连续管多孔喷嘴射流工具研制与清洗参数优化

赵金; 赵星; 蔡鹏; 彭齐; 饶嘉骐

doi:10.11911/syztjs.2023061

连续管多孔喷嘴射流工具研制与清洗参数优化

赵金^1,,
赵星²,
蔡鹏³,
彭齐⁴,
饶嘉骐⁵

1.
长江大学机械工程学院, 湖北荆州 434023
2.
成都北方石油勘探开发技术有限公司, 四川成都 610501
3.
中海油安全技术服务有限公司湛江分公司, 广东湛江 524057
4.
中国石油集团工程技术研究院有限公司, 北京 102206
5.
中国石油玉门油田分公司环庆采油厂, 甘肃庆阳 735019

基金项目: 国家自然科学基金项目“多物理场流固耦合支撑剂动态架桥缝网时空演化规律研究”(编号：52204025) 资助

详细信息

作者简介:
赵金(1988—),男，湖北荆州人，2010年毕业于长江大学石油工程专业，2021年获西南石油大学油气田开发工程专业博士学位，讲师，主要从事非常规油气开发理论与技术及连续管作业工艺与工具的研究和教学工作。E-mail：zhaojin@yangtzeu.edu.cn

中图分类号: TE24
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出版历程
- 收稿日期: 2022-12-25
- 修回日期: 2023-05-19
- 录用日期: 2023-06-06
- 网络出版日期: 2023-06-07
- 刊出日期: 2023-05-24

Development of Coiled Tubing Jet Tools with Multi-Hole Nozzles and Cleaning Parameter Optimization

1.
School of Mechanical Engineering, Yangtze University, Jingzhou, Hubei, 434023, China
2.
Chengdu North Petroleum Exploration and Development Technology Co. Ltd., Chengdu, Sichuan, 610501, China
3.
Zhanjiang Branch of CNOOC Safety & Technology Services Co. Ltd., Zhanjiang, Guangdong, 524057, China
4.
CNPC Engineering Technology R&D Company Limited, Beijing, 102206, China
5.
Huanqing Oil Production Plant, PetroChina Yumen Oilfield Company, Qingyang, Gansu, 735019, China

摘要

摘要:
连续管尺寸与喷嘴射流参数、泵车参数不匹配导致清洗效果较差，针对该问题，模拟了连续管、喷嘴组合及泵车水力参数的匹配关系，通过试验分析了射流速度、喷嘴直径、喷嘴数量、移动速度和除垢剂对油管清洗效果的影响，基于分析结果研制了新型多孔喷射清洗工具，并进行了清洗参数优化。研究表明，在管柱安全和管内空间允许的条件下，选择大尺寸连续管，可降低管内摩阻和提高流体返出速度；针对井深不超过 3 000 m 的井 ϕ73.0 mm 油管除垢，选用ϕ50.8 mm连续管，柱塞直径114.3 mm、泵冲90 min⁻¹、功率580 kW的泵车，可获得最优施工排量。针对七个泉油田油管除垢，采用清水+5%盐酸+1%除垢剂，射流除垢工具安装 5个ϕ3.5 mm喷嘴，施工排量550～600 L/min，移动速度为5 m/min时，除垢效果较好。连续管射流除垢技术具有安全、环保、无污染等特点，应用前景广阔。
- 连续管 /
- 水射流清洗 /
- 旋转喷射 /
- 射流工具 /
- 参数优化 /
- 清洗效率
Abstract:
To solve the problem of poor cleaning effects caused by incorrect matching of coiled tubing (CT) sizes with nozzle jet parameters and pumper parameters, the influences of jet velocities, nozzle diameters, number of nozzles, movement velocities, and scale removers on tubing cleaning effects were studied through laboratory experiments by simulating the matching relationship among CTs, nozzle combinations, and hydraulic parameters of pumpers. Based on the analysis results, a new type of multi-hole jet cleaning tool was designed, and the parameters of which were optimized. The research shows that under the condition that the string is safe, and the space in the tubing is large, the CT with a large size can be selected to reduce the friction in the tubing and increase the flow return velocity. For the scale removing of ϕ73 mm tubing with the well depth of less than 3000 m, the optimal construction displacement can be obtained by selecting a ϕ50.8 mm CT,a pumper plunger diameter of 114.3 mm, a pump speed of 90 min⁻¹, and a power of 580 kW. For the scale removing of tubing in Qigequan Oilfield, clean water was mixed with hydrochloric acid of 5% and a scale remover of 1%, the jet scale removing tool was equipped with five ϕ3.5 mm nozzles. In that case, the construction displacement is 550–600 L/min, and the movement velocity is 5 m/min. The results shows a good scale removing effect. CT jet scale removing technology is safe, environmentally friendly, and pollution-free, it has a great prospect for broad application.
- coiled tubing /
- water jet cleaning /
- rotary jet /
- jet tool /
- parameter optimization /
- cleaning efficiency

