本文關(guān)鍵詞： 凹陷區(qū)域 頂替效率 數(shù)值模擬 Fluent 非牛頓流體　出處：《西安石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：在油田開發(fā)過程中,井筒存在局部凹陷現(xiàn)象,其發(fā)生的根本原因是地層巖性不一致和鉆井技術(shù)限制所導(dǎo)致的局部井徑擴(kuò)大和井壁沖蝕。凹陷區(qū)域內(nèi)的鉆井液在注水泥過程中難以被驅(qū)替,造成水泥漿的頂替效率較低,最終導(dǎo)致固井質(zhì)量較差。因此,研究井筒凹陷區(qū)域驅(qū)替流動特性及效率對提高固井質(zhì)量具有重要意義。本文基于非牛頓流體力學(xué)基本原理和流體運(yùn)動基本控制方程,結(jié)合相關(guān)的固井頂替理論知識,運(yùn)用計(jì)算流體動力學(xué)的常用軟件Fluent對井筒凹陷區(qū)域固井頂替流動的過程進(jìn)行了數(shù)值模擬。分別研究了流態(tài)、密度差、漿體性能、凹陷段長度、井斜角、環(huán)空間隙對凹陷區(qū)域水泥漿頂替效率的影響,模擬結(jié)果表明:采用塞流或紊流頂替、增大水泥漿與鉆井液兩者之間的正密度差都有利于提高凹陷區(qū)域水泥漿的頂替效率;確定了較高的凹陷區(qū)域頂替效率對應(yīng)的漿體性能(即鉆井液以及水泥漿的粘度、動切力、稠度系數(shù)和流性指數(shù));凹陷區(qū)域的頂替效率隨著環(huán)空間隙的減小而降低,凹陷段長度越長則頂替效率越低,井斜角越大則頂替效率越低;此外,隨著時(shí)間的增長,凹陷區(qū)域水泥漿的頂替效率值迅速升高,當(dāng)頂替效率升高到一定值后增速變緩,之后其值基本不再隨著時(shí)間的增長而發(fā)生變化。研究結(jié)果對提高井筒凹陷區(qū)域固井頂替效率及固井質(zhì)量具有一定的指導(dǎo)意義,同時(shí)利于明確井筒凹陷區(qū)域頂替流動過程中的頂替機(jī)理,為注水泥設(shè)計(jì)和施工提供必要的理論依據(jù)。
[Abstract]:In the course of oilfield development, there is a phenomenon of local depression in the wellbore. The root cause of this phenomenon is the local diameter enlargement and wall erosion caused by the inconsistency of formation lithology and the limitation of drilling technology. The drilling fluid in the sag area is difficult to be dislodged in the process of cement injection, resulting in the low displacement efficiency of cement slurry. Therefore, it is important to study displacement flow characteristics and efficiency in wellbore sag area to improve cementing quality. This paper is based on the basic principles of non-Newtonian fluid mechanics and the basic governing equations of fluid motion. Combined with relevant cementing displacement theory knowledge, numerical simulation of cementing displacement flow in wellbore sag area is carried out by using common software Fluent of computational fluid dynamics. The flow state, density difference, slurry performance and length of sag section are studied respectively. The influence of well angle and annulus clearance on the displacement efficiency of cement slurry in the sag area. The simulation results show that the plug flow or turbulent displacement is used. Increasing the positive density difference between cement slurry and drilling fluid can improve the displacement efficiency of cement slurry in the sag area, and determine the slurry performance (I. E. the viscosity of drilling fluid and cement slurry, the dynamic shear force) corresponding to the higher displacement efficiency in the sag area. Consistency coefficient and fluidity index, the displacement efficiency decreases with the decrease of annulus gap, the longer the length of the sag, the lower the displacement efficiency, and the lower the displacement efficiency with the increase of the inclined angle of the well, in addition, with the increase of time, the displacement efficiency decreases with the decrease of annulus gap. The displacement efficiency of cement slurry in the sag area increases rapidly, and the increase of displacement efficiency slows down when the displacement efficiency reaches a certain value. After that, its value does not change with the increase of time. The research results have certain guiding significance for improving cementing displacement efficiency and cementing quality in wellbore sag area. At the same time, it is helpful to clarify the displacement mechanism in the displacement flow process in the wellbore sag, and to provide the necessary theoretical basis for the design and construction of cement injection.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號】：TE256

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