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井下管柱钢材冲蚀-CO_(2)腐蚀耦合试验

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中国石油大学学报（自然科学版） 2021年第3期45卷 104-110页

作者：孟文波张佳旋张崇黄丽娟张锐张亮任韶然中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057 中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580

采用自行设计的高温高压冲蚀-腐蚀耦合试验装置,进行井下管柱钢材的冲蚀-CO_(2)腐蚀耦合试验,研究不同工况下N80钢和13Cr钢的冲蚀-腐蚀耦合作用,测试CO_(2)分压、含砂质量分数、砂粒粒径、流体流速等对冲蚀-腐蚀速率的影响。结果表明具... 详细信息

采用自行设计的高温高压冲蚀-腐蚀耦合试验装置,进行井下管柱钢材的冲蚀-CO_(2)腐蚀耦合试验,研究不同工况下N80钢和13Cr钢的冲蚀-腐蚀耦合作用,测试CO_(2)分压、含砂质量分数、砂粒粒径、流体流速等对冲蚀-腐蚀速率的影响。结果表明具有较高抗CO_(2)腐蚀能力的钢材,其抗冲蚀-腐蚀耦合的能力也较好;在CO_(2)分压为0~5 MPa条件下,13Cr钢的冲蚀和腐蚀耦合速率从0.014 mm/a增大到0.062 mm/a,而N80钢的冲蚀和腐蚀耦合速率从0.197 mm/a增大到24.19 mm/a;腐蚀破坏了材料的表层结构,腐蚀速率越大,材料表面的抗冲蚀能力越低,冲蚀-腐蚀的耦合作用越大;揭示了冲蚀和腐蚀的相互作用关系,验证了自行设计的高速搅拌式冲蚀-腐蚀耦合试验装置的有效性,为井下管柱选材和设计提供了基础数据。

关键词：二氧化碳腐蚀冲蚀试验冲蚀-腐蚀耦合试验 N80钢 13Cr钢

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湿气管道积液临界气速预测的新模型

化工学报 2020年第11期71卷 5107-5116页

作者：李国豪邓道明宫敬中国石油大学(北京)油气管道输送安全国家工程实验室石油工程教育部重点实验室城市油气输配技术北京市重点实验室北京102249

气田开发经常采用湿气集输方案。针对湿气输送管道出现的积液问题,基于分层流最小界面剪切应力准则,利用气液平界面分层流液膜区的速度分布规律,建立了求解积液临界气速的新机理模型。由分层流液膜区的流场描述和气相动量方程得到气液... 详细信息

气田开发经常采用湿气集输方案。针对湿气输送管道出现的积液问题,基于分层流最小界面剪切应力准则,利用气液平界面分层流液膜区的速度分布规律,建立了求解积液临界气速的新机理模型。由分层流液膜区的流场描述和气相动量方程得到气液界面剪切应力的表达式;利用界面剪切应力函数曲线特性,可以通过界面剪切应力关于持液率求导获得临界气速。以不同文献中收集的临界气速实验数据,对新模型和其他具有代表性的湿气管道积液模型进行验证对比,表明新模型的预测精度要优于其他模型。

关键词：湿气管道分层流最小界面剪切应力积液临界气速

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气井积液机理和临界气速预测新模型

石油学报 2020年第10期41卷 1266-1277页

作者：李金潮邓道明沈伟伟高振宇宫敬中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室/油气管道输送安全国家工程实验室北京102249 海洋石油工程股份有限公司天津300461 海军勤务学院天津300450 中国石油北京油气调控中心北京100007

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明... 详细信息

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明,液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律,将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响,构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证,以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示,新模型的预测效果优于其他模型,基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。

关键词：积液环雾流液膜速度分布零剪切应力临界气体流速垂直气井

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倾斜气井积液临界气相流速预测新模型

石油学报 2022年第5期43卷 708-718页

作者：李金潮邓道明沈伟伟储乐平高振宇宫敬中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室/油气管道输送安全国家工程实验室北京102249 海洋石油工程股份有限公司天津300461 海军勤务学院天津300450 国家石油天然气管网集团有限公司生产经营本部(油气调控中心) 北京100013

井筒积液是气井生产过程中常见的现象,特别对于页岩气、致密气等低渗透性气井,积液产生一定的背压会使得气井产量进一步降低,严重情况下会导致气井停产。准确预测气井积液临界气相流速可以指导生产者及时采取积液防治措施。斜井中液膜... 详细信息

