Experimental and Numerical Simulation Study of Natural Gas Hydrate Erosion by Swirling Jet
-
摘要:
为探究适合南海天然气水合物特点的高效开发模式，对比分析了淹没围压条件下锥形射流和旋转射流冲蚀天然气水合物沉积物的成孔规律。首先，利用 LS-DYNA软件，建立了旋转/锥形射流冲蚀天然气水合物沉积物的拉格朗日–欧拉（ALE）流固耦合模型，分析了淹没、围压条件对旋转/锥形射流冲蚀天然气水合物沉积物效率的影响；然后，利用自主设计研制的天然气水合物生成及射流冲蚀可视试验装置，进行了天然气水合物沉积物生成及冲蚀试验，天然气水合物二次生成后，在冲蚀坑中注石膏，测量冲蚀孔孔深及孔径。对比分析数值模拟和室内试验结果发现：围压在增强天然气水合物沉积物强度的同时，抑制了射流扩散能力，降低了射流冲蚀天然气水合物沉积物的效率；在无围压和围压5 MPa条件下，旋转射流冲蚀天然气水合物沉积物体积分别是锥形射流的1.8和1.7倍。研究结果表明，对于泥质粉砂储层天然气水合物沉积物，旋转射流在保证冲蚀孔孔深的同时，具有比锥形射流更强的扩孔能力，这为固态流化法开采天然气水合物提供了依据。
Abstract:In order to explore an efficient development mode suitable for the characteristics of natural gas hydrate in the South China Sea, the hole forming law of submerged conical jet and swirling jet on natural gas hydrate sediments under confining pressures were compared and analyzed. Firstly, the Lagrangian-Eulerian (ALE) fluid-solid coupling model was established with LS-DYNA software to analyze the influence of submerged and confining pressure environment on the erosion efficiency of the two types of jets on natural gas hydrate sediments. The experiments for natural gas hydrate generation and jet erosion were carried out based on a self-designed visual experimental device. After the secondary generation of natural gas hydrate, gypsum was injected into the erosion hole to measure the depth and size of erosion hole. Through comparative analysis of numerical simulation and experimental results, it is concluded that the confining pressure can increase the strength of natural gas hydrate sediments while inhibiting the diffusion ability of jet, and can reduce the jet erosion efficiency. In the environments without confining pressure and with a confining pressure of 5 MPa, the volume of natural gas hydrate sediments eroded by swirling jet is 1.8 and 1.7 times that of conical jet, respectively. The results show that, for the natural gas hydrate deposits in argillaceous silt reservoirs, the swirling jet has a stronger hole-expanding ability than the conical jet while ensuring the depth of the erosion hole. This study provides a theoretical basis for the production of natural gas hydrate by solid fluidization method.
-
Keywords:
- swirling jet /
- natural gas hydrate /
- numerical simulation /
- fluid-solid coupling /
- laboratory tests /
- erosion
-