HTML全文

页岩油气储层致密，能量保持难、流动阻力大，大规模压裂改造是其高效开发的主要技术手段^[1-5]。东营凹陷陆相页岩油资源量丰富，亟需采用新技术实现高效开发^[6-7]。超临界CO₂具有低黏度、高渗透、低表面张力的物理特性，被认为是非常规储层改造新方法之一^[8-10]。然而，超临界CO₂压裂的相态和物理性质复杂，造缝机理尚不清楚，学者们多采用试验和数值模拟方法开展相关研究^[11-15]。试验表明，CO₂可降低破裂压力^[16]，超临界CO₂压裂形成的裂缝表面相对于滑溜水压裂产生的裂缝表面更为粗糙^[17]，使用超临界CO₂在降低岩石破裂压力和造缝方面具有很大的优势^[18]。目前，相关研究多针对CO₂低黏度特性对压裂的影响，对CO₂对岩石物性影响的关注较少。此外，CO₂压裂裂缝形态复杂，传统方法模拟裂缝多为单缝结构，采用现的数值模拟手段难以精确刻画前置CO₂压裂缝网^[19-21]。

赵辉等人^[22-24]提出了基于闪电模拟的油藏压裂模型，可以很好地表征裂缝复杂性，但仅适用于水力压裂，未考虑压裂过程中CO₂对裂缝扩展形态的影响。借鉴该方法，笔者考虑CO₂的相态变化特征及CO₂对岩石性质的影响，结合物理试验和数值模拟，提出了基于节点连接方法（NCM）的CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型，在此基础上进一步讨论了前置CO₂比例、地质参数、物性参数及压裂施工参数对裂缝形态的影响，并在东营凹陷陆相页岩油X井开展分析应用。

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

为准确表征胜利油田东营凹陷陆相页岩经过CO₂浸泡后的岩石力学与破裂特征，选取2口典型井12块岩样，利用岩石力学仪测试其不同CO₂浸泡时间下和不同围压下的强度、弹性模量、泊松比、内聚力等岩石力学参数，结合破裂压力剪切压力等计算公式，发现东营凹陷陆相页岩油岩体破裂压力、天然裂缝剪切及张开应力和地应力随CO₂浸泡时间增长呈现线性降低的趋势（见图1）。

图 1 页岩破裂压力与应力随CO₂浸泡时间的变化

Figure 1. Initiation pressure and stress changes during CO₂ fracturing in rock

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1.2 CO₂物性参数变化表征

前置CO₂注入过程中，随着温度和压力条件变化，CO₂的密度和黏度均会发生显著变化，影响压裂裂缝扩展。采用Pen-Robinson方程刻画CO₂密度变化，其状态方程可表示为^[25]：

$p = \frac{{8.314T}}{{V - 26.667}} - \frac{{396\text{ }306.77 {{[1 + 0.707\text{ }979(1 - \sqrt {{T_{\text{r}}}} )]}^2}}}{{V(V + 26.667) + 26.667(V - 26.667)}}$

(1)

式中：T为CO₂的绝对温度，K；V为CO₂的摩尔体积，L/mol；T_r为对比温度，即CO₂绝对温度T与临界温度T_c（T_c=304.13K）之比。

根据式（1）确定CO₂的体积后，即可进一步获得CO₂在该温度和压力条件下的密度。

CO₂黏度与温度的关系^[21]为：

$\mu = \frac{{36.344\left[ {\dfrac{{\sqrt {1.259\text{ }3{T_{\text{r}}}} }}{{{\Omega _{\text{u}}}}} {{F_{\text{c}}} \left(\dfrac{1}{{{G_2}}} + {E_6}\dfrac{{c {V_{\text{e}}}}}{6}\right)} + {\eta ^{{\text{**}}}}} \right]\sqrt {M{T_{\text{c}}}} }}{{\sqrt[3]{{V_{\text{c}}^2}}}}$

