧的市场竞争环境。且每级部门存在忙闲不均的情况发生, 油田压裂设备压裂泵车、混砂车、仪表车、管汇车和其他辅助设备等诸多设备, 而油田每级设备管理机构人员只有两三名且缺乏相应技术专业人员, 无法有效的对整套的油田压裂设备开展管理工作。
2.2 设备管理流程需更新
现阶段在设备管理机构没有进行变动的情况下, 油田设备管理职能分别由不同的机构进行:财务处进行设备采购计划、物资部进行设备采购、运行部负责设备使用及维护、调度中心负责设备使用调度等工作, 虽然看似分工合理但部门之间的衔接不够紧密。现行的设备管理流程即是把一个设备管理项目诸多工作职责分解至不同的职能部门, 但设备管理工作流程是直线式的, 上一个部门工作没有结束, 下个环节的工作就没有办法开展, 造成了整体流程松散、流程周期延长及设备有效利用率降低等现象, 不利于设备的有效利用。
2.3 管理人员观念陈旧
设备管理工作最终执行者还是各级管理人员, 这些设备管理人员的整体素质及管理观念很大程度上影响了油田设备压裂管理的水平, 但是目前在油田压裂设备管理中存在以下几种情况:
第一、对新投入使用的新设备仍然按照针对老旧设备的检修计划进行, 没有主动将压裂设备进行合理分级, 造成压裂设备检修周期不合理, 不仅仅浪费检修所耗大量人力物力, 而且降低设备的有效使用率, 降低油田合理的经济效益;
第二、为了设备所谓的安全对压裂设备的配件只换不修, 上世纪因国内材料和加工设备的约束, 整套的压裂设备如果发生配件损坏的情况, 只有采取购买国外整套配件进行更换, 否则整套的压裂设备就将直接报废。但是随着我国相关领域的科学技术不断发展与更新, 对压裂设备的维修及加工技术已经成熟, 但由于有关管理人员的思想观念没有及时更新、减少工作量的原因, 仍然采取只换不修的做法, 浪费了大量资金。
第三、以设备资产最大化为目标, 大量购置设备, 造成设备存库量过大, 甚至在设备即将淘汰时, 仍然无法有效消化设备库存, 造成大量资金占用及浪费。
3 建议及对策
3.1 建立适应新形势的设备管理机构
本文经过大量理论研究并结合现阶段油田设备管理具体工作后认为, 油田压裂设备管理的组织形式可以采用矩阵式管理组织架构。在同一级管理机构中按照职能和项目双重维度进行管理:纵向设置不同层级的职能部门;横向设立进度管理系统, 纵横交错, 增加不同部门与层级的衔接性, 大大提高整个设备管理系统的工作效率, 也就是提高了设备的使用率。
3.2 更新设备管理流程
油田根据规模及生产能力的大小不同, 压裂设备的管理流程复杂程度也不同。但各个流程的最终目的就是在成本最低的基础上追求速度最快、质量最好等管控目标。油田应根据自身实际情况, 在满足并适应生产要求的前提下并在对设备管理关键节充分分析的基础上, 对设备流程进行更新, 将设备的计划、采购、使用、维修等各个关键环节加强人员力量, 以提高整体流程的工作效率。
3.3 加强培训提高人员素质
随着油田开采的地质条件和开采工艺的变化, 压裂设备自身的科技性、复杂性越来越强, 导致对设备管理人员的整体素质要求也越来越高。设备管理工作的落实与开展很大程度上依赖于管理人员的整体素质, 油田应加大对设备管理人员的培训力度, 从技术能力、管理理念等方面进行不同的技能培训及岗位培训课程, 并在业余时间为设备管理人员进修提供便利条件, 以加强整体设备管理队伍的素质, 使得设备管理工作更加科学合理, 不再出现因管理人员的主观原因造成经济损失现象的发生。
4 结语
本文从现阶段我国油田压裂设备的管理现状及存在问题为切入点, 并在研究相关设备管理理论并结合油田实际工作及压裂设备特点的基础上, 对现阶段油田压裂设备管理工作提出了自己的建议与对策, 以期对相关人员有些许借鉴意义。
参考文献
[1]姜其慧、王传新著.石油开发系统设备管理存在问题及对策.中国设备工程.2002 (8) .