井筒积液是气井生产过程中常见的现象,特别对于页岩气、致密气等低渗透性气井,积液产生一定的背压会使得气井产量进一步降低,严重情况下会导致气井停产。准确预测气井积液临界气相流速可以指导生产者及时采取积液防治措施。斜井中液膜在重力作用下不均匀分布,使得其内部的积液研究较为复杂。通过对比已有的实验和理论研究,分析认为液膜的反向流动是积液的主要原因,并且起始于井筒横截面底部最厚处的液膜;通过分析斜井井筒中液膜速度分布规律,确定以液膜与井壁剪切应力为0作为积液判定条件。基于环雾流型并考虑斜井井筒中液膜周向不均匀分布、气芯液滴夹带的影响,建立适用于不同管径、不同液相流量的全倾角气井积液预测新模型。利用井斜角为0°~88°的实验数据、直井和斜井的现场生产数据对新模型及已有的6种积液预测模型进行分析验证的结果显示,基于零液壁剪切应力的新模型相比于其他模型更能准确地预测全倾角气井积液临界气相流速。

关键词：气井积液环雾流液膜速度分布临界气相流速零剪切应力

Effects of instantaneous shut-in of high production gas well on fluid flow in tubing

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Petroleum Exploration and Development 2020年第3期47卷 642-650页

作者： ZHANG Zhi WANG Jiawei LI Yanjun LUO Ming ZHANG Chao State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation(Southwest Petroleum University) Chengdu 610500China Zhanjiang Branch CNOOC(China)Co.Ltd.Zhanjiang 524057China

As the classical transient flow model cannot simulate the water hammer effect of gas well, a transient flow mathematical model of multiphase flow gas well is established based on the mechanism of water hammer effect and the theory of multiphase flow. With this model, the transient flow of gas well can be simulated by segmenting the curved part of tubing and calculating numerical solution with the method of characteristic curve. The results show that the higher the opening coefficient of the valve when closed, the larger the peak value of the wellhead pressure, the more gentle the pressure fluctuation, and the less obvious the pressure mutation area will be. On the premise of not exceeding the maximum shut-in pressure of the tubing, adopting large opening coefficient can reduce the impact of the pressure wave. The higher the cross-section liquid holdup, the greater the pressure wave speed, and the shorter the propagation period will be. The larger the liquid holdup, the larger the variation range of pressure, and the greater the pressure will be. In actual production, the production parameters can be adjusted to get the appropriate liquid holdup, control the magnitude and range of fluctuation pressure, and reduce the impact of water hammer effect. When the valve closing time increases, the maximum fluctuating pressure value of the wellhead decreases, the time of pressure peak delays, and the pressure mutation area gradually disappears. The shorter the valve closing time, the faster the pressure wave propagates. Case simulation proves that the transient flow model of gas well can optimize the reasonable valve opening coefficient and valve closing time, reduce the harm of water hammer impact on the wellhead device and tubing, and ensure the integrity of the wellbore.

关键词： high production gas well instantaneous shut-in water hammer effect wellbore damage multiphase flow transient flow model of gas well optimization of shut-in parameters

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Synergistic effect of magnetic field and nanocomposite pour point depressant on the yield stress of waxy model oil

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Petroleum Science 2020年第3期17卷 838-848页

作者： Hui-Rong Huang Wei Wang Ze-Heng Peng Kai Li Yan-Fen Ding Wei-Jie Yu Dong-Ying Gan Chuan-Shuo Wang Yi-Han Xue Jing Gong Beijing Key Laboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology MOE Key Laboratory of Petroleum EngineeringNational Engineering Laboratory for Pipeline SafetyChina University of PetroleumBeijing 102249People's Republic of China Beijing National Laboratory for Molecular Sciences Key Laboratory of Engineering PlasticsInstitute of ChemistryChinese Academy of SciencesBeijing 100190People's Republic of China

Yield stress,as the key parameter to characterize the network strength of waxy oil,is important to the petroleum pipeline *** the yield stress of waxy oil is of great significance for flow *** this study,the effect of alternating magnetic field(intensity,frequency)on the yield stress of a waxy model oil with nanocomposite pour point depressant(NPPD)is systematically *** optimum magnetic field intensity and frequency is found for the reduction in yield *** adding with NPPD,the heterogeneous nucleation of NPPD contributes to the reduction in yield stress for waxy model ***,the magnetic field is helpful for the modification of yield stress at a lower frequency and intensity before the optimal value;however,the modification is found to be weakened when the magnetic field is further increased after the optimal *** explanation is proposed that the aggregation morphology of wax crystal would be altered and results in the release of wrapped oil phase from the network structure under the magnetic field.

