超深水钻井节流管线摩阻影响及应对方法分析

超深水井由于较长的节流管线，当井控压井循环钻井液时产生的摩阻将极大的超过常规水深井。本文分析了超深水井中节流管线摩阻产生的原因，提出了求取的时机和方法；首次将超深水井中的节流管线摩阻与井身结构设计相结合，论述了其对超深水井钻井设计、作业产生的影响，提出了相应的应对方法。以南海东部实施的超深水为例进行了实际应用，结果表明本文所考虑的方法对超深水井的设计与作业重要指导意义，可为超深水井设计和作业提供参考。     

深水井控司钻法压井模拟

陆地上的井控方法和压井模型目前已经比较完善,但在深水井控过程中,特殊的地层条件和长节流管线的存在,压井过程中时常因套管鞋处的地层破裂造成压井过程的失败。由于特殊的管路条件和温度环境,深水压井过程中的立压和套压的变化也不同于陆地,气体进入节流管线后套压迅速增大,这给井控的操作带来了较大的困难。在考虑了节流管线摩阻、气体的压缩系数及温度等参数变化对套压、立压的影响的基础上,以常规陆地司钻法为基础,介绍了深水压井排量的优化选择方法,通过计算机模拟给出了整个压井过程中的立压和套压变化曲线。这种改进的“深水司钻法”符合深水井控条件,对现场压井施工具有指导意义。     

深水压井节流管线内的气体交换效应分析

深水井控中压井节流管线细长,地层侵入气体进入节流管线内会产生气体交换效应,导致节流压力发生变化,增大了深水井控的难度。应用多相流动模型通过数值计算和实例模拟,从不同角度分析了深水压井节流管线内的气体交换效应,得到节流压力的变化规律。模拟发现,深水压井时节流管线内气体体积分数变化大且迅速,气体交换效应明显;节流压力随着循环流量的增大而降低,且变化幅度随着循环流量增大而增大,随着钻井液池增量的增大而增大;同样钻井液池增量下,钻进、停钻、起钻时对应的节流压力依次升高;深水压井过程中节流压力比陆地井控节流压力变化快;节流管线直径越小,节流压力初始值越低,峰值越高,节流压力变化越大,节流管线内气体交换效应越明显。研究结果可以更好地指导深水钻井压力控制。      

CO2试采工艺技术在海拉尔地区的应用

在CO2试采过程中,极易造成管线及井下工具的冻堵和腐蚀.井下预置式节流器的研制,将解决传统的地面油嘴节流时造成地面管线冻堵的难题,实现了利用地层温度进行节流降压.将热交换器和保温管线联合使用对地层流体加热,通过提高流体经过地面管线时的温度,从而阻止CO2的相态转化,避免水化物的形成.该技术在s2井和s302井应用后大大降低了管线冻堵和设备腐蚀的问题.s2井持续试采11d,累计产气38.617 5×104 m3;s30井共持续试采17d,累计产气51.308 1×104 m3.     

DSJ300-1海洋钻井平台节流压井管汇设计

在充分考虑海洋钻井平台特点、行业标准和用户要求的基础上,设计了DSJ300-1海洋钻井平台节流压井管汇。管汇布置采用倒L形结构,降低了阀门高度,方便操作、维修和维护;阀门采用比系统更高一级额定工作压力,为平台在不同海域、不同方位和不同水深作业时系统升级提供便利;阀门与四通、管线采用螺栓连接,提高设备的互换性;阀门与钢质垫环的密封槽采用堆焊不锈钢工艺,使设备具有抗H2S腐蚀的能力;采用双节流、双压井的冗余式结构,可利用高压钻井系统和固井系统的水泥浆进行压井作业,完成部分试井和试油工作。现场试验结果表明,该节流压井管汇具有可靠的井控功能,可保障平台作业人员和设备的安全。     

油气井多级节流压井系统研究

多级节流压井系统由多级节流管汇、控制系统（节控箱及工控箱、控制软件）构成。该系统能实现多级降压节流、多路通道选择、在线状态监测、压力程序控制、远距离压井操作等五大功能，具有安全性、可靠性和可操作性三个方面的优势，可以解决超高压油气井压力控制技术难题，在技术层面具有突破性的进展。通过试验表明，在高密度（2.0 g/cm³）和高固相介质（钛铁矿粉）的钻井液条件下，套压高达50 MPa，但通过三级节流，作用在节流阀的最大压降为20 MPa（仅为套压的2/5），经过近5 h的节流压井作业，系统工作正常，节流阀阀芯、阀座均完好无损，保证了压井作业的顺利进行。与常规单级节流压井系统相比，使用寿命提高了5～10倍。多级节流压井系统后三项功能还可以方便的移植到常规节流压井系统，具有全面推广应用的潜力。     

水下防喷器组节流压井管线插接器研究现状

节流压井管线插接器是水下防喷器组的关键单元设备,其核心技术主要掌握在国外少数几个防喷器生产厂家。为保障我国能源安全和海洋权益,应加快开发具有自主知识产权的水下防喷器组。介绍了常用机械式和Hydril、Radoil、AXON及Shaffer液压式水下防喷器组节流压井管线插接器的研究现状,分析了它们的结构特点及优缺点。国内在开发水下防喷器组节流压井管线插接器时应在产品结构、密封材料、锁紧机构等方面加强研究。     