(2)

其中，部分系数定义为：

${F_{\text{c}}} = 1 - 0.275\text{ }6\omega + 0.059\text{ }035\mu _{\text{r}}^4 + \kappa$

(3)

${\eta ^{{\text{**}}}} = {E_7}{y^2}{G_2}\exp \left({E_8} + \frac{{{E_9}}}{{{T^*}}} + \frac{{{E_{10}}}}{{{T^*}^2}}\right)$

(4)

${G_2} = \frac{{\dfrac{{{E_1}[ 1 - \exp ( - {E_4}y)]}}{y} + {E_2}\dfrac{{1 - 0.5y}}{{{{(1 - y)}^3}}}\exp ({E_5}y) - {E_3}\dfrac{{1 - 0.5y}}{{{{(1 - y)}^3}}}}}{{{E_1}{E_4} + {E_2} + {E_3}}}$

(5)

${E_i} = {f_i}(\omega ,\kappa )$

(6)

式中：T_r为临界温度，K；F_c为形状和极性因子；V_e为气体体积，m³；ω为偏心因子；y为摩尔分数；T*为绝对温度，K；M为摩尔质量，g/mol；V_c为CO₂的临界体积，m³；Ω_u为碰撞积分；μ_r为约化偶极矩；κ为高极性物质的关联因子；c为单位体积物质的量，mol/m³。

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

基于节点体系扩展模拟方法（Node Connection Method, NCM）^[22-23]，考虑前置CO₂注入后对岩石力学、物性参数的影响，构建前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型。

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

假设岩石为多孔弹性介质，根据测井资料获取地层物性参数，以三维弹性理论为基础，可以得到地下水平主应力的计算方法。结合试验研究结果，储层中岩石的泊松比、弹性模量等参数会随着CO₂浸泡时间增长而变化，在模型中需要考虑。因此，水平主应力与时间的关系可以表示为：

$\left\{ \begin{array}{*{20}{l}} \sigma _{_\text{h}}^t = \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\sigma _\text{v}} - \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\alpha _\text{v}}{p_\text{p}} + {\alpha _\text{h}}{p_\text{p}} + \dfrac{{{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{h}} + \\ \qquad \dfrac{{{\nu ^t}{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{H}} \\ \sigma _{_\text{H}}^t = \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\sigma _\text{v}} - \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\alpha _\text{v}}{p_\text{p}} + {\alpha _\text{H}}{p_\text{p}} + \dfrac{{{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{H}} +\\ \qquad \dfrac{{\nu {E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{h}} \end{array} \right.$

(7)

式中：σ^t_h为t时刻的最小水平主应力，MPa；σ^t_H为t时刻的最大水平主应力，MPa；σ_v为垂向应力，MPa；α_v、α_h为垂向和水平的Biot系数；ξ_H、ξ_h为最大水平主应力和最小水平主应力的应变系数；ν^t为t时刻泊松比；E^t为t时刻的弹性模量，GPa；p_p为孔隙压力，MPa。

压裂过程中，新生缝会改变岩石的力学状态，影响后续裂缝扩展，简称应力阴影效应。采用诱导应力解析解和叠加原理描述全局应力状态^[26]：

$\left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} \sigma _{xx}^{t + 1}(i,j) = \sigma _{xx}^t(i,j) +\\ \quad\displaystyle \sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\left( {\dfrac{{{L_m}}}{{\sqrt {{L_{1,m}}{L_{2,m}}} }}\cos \dfrac{{2{\theta _m} - {\theta _{1,m}} - {\theta _{2,m}}}}{2} - 2} \right)} - \\ \quad{ \displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\sin {\theta _m}\sin {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} } } \\ \sigma _{yy}^{t + 1}(i,j) = \sigma _{yy}^t(i,j) +\\ \quad\displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\left( {\dfrac{{{L_m}}}{{\sqrt {{L_{1,m}}{L_{2,m}}} }}\cos \dfrac{{2{\theta _m} - {\theta _{1,m}} - {\theta _{2,m}}}}{2} - 2} \right)} +\\ \quad{ \displaystyle \sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\sin {\theta _m}\sin {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} } } \\ \tau _{xy}^{t + 1}(i,j) = \tau _{xy}^t(i,j) + \displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {p_{net,m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\cdot\\ \quad\sin {\theta _m}\cos {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} \end{array}} \right.$