关键词： Magnetic field Nano composite Yield stress Waxy model oil

A coupled model of temperature and pressure based on hydration kinetics during well cementing in deep water

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Petroleum Exploration and Development 2020年第4期47卷 867-876页

作者： WANG Xuerui SUN Baojiang LIU Shujie LI Zhong LIU Zhengli WANG Zhiyuan LI Hao GAO Yonghai School of Petroleum Engineering China University of Petroleum(East China)Qingdao 266580China National Engineering Laboratory for Testing and Detection Technology of Subsea Equipment Qingdao 266580China CNOOC Research Institute Beijing 100027China Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd. Guangdong 524057China CNOOC Ltd.Shenzhen Branch Guangdong 518067China

Considering the complicated interactions between temperature,pressure and hydration reaction of cement,a coupled model of temperature and pressure based on hydration kinetics during deep-water well cementing was *** differential method was used to do the coupled numerical calculation,and the calculation results were compared with experimental and field data to verify the accuracy of the *** the interactions between temperature,pressure and hydration reaction are considered,the calculation accuracy of the model proposed is within 5.6%,which can meet the engineering requirements.A series of numerical simulation was conducted to find out the variation pattern of temperature,pressure and hydration degree during the cement *** research results show that cement temperature increases dramatically as a result of the heat of cement *** the development of cement gel strength,the pore pressure of cement slurry decreases gradually to even lower than the formation pressure,causing gas channeling;the transient temperature and pressure have an impact on the rate of cement hydration reaction,so cement slurry in the deeper part of wellbore has a higher rate of hydration rate as a result of the high temperature and *** well cementing in deep water regions,the low temperature around seabed would slow the rate of cement hydration and thus prolong the cementing cycle.

关键词： deep-water drilling well cementing hydration reaction kinetics temperature field pressure field coupled prediction model

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深水气井环雾流水合物沉积和堵塞动力学模型

西南石油大学学报（自然科学版） 2022年第1期44卷 132-142页

作者：董钊刁玉乾李中蒋东雷张攀锋中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057 中海油研究总院有限责任公司北京朝阳100028 中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580

深水气田开发过程中,海底附近井筒内具有水合物形成和堵塞的风险。基于井筒气液两相环雾流流动模式,根据气芯和液膜内水合物颗粒不同动力学特征,在液膜内考虑水合物颗粒的形成、运移和管壁黏附过程,同时在气芯内考虑水合物颗粒的形成、... 详细信息

深水气田开发过程中,海底附近井筒内具有水合物形成和堵塞的风险。基于井筒气液两相环雾流流动模式,根据气芯和液膜内水合物颗粒不同动力学特征,在液膜内考虑水合物颗粒的形成、运移和管壁黏附过程,同时在气芯内考虑水合物颗粒的形成、聚并、破碎和沉降行为,建立了井筒水合物动态沉积和堵塞的动力学模型,可以用于模拟和预测不同工况下井筒内水合物堵塞时间和堵塞位置。模型预测结果与水合物环路实验堵塞压降的相对误差小于10%。针对典型深水气田开发井案例,进行了井筒水合物形成和堵塞风险分析,得到了不同工况下井筒水合物层增长速率、沉积厚度分布和完全堵塞时间的变化规律。

关键词：深水气田环雾流水合物动力学模型沉积堵塞

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电磁法在埋地管道磁记忆检测中的应用研究

中国安全科学学报 2019年第6期29卷 122-127页

作者：李忠吉李长俊成婷婷何玉发西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500 中海油研究总院有限责任公司北京100010

为提高埋地管道磁记忆检测的准确性,减少外界因素对磁记忆信号的干扰,基于强化磁记忆检测技术,研究电磁法对埋地管道磁记忆的影响。首先,通过管道磁化原理,分析管道磁化强度随外磁场的变化关系;然后,建立电磁法下管道磁感应强度梯度模... 详细信息

为提高埋地管道磁记忆检测的准确性,减少外界因素对磁记忆信号的干扰,基于强化磁记忆检测技术,研究电磁法对埋地管道磁记忆的影响。首先,通过管道磁化原理,分析管道磁化强度随外磁场的变化关系;然后,建立电磁法下管道磁感应强度梯度模量的计算模型,并分析电流大小对磁感应强度梯度模量的影响;最后,在某埋地管道磁记忆检测中应用电磁法,并与地磁场下的检测结果进行对比。结果表明:在地磁场下,管道磁化强度的增长率较大;应用电磁法能加强管道的磁化强度,增大缺陷处的磁感应强度梯度模量,起到凸显缺陷处磁记忆信号特征和抑制干扰因素影响的作用,从而提高埋地管道磁记忆检测的灵敏度。

关键词：管道缺陷磁记忆检测磁化原理电磁法干扰因素