油气钻井过程中，随着钻井深度和套管层次增加，井眼和套管的直径逐级减小，深部复杂地层钻进和封隔难度不断增加。膨胀管技术可以在一定程度上增大井径利用率，可作为一种机械封堵方案用于井身结构和钻井方案设计，进一步优化井身结构，但仍存在一定的内径损失，无法继续采用原尺寸钻头钻进。等井径膨胀套管技术能有效增大完井后井筒的直径，可在不减小井眼直径条件下实现复杂地层封堵和无内径损失钻进，当深井钻遇复杂地层时，可作为临时技术套管进行机械封堵，无需改变钻头尺寸和井身结构继续钻进，有利于钻至设计完钻井深[1-4]。
目前，等井径膨胀套管技术国际上尚无规模化成熟应用。国外，Enventure公司开发的MonoSET等井径膨胀套管系统，已完成不同规格等井径膨胀套管现场试验；2010年该公司的ϕ203.2 mm×ϕ244.5 mm MonoSET裸眼补贴系统实现了商业化应用；2020年10月在沙特Faladi油田的JLDI-850井进行了ϕ311.1 mm等井径膨胀套管封堵试验，现已完成数十口井的现场试验[5-6]。Baker Hughes公司开发出ϕ203.2 mm×ϕ244.5 mm LinEXX等井径尾管系统，并在重点漏失层中成功应用。Weatherford公司正在研发和试验MonoBore等井眼系统[5-7]。国内，中国石化、中国石油和多所石油院校都对等井径膨胀管技术进行了攻关研发，中石化石油工程技术院有限公司进行了膨胀波纹管研究[8-13]，中国石油集团工程技术研究院有限公司进行了ϕ215.9 mm井眼等井径膨胀套管系统研究和井下试验[14]；各石油院校也对等井径管材和力学性能等进行了研究[15-18]。但国内的相关研究目前均处于理论研究和室内评价试验阶段，尚未进行现场试验。
笔者通过优选膨胀管材、设计大变形膨胀螺纹和变径膨胀工具，研制了ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统，并通过室内试验和井下试验评价了ϕ219.1 mm等井径膨胀管系统的功能性和可靠性，为等井径膨胀套管系统现场试验奠定了基础。
1. 等井径膨胀套管核心技术
等井径膨胀套管系统在多级液缸机构作用下，使可变径膨胀工具发生二次变径，通过液压作用实现膨胀套管的等井径膨胀变形，膨胀后其内径基本与上层套管内径相同，达到无内径损失钻进。笔者通过优选大膨胀率管材、设计大变形膨胀螺纹和可变径膨胀工具，研制了ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统。ϕ241.3 mm井眼扩眼后下入ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统，等径膨胀套管膨胀后内径达245.0 mm，可满足ϕ241.3 mm钻头继续钻进的要求。
1.1 大膨胀率管材优选
用于等井径封堵的膨胀套管，其管体膨胀率需要达到18%～25%，远大于常规膨胀管。因此，对于管材性能要求更高，要其具有较高的延伸率，以满足管体膨胀率高的要求，同时要求管体膨胀后仍具有较好的机械强度，以达到封堵要求，并保证后续作业安全顺利[19]。
结合等井径膨胀套管膨胀率高的要求，优选低屈强比、高延伸率的ERW直缝焊管材作为ϕ219.1 mm等井径膨胀套管的基材。通过对J55钢级的ERW焊管进行特殊形变热处理，利用形变诱导Nb、Ti析出，抑制奥氏体再结晶，加大奥氏体加工硬化，加速铁素体相变，可以实现铁素体的快速形成，将延伸率提高至40%以上，有效降低系统膨胀力，提高其膨胀后的机械性能。通过测定等井径膨胀套管原始状态和扩径23%状态下的力学性能，发现其力学性能满足大变形膨胀和复杂地质条件的要求（见表1）。
表 1 等井径膨胀套管膨胀前后的力学性能Table 1. Mechanical properties of MonoHole expandable casing before and after expansion状态 外径/mm 屈服强度/MPa 抗拉强度/MPa 延伸率，% 原始 220 458 541 40.1 扩径23％ 265 580 652 15.7 1.2 大变形膨胀螺纹
根据等井径膨胀套管的作业特点可知，螺纹的膨胀率要与管体一致，这就要求螺纹在较大变形率条件下仍需保持连接和一定的密封强度。借鉴特殊螺纹接头和膨胀套管螺纹接头的基本结构，设计出大变形膨胀螺纹。该螺纹采用锥角1∶16的负角度偏梯形螺纹，螺纹齿形为倒钩式（见图1），主台肩采用−15°的逆向扭矩台肩，辅助台肩选择直角台肩，辅助密封效果好。考虑到等井径膨胀套管螺纹的膨胀率较大，将承载面角优化为−10°，从而保证外螺纹止口在膨胀过程中与内螺纹根部紧密贴合，不会松脱，增强螺纹的密封能力[20-22]。
设定膨胀过程螺纹接头下端保持轴向不变，环向膨胀扩径，采用弹塑性大变形非线性有限元分析软件模拟膨胀工具自下而上运行，使螺纹接头完成膨胀的过程。以膨胀工具在连接螺纹下端部为基准点（U2=0 mm），分析不同径向膨胀位移U2下，螺纹接头膨胀过程中的应力演变规律，结果见图2。从图2可以看出，膨胀过程中，螺纹接头应力峰值最大不超过860 MPa，而所优选膨胀材料的拉伸极限为1 172 MPa，具有较大的安全余量，整体应力状态处于较低水平，符合设计要求。
1.3 变径膨胀工具