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压裂设备 篇2
一、问题的提出
自2012年胜利油田开始大规模实施非常规压裂施工, 两年中分别在樊154、义123、盐227等区块, 实施非常规压裂施工71口500余层, 累计加砂1.6万m3, 用液19万m3, 采用了裸眼分段压裂、电缆泵送桥塞, 连续油管喷砂射孔等不同工艺。这些施工与以往的常规井压裂运行有很大的不同, 并且在实施过程中还要兼顾常规压裂井的运行, 运行起来点多、面广、工序繁杂, 施工风险日益增大、成本控制难度也增大, 给压裂运行工造带来了很大的挑战。
二、地面配套设备研究及应用
地面配套设施是“井工厂”一体化前提和保障, 它们的设计和应用有力保障“井工厂”压裂顺利实施运行, 同时也解决了生产时效问题, 大大缩短了施工准备时间, 从而使该技术更具有先进性。
地面配套主要研究内容有以下六项:优化方案与布局;罐区优化与低压管汇组合;连续供液系统;连续混配系统;高压环形管汇设计与研制;泵送桥塞注意事项及问题对策。
1. 优化方案与布局
排兵布阵、合理布局是地面配套工艺中的重中之重。优化施工方案, 配套设施布局主要分以下几个方面。
(1) 优化压裂车组
盐227井工厂井场采用品字形布局, 8口压裂井分布在三个井组。按照常规做法, 每个井台备一组主压车组和泵送桥塞车组。在两套车组共同施工中, 高压管线部分连接复杂, 使用管线、弯头多, 两套车组不但各自接出双管线上井口, 而且在地面四条管线之间要用管线进行连接, 每条管线要有相应的闸门控制。现场施工中, 高压管线难免出现排量差异而造成的震动, 复杂的闸门也增加操作的难度。另外考虑井场测井占地需要, 经多方考证, 决定现场选用8台一套2500型压裂泵车车组, 两套2000型泵送桥塞车组, 目的机组位置固定, 车组不动, 交叉连续作业。经实际验证, 一套车组完全可以满足施工要求。
(2) 压裂施工设备维护优化
设备好坏是保证连续施工的前提, 保证施工过程中主压裂设备不出现问题。特别制定编写车辆一二级维护制度, 制定填写“施工时设备维护计划表”。根据实际单车过液量、交叉作业、工作压力及规模等实际情况, 确定一二级维护时间, 确保主压裂设备性能优良、工况可靠。同时在维护期间进行加油、扒泵、更换柱塞盘根等易损件的维护工作。8台2500型泵车, 施工液量达到1120m3, 进行一级维护;施工液量达到3200m3, 进行二级维护。施工期间, 累计一级维护55次, 二级维护15次, 没有出现因压裂设备故障造成等停现象发生, 为连续施工打下坚实基础。
2. 罐区优化与低压管汇组合
盐227井组单层施工液量最大达到900m3, 立式罐要满足至少存储1000m3液体的量, 因此上45个立式储液罐用于主压裂施工;另上6个卧式储液罐分两组用于泵送桥塞液体储液罐。
3. 连续供液系统
盐227连续供液系统由3台大排量供水泵, 钢丝软管线、快速接头、1台大排量 (16方) 供液泵, 3个缓冲卧室罐、低压管汇等组成。考虑电潜泵供水因扬程低的原因无法直接给立式罐补满水, 于是安排上3个较低矮的卧式罐作为缓冲罐, 用电潜泵往里打水, 再上一台大排量电泵将缓冲罐内的水补充到45个立式罐中, 保证了供液的连续性。立式储液罐区采用三套低压流程连接, 每套流程之间采用两条管线串联, 混砂车从每套流程连接两条管线到混砂车上液端, 确保大排量施工的要求。
4. 连续混配系统
盐227“井工厂”压裂液体系采用乳液缔合型压裂液, 实验室前期论证该压裂液体系, 具有携砂能力强、耐剪切、抗温能力强、较现行瓜胶经济高效、易配易储运等诸多优点, 可以实现地表水即时混配泵注要求。所以在讨论方案时, 压裂大队没有上连续混配车、搅拌罐等连续混配设备, 只用采油院相关设备直接泵注至混砂车, 利用混砂车台上搅拌罐混配。该体系在现场应用中发现诸多问题:液体粘度高, 弹性差, 液体挂壁性强, 液体摩阻较大的特点。
5. 泵送桥塞注意事项及对策
泵送桥塞和射孔联作技术是目前先进的联作技术, 以其作业速度快和更经济高效的特点在北美和加拿大得到广泛应用。作业过程要求测井队伍和压裂队相互协调作业, 控制好泵入排量和电缆速度, 避免意外发生。泵送排量大小和电缆速度关系密切。排量过大和电缆移动速度过快可能会导致电缆弱点断开、桥塞意外座封和工具遇卡等事故。泵送桥塞施工顺利与否直接影响施工进度, 该项工序异常重要。压裂大队借鉴以往配合经验, 成功完成盐227井87次泵送任务。施工期间全程强化时效控制, 累计完成8口水平井共87段压裂施工任务, 设计泵送液量3900m3, 实际泵送液量2560m3;平均每天压裂施工3段, 较之前完成的非常规施工压裂运行时效有了很大提高, 同时还创出了单日压裂施工5段的高纪录, 达到了提速压裂施工运行时效的目的。
结论
压裂设备 篇3
一、压裂酸化诊断技术