(8)

式中：σ^t+1_xx和σ^t_xx分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处x轴向主应力，MPa；σ^t+1_yy和σ^t_yy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处y轴向主应力，MPa；τ^t+1_xy和τ^t_xy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处剪切应力，MPa；N为裂缝微元数量；p_n,m为裂缝m微元的缝内净压力，MPa；a为裂缝微元半长，m；L_m，L_1,m和L_2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的距离，m；θ_m，θ_1,m和θ_2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的角度。

对裂缝内流体流动简化处理，不考虑裂缝在缝宽方向上的流动过程，且裂缝壁面上的流速为0，则流体在裂缝内为一维流动。对流体压降方程进行处理，可得到缝内压力分布为：

$p_{i,m}^t = - \frac{{12\mu _m^t{q_m}{x_m}}}{{{h_{\text{f},m}}w_m^3}} + {p_0}$

(9)

式中：p^t_i,m为t时间步时裂缝m微元的净压力，MPa；μ^t_m为t时间步时裂缝m微元中流体的黏度，mPa·s；q_m为裂缝m微元的流量；x_m为裂缝m微元与井筒的距离，m；h_f,m为裂缝m微元的高度，m；p₀为初始压力，MPa。

对于前置CO₂压裂，裂缝内流体黏度随着CO₂性质而改变，采用式（2）修正不同时间步下前置CO₂的黏度。

将临界起裂应力作为起裂判据，该值与岩石断裂韧性有关，则裂缝扩展条件为^[23]：

${\sigma _{\text{fr}}} = \frac{1}{{\sqrt {2\text{π} r} }}\cos \frac{\theta }{2}\left( {{K_1}{{\cos }^2}\frac{\theta }{2} - \frac{3}{2}{K_2}\sin \theta } \right) - {\sigma _{\text{cr}}} \geqslant 0$

(10)

式中：σ_fr为残余起裂应力，MPa；σ_cr为临界起裂应力，MPa；K₁为Ⅰ型应力强度因子，MPa·m^0.5；K₂为Ⅱ型应力强度因子，MPa·m^0.5。

分支裂缝密度表示为在裂缝的改造范围内共有的裂缝节点数量，其计算公式为：

${\rho }_{\text{if}}=\frac{{n}}{{L}_{\text{f}}{w}_{\text{f}}}$

(11)

式中：ρ_if为分支缝密度，条/m²；n为裂缝节点数量；L_f为裂缝长度，m；w_f为裂缝的带宽，m。

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展模型计算流程如图2所示。具体步骤为：1）依据实际储层大小划分地质单元，作为计算的离散体；2）结合地质资料给地质单元赋值；3）根据实际压裂规模，设置射孔参数；4）计算现存裂缝单元缝内流体压力分布；5）结合应力阴影效应及缝内流体流动特征，校正储层应力分布；6）计算裂缝尖端周向应力和临界起裂应力；7）判断是否存在满足起裂条件的裂缝单元，不满足时输出裂缝形态；8）引入随机函数及概率分布，确定新的裂缝单元；9）根据CO₂物性的变化，更新缝内流体物性参数；10）重复步骤4）—9），直至输出裂缝形态。

图 2 CO₂前置增能压裂扩展模拟流程

Figure 2. Simulation process of CO₂ pre-energized fracturing

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2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

选用胜利油田东营凹陷陆相页岩油储层地质力学参数以及物性参数，基于构建模型，分析不同影响因素下裂缝扩展形态。模型尺寸大小为160 m×300 m，1段射孔3簇，射孔点在模型中间位置处，模拟裂缝排量为16 m³/min，页岩基质的弹性模量为26.36 GPa，泊松比为0.30。

2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响

模拟前置CO₂比例分别为0.1、0.2和0.3时的裂缝形态（见图3），分析不同前置CO₂比例与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图4）。

图 3 不同CO₂比例下的裂缝形态

Figure 3. Fracture morphology under different CO₂ ratios

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图 4 不同CO₂比例对裂缝参数的影响

Figure 4. Influence of different CO₂ ratios on fracture parameters

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前置CO₂比例对整体缝网扩展长度影响最大，前置CO₂比列由0.1增至0.3时，缝网长度缩短近40%。压裂缝网带宽主要受压裂簇数影响，前置CO₂比例对整体缝网扩展带宽影响较小。前置CO₂比例对分支缝密度的影响很大，当前置CO₂比例由0.1增加至0.3时，分支缝网密度由0.06 条/m²增加至0.13 条/m²，增加了117%。这主要是因为超临界CO₂易于进入基质孔隙和微裂隙中，促进了基质的破裂和微裂隙的开启，增加了分支裂缝的数量，形成了复杂的网状裂缝形态。