常规膨胀管采用单一固定尺寸的实体膨胀锥完成管体膨胀，而等井径膨胀套管需要在井下实现更大膨胀率的膨胀，这就要求膨胀工具可以变径，实现二次变径膨胀，以满足等井径膨胀套管下入和膨胀结束后与上层套管具有相同内径的要求，保证使用同一尺寸钻头继续钻进。该膨胀工具主要由可变径膨胀锥、液缸闭合助力机构、压力控制机构等组成，各部分联动共同完成可变径锥闭合及管体的等井径膨胀过程。变径膨胀工具采用六瓣交错式结构的可变径膨胀锥，上、下变径锥片通过“T”形结构的配合槽分别与上、下固定锥连接，可在井下通过液压作用实现上、下变径锥片的闭合变径，使外径达到等径膨胀套管膨胀尺寸的要求，并在作业时保持外径尺寸不变[23-25]。
在膨胀过程中，变径膨胀锥的锥角主要影响膨胀套管的残余应力和膨胀时的轴向膨胀力，在膨胀锥锥角为8°～15°时，膨胀套管的膨胀力几乎保持不变并且比较低（见图3），但膨胀套管的残余应力随锥角增大而增大。经过综合分析，将可变径锥锥角优化为9°（见图4），有效地改善了膨胀套管和变径膨胀工具的受力状况。同时采用合理的表面处理工艺和减摩措施，避免了冷焊现象的出现。
![]()
图 3 管体膨胀力与膨胀锥锥角的关系Figure 3. Relation between expansion force of pipe body and cone angle of expansion cone2. 室内试验
2.1 机械性能评价
为了评价ϕ219.1 mm等井径膨胀套管的机械性能，按标准《石油天然气工业 套管及油管螺纹连接试验程序》（GB/T 21267—2007）测试ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后的抗外挤强度、抗内压强度和螺纹连接强度。采用SWCPTS-200外压挤毁试验机进行ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后纯外压条件下的挤毁试验，测得ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后的抗外挤强度为15.1 MPa，发现其破坏形式为管体挤毁失效。将膨胀后的ϕ219.1 mm等井径膨胀套管两端封堵，采用SWLPTS-200水压增压系统进行抗内压试验，测得其抗内压强度为29.3 MPa，发现其破坏形式为螺纹撕裂失效。采用SWFSTF-1600复合加载试验机进行ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后的拉伸试验，测得ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后的连接强度为1 850 kN，发现其破坏形式为螺纹断裂失效。试验结果表明，ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后的机械性能与J55钢接近，基本满足等井径膨胀套管作为“应急套管”临时封堵的要求。
2.2 膨胀性能评价
为了评价ϕ219.1 mm等井径膨胀套管的机械膨胀性能，对其管体进行了大膨胀率试验。在300T卧式压力试验机上，采用ϕ222.5 mm–ϕ245.0 mm–ϕ280.0 mm多级尺寸的膨胀锥（见图5），对ϕ219.1 mm等井径膨胀套管进行冷扩膨胀，缓慢施加压力，各级尺寸膨胀压力分别为16，18和26 MPa，膨胀过程平稳，管体未发生撕裂现象。试验结果表明，ϕ219.1 mm等井径膨胀套管管体的最大膨胀率可达40%以上，远超等井径膨胀套管系统的膨胀率（23.1%），管体的膨胀性能满足要求。
![]()
图 5 等井径膨胀套管多级膨胀锥室内膨胀示意Figure 5. Indoor expansion test of MonoHole expandable casing using multistage expansion cone为了验证ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统膨胀材料、膨胀螺纹、变径膨胀机构等关键结构的可靠性，在实验室通过液压方式，测试了ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统的膨胀性能。等井径膨胀套管系统采用多段螺纹连接的等井径膨胀套管，采用可变径膨胀工具和液缸闭合机构，在纯液压状态下，对等井径膨胀套管系统进行变径膨胀试验。无约束条件下，变径膨胀锥闭合过程平稳顺利，变径膨胀锥闭合压力为25 MPa，管体及螺纹等井径膨胀的压力为18～20 MPa，膨胀后管体及螺纹性能良好。试验结果表明，等井径膨胀套管的材料、变径膨胀机构及大变形膨胀螺纹均满足等井径膨胀及设计要求。
3. 井下试验
在室内试验的基础上，为了进一步测试等井径膨胀套管系统在井下条件的工作状态，进行了井下功能性试验、裸眼下入性试验和井下全过程试验，以检验等井径膨胀套管系统结构和施工工艺的可行性。
3.1 井下功能性试验
在S2-X101井ϕ339.7 mm套管内下入7根ϕ219.1 mm等井径膨胀套管，目的是在未固井状态下，检测压力控制机构、液缸闭合助力机构、变径膨胀工具等机构的性能。ϕ219.1 mm等井径膨胀套管下至ϕ339.7 mm套管内，投入钻杆胶塞，清水顶替至胶塞复合，加压至24 MPa促使变径膨胀锥发生二次变径，加压至28 MPa剪切胶塞至碰压座，ϕ219.1 mm等井径膨胀套管在22 MPa压力下实现等径膨胀，压力控制机构、液缸闭合助力机构、变径膨胀工具等机构工作正常，验证了ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统的功能。
3.2 裸眼下入性试验