将计算机技术和压裂酸化的诊断结合起来之后, 不仅可以在很大程度上满足油田进行生产资料的数字化和信息化管理的要求, 而且也能有效提高工程技术人员决策的科学性与合理性。具体来讲, 将这两者结合之后的一项新的诊断技术就是压裂酸化实时监测曲线。这种监测曲线可以将施工前、施工过程中套压、排量以及砂浓度等参数的变化、走势等及时的显示出来, 以为研究人员决策的确定提供必要的参考依据。除此之外, 压裂酸化实时监测曲线还可以对施工之后的效果、状况等作出预测, 以便相关人员及时的发现问题继而解决问题。因此, 从这个角度来说, 压裂酸化实时监测曲线已经逐渐发展成为压裂酸化施工前、施工期间以及施工后对工程进行决策和评价的基础。
以上论述主要是从宏观方面对压裂酸化诊断技术以及压裂酸化实时监测曲线的作用与意义进行了总体的说明, 接下来, 将对其意义与作用进行具体的阐述。
首先, 它是现场指挥进行施工监控、处理紧急情况的依据。压力波动, 哪怕是很小的一个压力波动都有可能造成施工事故的发生, 所以在施工的过程中, 为了保证施工的成功, 要增强利用实时监测曲线正确判断压力波动是正常的还是事故前兆的能力, 以便及时找出压力波动的原因, 并采取有效的措施加以避免和补救。
其次, 它为主压裂酸化提供施工的参数。我们知道, 小型压裂可以在某种程度上反映主压裂的情况, 鉴于对主压裂酸化的实时监测相对麻烦和困难, 我们完全可以首先对小型的压裂测试曲线进行实时监测与分析之后, 得出一些相关的参数值, 然后再由这些参数值推断分析出主压裂酸化的情况。
最后, 它能有效反映施工过程的正常与否以及其是否按计划执行。由压裂酸化实时监测曲线我们可以很清楚地就看到整个施工过程中有无操作事故、压窜以及封隔器失效等情况的发生, 同时, 这一实时监测曲线还能通过对各阶段液量、砂量等的计算以及设计值与实际值之间的差别, 判断出施工作业队伍是否按照既定的设计进行了作业, 起到一种很好的监督促进作用。
二、压裂酸化设计
目前, 我国石油工业面临的一个总体形势是新区的勘探开发困难, 老区的增产挖潜工作琐碎。再具体点来讲, 也就是对压裂酸化技术的认识不够, 增产措施改造的对象比较复杂等等。可以说, 压裂酸化不管是在技术方面还是在设计方面都还存在着不少的困难和挑战。那么在进行压裂酸化设计时, 具体应该采用哪些方法和技术呢?
2.1重复压裂技术
重复压裂与常规的人为的在第一次压裂无效之后进行不同层段的压裂不同, 其关键在于所压裂的对象必须处于同一地方的同一层位, 而且还是同一口井。其核心在于六个字, 即“堵老缝, 压新缝”, 也即是对已经成为储水通道的缝进行堵塞, 对已经完全或者是大部分产出老缝的控制区域进行堵塞。
2.2复杂结构井压裂机理和技术
这一技术的关键是对压开裂缝的条数进行合理设计, 并对裂缝的长度进行优选。最新的完井思想完全颠覆了传统的观点, 它认为水平井只有在做完增产措施之后才能有效发挥其产能。所以, 考虑到压裂酸化设计, 在完井的方式上应该首先考虑这一技术是否有利于裂缝的形成。
2.3压裂酸化新观点
一般来说, 传统的观点认为, 为了避免矿物脱落对裂缝和空隙的堵塞, 在选取增产措施时, 应该选择酸压与基质酸化, 不过这个观点现在已经被实践结论所推翻。压裂酸化的新观点认为要想取得较好的增产效果, 可以采用酸基压裂液、砂岩储层酸压以及冻胶酸的碳酸盐岩水力压裂等。
2.4低渗低压油田
这种方法的目标就是要减少水锁和水相圈闭, 要达到这一目标, 有以下途径可以选择:首先, 减少进入气层的液量;其次, 减少滤液的表面张力;最后, 减少毛管的阻力。目前, 在采用低渗低压油田技术的过程中, 有三个比较可行的措施, 也即提高返排速度;压裂二氧化碳泡沫;压裂表面活性剂。
结语:压裂酸化作为一种比较主要的增产措施, 在油气田的开采中应用得比较多。特别是近年来, 随着各个油田井次的增多, 这种技术更是显示出了其无与伦比的优越性, 不过在具体的实践中, 这种技术还是存在着不少的问题。本文主要从压裂酸化诊断技术以及压裂酸化设计两个方面进行了阐释, 希望可以为以后的研究和实践提供参考。在论述的过程中, 肯定存在不少的错误和漏洞, 需要在以后的实践和研究中加以规避。
参考文献
[1]欧阳传湘, 谭蓓.压裂酸化效果分析与决策系统断块[J].油气田, 2010, 25 (4) :487-490.
[2]李年银, 赵立强, 张倩, 刘萍, 杨欢, 张力木.油气藏压裂酸化效果评价技术研究进展[J].油气井测试, 2008, 17 (6) :67-71.
[3]李黎.压裂酸化工艺发展概况[J].石油知识, 2006, 28 (3) :18-18.
压裂管柱与压裂液多物理场分析 篇4
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。
参考文献
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