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

模拟水平应力差分别为0，15和30 MPa时的裂缝形态（见图5），分析不同水平应力差与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图6）。

图 5 不同应力差下的裂缝形态

Figure 5. Fracture morphology under different stress differences

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图 6 储层应力差对裂缝参数的影响

Figure 6. Influence of reservoir stress difference on fracture parameters

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应力差与缝长相关性很大，与缝宽相关性较小，与分支缝密度相关性大，应力差主要影响缝长及分支缝密度。水平应力差由5 MPa增至30 MPa时，裂缝长度由175 m增至266 m，缝网带宽由63 m降至58 m，降低了3.18%，分支缝密度由0.095 条/m²降至0.074 条/m²，下降了31.85%。相较于滑溜水压裂，前置CO₂增能压裂在高应力差下依然可以形成复杂裂缝网。因此，高应力差储层采用前置CO₂进行压裂，可以提高压裂改造效果，实现高效增产。

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

模拟储层渗透率分别为0.05，0.5和5 mD时的裂缝形态（见图7），分储层渗透率与裂缝长度、缝网带宽及分支缝密度的关系（见图8）。结果发现，储层渗透率对裂缝长度和带宽的影响较小，对分支缝密度的影响较大。总体而言，储层渗透率影响压裂流体的滤失性，前置CO₂压裂对于储层渗透率的敏感程度要远大于滑溜水压裂。其原因在于，储层渗透率影响CO₂向基质的滤失量和波及范围，对于开启天然裂缝和储层增压作用明显。因此，对于高渗透储层，应适当增大排量和压裂液量，从而增大压裂改造范围。

图 7 不同渗透率下的裂缝形态

Figure 7. Fracture morphology under different permeability

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图 8 储层渗透率对裂缝参数的影响

Figure 8. Influence of reservoir permeability on fracture parameters

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3. 实例分析

东营凹陷陆相页岩油X井目的层为沙四上纯上3层组，水平段长度1 976 m，钻遇岩相以泥质灰页岩（970 m）、灰质泥页岩（550 m）为主；前置CO₂增能压裂完成34段、120簇压裂施工，平均3.5 簇/段，加砂4 300.6 m³（设计4 204.7 m³）、注入携砂液73 166 m³，平均单段加砂126.5 m³、加砂强度2.4 m³/m。结合实际施工参数模拟裂缝扩展形态，X井36段反演裂缝平均缝长为277.80 m，平均缝宽为59.85 m。X井压裂时的微地震监测结果见图9，裂缝扩展模拟结果见图10。

图 9 X井压裂时的微地震监测结果

Figure 9. Microseismic monitoring results of fracturing of Well X

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图 10 X井裂缝形态整体反演效果

Figure 10. Overall inversion effect of fracture morphology of Well X

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X 井压裂过程中进行单井尺度模拟时，由于模拟布点精度及显示尺度的原因，裂缝整体上呈双翼对称复杂裂缝形态。对比微地震监测结果发现，水力裂缝缝长在微地震的75.09%～99.63%，水力裂缝缝宽在微地震的78.79%～98.84%，模拟结果与实际监测具有较好的一致性。此方法可用于压裂前裂缝形态模拟，根据模拟结果制定压裂方案，提高压裂效率。

4. 结　论

1）综合考虑CO₂对岩体破裂压力、地应力的影响以及CO₂物性参数的变化，基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型可实现CO₂增能压裂复杂裂缝网络形态的模拟。

2）前置CO₂比例、应力差和渗透率对分支缝密度的影响较大，在高应力差储层增加缝网密度时，可适当增加前置CO₂比例。

3）实际区块模拟结果与微地震监测结果吻合度较高，具有一定的可靠性，基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型具有一定的现场应用潜力，可以为压裂方案的制定提供理论指导。

图 1 连续管尺寸优选

Figure 1. CT size optimization

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图 2 不同喷嘴组合压降与施工排量的关系

Figure 2. Relationship between pressure drop and displacement of different nozzle combinations