在KD641-X27井的裸眼井段进行ϕ219.1 mm等井径膨胀套管的下入性试验。采用钻后扩眼工艺对该井ϕ250.8 mm裸眼段的试验井段进行扩眼，在电测井径基础上，采用模拟管进行通井，通井通畅后，下入ϕ219.1 mm等井径膨胀套管，ϕ219.1 mm等井径膨胀套管顺利通过试验井段上的ϕ250.8 mm未扩眼井段，安全下至扩眼的试验井段，验证了ϕ219.1 mm等井径膨胀套管的裸眼下入性。
3.3 井下全过程试验
为验证ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统的功能性和全过程施工工艺的可行性，在胜利油田河31-斜190井进行了全过程模拟试验，该试验以ϕ339.7 mm套管模拟ϕ241.3 mm井眼，在ϕ339.7 mm套管内下入ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统，膨胀后作为临时技术套管，以满足采用ϕ241.3 mm钻头钻进二开直至设计井深的要求。
将ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统下至280.00～290.00 m井段，下入时该系统最大外径241.3 mm。ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统下至设计位置后，循环洗井，注入缓凝水泥浆固井，胶塞顶替到位；ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统的压力控制机构表现正常，胶塞复合和膨胀工具闭合现象明显，开始膨胀时的压力为40 MPa，等径膨胀压力18～24 MPa，膨胀工具安全丢手。下入ϕ241.3 mm磨鞋，钻除ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统的附件后，下入井下电视监测系统对ϕ219.1 mm等井径膨胀套管膨胀后的管体及膨胀螺纹进行可视化监测，发现膨胀后管体内壁光滑完整、膨胀螺纹连接可靠。采用ϕ241.3 mm钻头进行二开钻进，钻至井深2 751.00 m完钻，因油藏原因需侧钻，在井深1 500.00 m侧钻，侧钻至井深2 645.00 m完钻，最大井斜角54.22°，ϕ139.7 mm套管下至井深2 635.28 m，顺利完成固井及完井作业，完井井身结构如图6所示。
该试验下入的ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统，膨胀后内径达到245.0 mm，作为临时技术套管服役39 d，满足了后续ϕ241.3 mm磨鞋和ϕ241.3 mm钻头的安全下入，达到了等径膨胀和无内径损失钻进的效果。
4. 结论及建议
1）研制了ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统，室内试验结果表明其机械性能和膨胀性能达到了设计要求。
2）井下全过程试验表明，ϕ219.1 mm等井径膨胀套管系统达到了等井径膨胀效果，满足ϕ241.3 mm钻头通过和作为临时技术套管的要求。
3）等井径膨胀套管系统的结构需要进一步优化，配套施工工艺需进一步完善，以提高其稳定性和可靠性。
-
![]()
图 2 旋转射流冲蚀天然气水合物ALE模型
Figure 2. ALE model for natural gas hydrate erosion by swirling jet
![]()
图 8 天然气水合物生成及射流冲蚀可视试验装置示意
Figure 8. Visual experimental device for natural gas hydrate generation and jet erosion
![]()
图 9 试采地层固体颗粒的粒径分度
Figure 9. Particle size distribution of solid particles of the pre-production formation
![]()
图 10 可视围压射流釜内的天然气水合物沉积物
Figure 10. The location of Natural gas hydrate sediment in the visible kettle for jet with confining pressure
![]()
图 11 可视围压射流釜内压力和温度的变化
Figure 11. Variation of pressure and temperature in the visible kettle for jet with confining pressure
![]()
图 13 淹没无围压条件下的旋转射流流场
Figure 13. Flow field of submerged swirling jet without confining pressure
-
[1] 徐海良,孙思聪,杨放琼. 天然气水合物三相流段管道压力损失分析[J]. 断块油气田,2021,28(5):661–666. XU Hailiang, SUN Sicong, YANG Fangqiong. Analysis of pressure loss in three-phase flow segment of natural gas hydrate[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2021, 28(5): 661–666.
[2] 牛洪波,于政廉,孙菁,等. 天然气水合物动力学抑制剂与水分子相互作用研究[J]. 石油钻探技术,2019,47(4):29–34. doi: 10.11911/syztjs.2019037 NIU Hongbo, YU Zhenglian, SUN Jing, et al. The interaction between gas hydrate kinetics inhibitors and water molecules[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(4): 29–34. doi: 10.11911/syztjs.2019037
[3] 谭富荣,耿庆明,刘世明,等. 天然气水合物含油气系统研究现状与展望[J]. 特种油气藏,2021,28(1):1–9. TAN Furong, GENG Qingming, LIU Shiming, et al. Research status and prospect of natural gas hydrate petroleum system[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2021, 28(1): 1–9.
[4] 赵克斌,孙长青,吴传芝. 天然气水合物开发技术研究进展[J]. 石油钻采工艺,2021,43(1):7–14. ZHAO Kebin, SUN Changqing, WU Chuanzhi. 天然气水合物开发技术研究进展[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(1): 7–14.
[5] 马永乐,张勇,刘晓栋,等. 海域天然气水合物低温抑制性钻井液体系[J]. 钻井液与完井液,2021,38(5):544–551. MA Yongle, ZHANG Yong, LIU Xiaodong, et al. A drilling fluid which inhibits formation of natural gas hydrate at low temperatures in offshore drilling[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2021, 38(5): 544–551.
[6] 任红. 南海天然气水合物取样技术现状及发展建议[J]. 石油钻探技术,2020,48(4):89–93. doi: 10.11911/syztjs.2020045 REN Hong. Current status and development recommendations for gas hydrate sampling technology in the South China Sea[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(4): 89–93. doi: 10.11911/syztjs.2020045
[7] 翟诚,孙可明. 天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏正交数值模拟实验研究[J]. 特种油气藏,2022,29(1):99. ZHAI Cheng, SUN Keming. Experimental study with orthogonal numerical simulation on reservoir deformation and failure induced by depressurization and decomposition of natural gas hydrate[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2022, 29(1): 99.
[8] 李文龙,高德利,杨进. 海域含天然气水合物地层钻完井面临的挑战及展望[J]. 石油钻采工艺,2019,41(6):681–689. LI Wenlong, GAO Deli, YANG Jin. Challenges and prospect of the drilling and completion technologies used for the natural gas hydrate reservoirs in sea areas[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(6): 681–689.
[9] 李莅临,杨进,路保平,等. 深水水合物试采过程中地层沉降及井口稳定性研究[J]. 石油钻探技术,2020,48(5):61–68. doi: 10.11911/syztjs.2020095 LI Lilin, YANG Jin, LU Baoping, et al. Research on stratum settlement and wellhead stability in deep water during hydrate production testing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(5): 61–68. doi: 10.11911/syztjs.2020095
[10] 光新军,王敏生. 海洋天然气水合物试采关键技术[J]. 石油钻探技术,2016,44(5):45–51. doi: 10.11911/syztjs.201605008 GUANG Xinjun, WANG Minsheng. Key production test technologies for offshore natural gas hydrate[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(5): 45–51. doi: 10.11911/syztjs.201605008
[11] 宋震,青显林,张运祥,等. 基于水平井射孔的天然气水合物降压抽采工艺[J]. 断块油气田,2020,27(6):719–724. SONG Zhen, QING Xianlin, ZHANG Yunxiang, et al. Depressurization extraction technology of natural gas hydrate based on horizontal well perforation[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2020, 27(6): 719–724.
[12] 周守为,陈伟,李清平. 深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采技术[J]. 中国海上油气,2014,26(5):1–7. ZHOU Shouwei, CHEN Wei, LI Qingping. The green solid fluidization development principle of natural gas hydrate stored in shallow layers of deep water[J]. China Offshore Oil and Gas, 2014, 26(5): 1–7.
[13] 周守为,陈伟,李清平,等. 深水浅层非成岩天然气水合物固态流化试采技术研究及进展[J]. 中国海上油气,2017,29(4):1–8. ZHOU Shouwei, CHEN Wei, LI Qingping, et al. Research on the solid fluidization well testing and production for shallow non-diagenetic natural gas hydrate in deep water area[J]. China Offshore Oil and Gas, 2017, 29(4): 1–8.