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图 3 不同喷嘴组合射流速度与施工排量的关系

Figure 3. Relationship between jet velocity and displacement of different nozzle combinations

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图 4 旋转喷射工具结构示意

Figure 4. Structure of rotary jet tool

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图 5 射流除垢试验流程

Figure 5. Experimental flow of jet scale removing

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图 6 不同喷速油管清洗效果

Figure 6. Influence of different jet velocities on tubing cleaning

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图 7 原始垢样

Figure 7. Original scale sample

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图 8 清水清洗效果

Figure 8. Cleaning effect with water

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图 9 除垢剂配液除垢效果

Figure 9. Cleaning effect with scale remover

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表 1 不同尺寸连续管水力参数计算结果

Table 1 Hydraulic parameter calculation results of different CTs

外径/mm	内径/mm	排量/（L·min⁻¹）	环空1间隙/mm	环空2流速/（m∙s⁻¹）	管内摩阻/MPa	环空2摩阻/MPa
60.3	51.4	1100	0.85	2.58	41.60	3.91
50.8	41.9	650	5.60	1.48	43.10	1.52
44.5	35.6	420	8.75	0.96	42.90	0.69
38.1	29.2	250	11.95	0.57	43.70	0.27
31.8	22.9	130	15.10	0.30	43.20	0.08

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表 2 泵车性能参数

Table 2 Pumper performance parameters

柱塞直径/ mm	不同泵冲下的排量和压力
	90/min		150/min		200/min		250/min		300/min
	排量/ （L·min⁻¹）	压力/ MPa	排量/ （L·min⁻¹）	压力/ MPa	排量/ （L·min⁻¹）	压力/ MPa	排量/ （L·min⁻¹）	压力/ MPa	排量/ （L·min⁻¹）	压力/ MPa
95.3	391	80	652	62.10	869	46.60	1086	37.30	1303	31.10
101.6	445	70	741	54.70	988	41.00	1236	32.80	1483	27.30
114.3	563	55	938	43.20	1251	32.40	1564	25.90	1876	21.60
127.0	695	45	1158	35.00	1544	26.20	1931	21.00	2317	17.50
输入功率/kW	580		750		750		750		750

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表 3 不同射流速度对清洗效果的影响

Table 3 Influence of different jet velocities on cleaning effect

试样	结垢油管内径/mm	射流速度/ （m∙s⁻¹）	清洗效果，%	喷射效果
试样1	59.0	153	56	铁垢残留
试样2	56.0	173	81	少量铁垢残留
试样3	56.0	203	84	少量铁垢残留
注：清洗效果=清洗前后油管内径变化量/（标准油管内径−清洗前油管内径）。

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表 4 不同喷嘴直径和数量清洗效果对比

Table 4 Comparison of cleaning effect with different nozzle diameters and numberss

喷嘴数量	喷嘴直径/mm	射流速度/（m∙s⁻¹）	结垢油管内径/mm	清洗效果，%	备注
3	4.5	195.70	56	83	污垢残留
4	4.0	185.76	56	85	少量污垢残留
5	3.5	194.10	56	87	少量腐蚀物附着

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表 5 移动速度对清洗效果的影响

Table 5 Influence of movement velocities on cleaning effect

试样	原油管内径/mm	移动速度/ （m·min⁻¹）	清洗效果，%	备注
1	54.0	15	78	内壁残留大量腐蚀物
2	54.0	10	82	内壁残留部分垢
3	54.0	8	87	内壁残留少量垢
4	54.5	5	92	油管内壁基本干净

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参考文献(23)

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施引文献(9)

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1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型
1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征
1.2 CO2物性参数变化表征
1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型
1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制
1.3.2 前置CO2压裂模拟流程
2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟
2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响
2.2 水平应力差对裂缝形态的影响
2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响
3. 实例分析
4. 结　论

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型
1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征
1.2 CO₂物性参数变化表征
1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型
1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制
1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程
2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟
2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响
2.2 水平应力差对裂缝形态的影响
2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响
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连续管多孔喷嘴射流工具研制与清洗参数优化

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出版历程

Development of Coiled Tubing Jet Tools with Multi-Hole Nozzles and Cleaning Parameter Optimization

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1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型

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1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

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4. 结 论

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出版历程

目录

1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO2物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

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4. 结 论

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO₂物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响

4. 结　论

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO₂物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

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