[14] 李根生,田守嶒,张逸群. 空化射流钻径向井开采天然气水合物关键技术研究进展[J]. 石油科学通报,2020,5(3):349–365. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2020.03.030 LI Gensheng, TIAN Shouceng, ZHANG Yiqun. Research progress on key technologies of natural gas hydrate exploitation by cavitation jet drilling of radial well[J]. Petroleum Science Bulletin, 2020, 5(3): 349–365. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2020.03.030
[15] 叶建良,秦绪文,谢文卫,等. 中国南海天然气水合物第二次试采主要进展[J]. 中国地质,2020,47(3):557–568. doi: 10.12029/gc20200301 YE Jianliang, QIN Xuwen, XIE Wenwei, et al. Main progress of the second gas hydrate trial production in the South China Sea[J]. Geology in China, 2020, 47(3): 557–568. doi: 10.12029/gc20200301
[16] 王国荣,钟林,周守为,等. 天然气水合物射流破碎工具及其配套工艺技术[J]. 天然气工业,2017,37(12):68–74. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2017.12.010 WANG Guorong, ZHONG Lin, ZHOU Shouwei, et al. Jet breaking tools for natural gas hydrate exploitation and their support technologies[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(12): 68–74. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2017.12.010
[17] TANG Yang, SUN Peng, WANG Guorong, et al. Rock-breaking mechanism and efficiency of straight-swirling mixed nozzle for the non-diagenetic natural gas hydrate in deep-sea shallow[J]. Energy Science and Engineering, 2020, 8(10): 3740–3752. doi: 10.1002/ese3.779
[18] 潘栋彬,陈晨,杨林,等. 水射流破碎南海含水合物沉积物数值模拟研究[J]. 探矿工程(岩土钻掘工程),2018,45(10):27–31. PAN Dongbin, CHEN Chen, YANG Lin, et al. Physical simulation experiment system for jet erosion of natural gas hydrate[J]. Exploration Engineering(Rock & Soil Drilling and Tunneling), 2018, 45(10): 27–31.
[19] CHEN Chen, PAN Dongbin, YANG Lin, et al. Investigation into the water jet erosion efficiency of hydrate-bearing sediments based on the Arbitrary Lagrangian-Eulerian Method[J]. Applied Sciences, 2019, 9(1): 182. doi: 10.3390/app9010182
[20] ZHANG Yiqun, WU Xiaoya, HU Xiao, et al. Visualization and investigation of the erosion process for natural gashydrate using water jet through experiments and simulation[J]. Energy Reports, 2021, 8(11): 202–216.
[21] 蒋斌,王艾伦,王计划. 基于ALE方法淹没条件下水射流破土数值模拟与试验[J]. 中国农机化学报,2020,41(8):196–203. JIANG Bin, WANG Ailun, WANG Jihua. Numerical simulation and experiment of breaking soil by jet under submerged condition based on ALE method[J]. Journal of Chinese Agricultural Mechanization, 2020, 41(8): 196–203.
[22] 张逸群,于超,程光明,等. 聚能筑巢堵漏用金属割缝管爆炸成形数值模拟及实验研究[J]. 石油钻探技术,2020,48(6):54–60. doi: 10.11911/syztjs.2020107 ZHANG Yiqun, YU Chao, CHENG Guangming, et al. Experimental and numerical study of the explosive forming of slotted metal pipes for energy-gathered nesting plugging[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(6): 54–60. doi: 10.11911/syztjs.2020107
[23] ZHANG Dongqing, LI Jingbin, HU Xiao, et al. Flow field simulation of swirling abrasive jet nozzle for hard rock breaking[J]. Geofluids, 2022: 4681189.
[24] 刘晨辉, 汪淳. 基于开放边界条件的SPH法水射流数值模拟: 中国力学大会, 杭州, 2019-08-25–28[C]. C]. LIU Chenhui, WANG Chun. Numerical simulation of water jet by SPH method based on open boundary condition: Chinese Mechanics Conference, Hangzhou, August 25–28, 2019[C].
[25] JIANG Mingjing, HE Jie, WANG Jianfeng, et al. Discrete element analysis of the mechanical properties of deep-sea methane hydrate-bearing soils considering interparticle bond thickness[J]. Comptes Rendus Mécanique, 2017, 345(12): 868–889.
[26] LI Yanlong, LIU Changling, LIU Lele, et al. Experimental study on evolution behaviors of triaxial-shearing parameters for hydrate-bearing intermediate fine sediment[J]. Advances in Geo-Energy Research, 2018, 2(1): 43–52. doi: 10.26804/ager.2018.01.04
[27] ZHANG Yiqun, ZHAO Kexian, WU Xiaoya, et al. An innovative experimental apparatus for the analysis of natural gas hydrate erosion process using cavitating jet[J]. The Review of Scientific Instruments, 2020, 91(9): 095107. doi: 10.1063/5.0011951
[28] GHIASSIAN H, GROZIC J L H. Strength behavior of methane hydrate bearing sand in undrained triaxial testing[J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 43: 310–319. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2013.01.007
-
期刊类型引用(18)
1. 徐忠正，赵明伟，刘佳伟，戴彩丽. 超深层耐高温压裂液研究进展与展望. 化工进展. 2024(09): 4845-4858 . 
百度学术
2. 李阳，赵清民，薛兆杰. 新一代油气开发技术体系构建与创新实践. 中国石油大学学报(自然科学版). 2023(05): 45-54 . 百度学术
3. 吴鲜，李丹，朱秀香，王建峰. 塔里木盆地顺北油气田地温场对奥陶系超深层油气的影响——以顺北5号走滑断裂带为例. 石油实验地质. 2022(03): 402-412 . 百度学术
4. 张瑞. 顶部驱动液压尾管悬挂器研制与现场试验. 钻采工艺. 2022(04): 26-31 . 百度学术
5. 李阳，薛兆杰，程喆，蒋海军，王濡岳. 中国深层油气勘探开发进展与发展方向. 中国石油勘探. 2020(01): 45-57 . 百度学术
6. 刘中云. 基于难动用储量开发的石油工程协同管理创新及实践. 石油勘探与开发. 2020(06): 1220-1226 . 百度学术
7. LIU Zhongyun. Innovation and practice of petroleum engineering synergetic management for the development of difficult-to-produce reserves. Petroleum Exploration and Development. 2020(06): 1316-1324 . 必应学术
8. 詹敏，程心平，杨万有，张凤辉，沈琼. 电泵气举智能耦合举升工艺技术研究. 石油矿场机械. 2019(02): 70-76 . 百度学术
9. 马开华，谷磊，叶海超. 深层油气勘探开发需求与尾管悬挂器技术进步. 石油钻探技术. 2019(03): 34-40 . 本站查看
10. 葛艳阳. 油气田开发技术研究. 石化技术. 2018(07): 278 . 百度学术
11. 白雪，张定军，陈玉娴，吴彦飞，陈振斌，马应霞. 聚丙烯酰胺基暂堵剂的表面改性及应用研究. 应用化工. 2018(06): 1140-1144 . 百度学术
12. 龚振楠. 油气田地面工程技术进展及发展方向. 化工管理. 2017(03): 11 . 百度学术
13. 赵振东. 探究如何提升油气田开发采收率. 化工管理. 2017(23): 136 . 百度学术
14. 曹玉峰，张克茹，曹立志，夏阳旭，邵先杰，Oyaka Dickens. 低频脉冲技术提高页岩气产量的技术机理研究. 黑龙江科技信息. 2017(14): 98-99 . 百度学术
15. 姚根顺，伍贤柱，孙赞东，余春昊，葛云华，杨贤友，文龙，倪超，付小东，张建勇. 中国陆上深层油气勘探开发关键技术现状及展望. 天然气地球科学. 2017(08): 1154-1164 . 百度学术
16. 徐春春，邹伟宏，杨跃明，段勇，沈扬，罗冰，倪超，付小东，张建勇. 中国陆上深层油气资源勘探开发现状及展望. 天然气地球科学. 2017(08): 1139-1153 . 百度学术
17. 程心平，郑春峰，宁碧，李静嘉，詹敏. 渤中29-4油田自产气气举-电潜泵组合举升工艺增产方法研究. 油气地质与采收率. 2017(04): 121-126 . 百度学术
18. 刘伟，张晋言，张文姣，刘海河，吕增伟. 基于电成像测井资料的砂砾岩储层有效性分类评价方法. 石油钻探技术. 2016(04): 114-119 . 本站查看
其他类型引用(10)
下载:
计量
- 文章访问数: 328
- HTML全文浏览量: 215
- PDF下载量: 56
- 被引次数: 28