采用控压释放技术处置地层圈闭效应

因井漏或者反推钻井液引起的圈闭压力给现场井控措施的制定带来较大困扰,而控压释放技术是应对钻井过程中地层圈闭效应的有效方法。在充分分析圈闭压力的特点及实钻情况的基础上,开展了圈闭压力控压释放技术的探索与实践,形成了圈闭压力控压释放配套技术,通过严格执行关井求压、控压释放、循环排污和节流降密度的工艺流程,让圈闭内流体按一定比例匀速进入井筒,逐步降低圈闭内压力,较好地解决了漏失地层形成的短期圈闭压力难题。川西南部YT1井的成功应用表明,采取合理的控压释放方法能够安全降低圈闭内压力,扩展钻井液密度窗口,在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点,有利于井控安全。     

深水井涌压井方法及其适应性分析

深水井涌的处理与陆上相比存在3个难点:一是钻遇浅层流时还没有安装井口;二是节流管线细长且摩阻较大;三是安全密度窗口很窄。为此,在介绍司钻法、工程师法、动力压井法和附加流速法等压井方法的基础上,分析了其特点与主要流程及其对于深水井涌的适用性;并在此基础上,模拟了浅层气井涌和安全密度窗口较小情况下深水钻井井涌的压井工况。模拟结果表明:钻遇浅层流在没有安装井口情况下,可采用动力压井法实施压井作业;在处理窄安全密度窗口的深水井涌时,采用工程师法压井更合适,在模拟井工况下,采用工程师法套管鞋处的最大压力比采用司钻法低0.28 MPa;如果安全密度窗口太窄,则要采用附加流速法压井,在模拟工况下,采用附加流速法套管鞋处的最大压力可比常规压井方法降低0.94 MPa,但采用附加流速法对井口设备要求较高,并需要对施工参数进行优化。      

海洋深水工程师法压井计算模型

随着国家对油气资源需求的不断增长, 勘探开发面临的形势更趋复杂, 迫切需要向深海（ 水深超过１０ ０ ０ｍ ） 油气资源勘探开发方向发展。由于安全钻井液密度窗口狭窄、 泥线处的高压低温环境、 节流管线中循环压力损失很大等特点, 深水工程师法压井计算与陆地差异较大。为此, 结合深水井控过程中特殊的地层条件和长阻流管线的特点, 在考虑了节流管线摩阻、 气体的压缩系数及温度等参数变化对套压、 立管压力的影响的基础上,建立了深水工程师法的压井参数（ 包括立管压力、 套压、 最大套压等） 计算模型, 开展了实例计算, 对现场压井施工具有指导意义。     

深水司钻法压井模拟计算

针对深水钻井井控的特点,考虑油、气相变,建立了深水司钻法压井过程中的多相流控制方程,并给出了具体的求解方法。模拟计算结果表明,随着循环流量的增加,节流管线摩阻迅速增加,而且不同尺寸节流管线摩阻之间的差距也随着循环流量的增加逐渐增大;动态安全余量随着泥浆池增量的增大而减小;第1及第2循环周的最大循环流量随着节流管线内径的减小而减小。第1循环周的最大流量随着泥浆池增量的增加而减小,而泥浆池增量对第2循环周最大流量的影响不大。在压井过程中,节流压力随着循环流速的增加而降低,实际应用时需要优化设计。     

压井过程中井底压力的控制方法

随着窄安全密度窗口和高压油气藏井数的越来越多,井控风险日益突出,对现场常规压井技术提出了更高的要求。立压和套压是井控作业中两个重要的压力数据,随着井控技术的发展和随钻井底压力测量技术（PWD）的应用,套压作为重要的井控参数,作用越来越突出。为此,通过分析套压在常规压井中的应用,套压操作受到地层破裂压力、套管抗内压强度、井控装置的工作压力的限制,而井口节流阀的操作关系到及时准确地控制井底压力以及顺利实施压井作业。针对立压控制法和套压控制法在常规压井技术中的压力传递的延迟性, 指出应充分利用立压和套压变化趋势及特点,优化节流阀操作,改进常规压井技术操作,并提出了井底压力控制法的使用原则和操作步骤。最后,分析了压井过程中随钻压力测量技术（PWD）实时记录的井内钻井液当量密度,有助于工程师准确控制井口回压,实现井底压力基本恒定的控制,以便顺利完成压井作业。     

控压钻井自动节流管汇压力调节特性研究

现代控压钻井作业中,依靠自动节流管汇施加和控制井口回压,从而间接控制井底压力。但由于阀门的压力调节特性与阀门开度存在较大的非线性,常规节流管汇很难通过单个节流阀实现全开度范围内的精确调节。为了提高控制精度,利用节流阀工作的3个状态,建立了压力调节特性与流量调节特性的对应关系,进而建立了节流管汇的压力调节特性模型,并对压力调节精度及流量对压力调节特性的影响进行了分析。 研究分析表明,现有节流阀压力调节特性呈现一定非线性;通过优化阀芯可以增大节流阀的有效工作区间,但不能完全消除超调区间;钻井液排量对节流阀的压力调节特性影响较大,设计节流管汇时应考虑排量问题。      

深水井控工艺技术探讨

海洋深水钻井中的井控,面临着海底低温、气体水合物、地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口比较窄、井控余量比较小、压井/阻流管线较长导致循环压耗较大、深水地层比较脆弱等诸多挑战。针对深水井控中面临的难点,调研了深水钻井中井控设备的要求与配置,详细介绍了深水钻井中早期监测溢流的方法、深水井控的关井方式及压井方法、深水压井后防喷器"圈闭气"与隔水管气的处理,以及在深水钻井中预防水合物形成的措施,以保证深水钻井的施工安全。      

东海XX井复杂情况处理介绍

东海某油气田XX调整井作业过程中,钻至设计井深后,决策加深钻进以钻探深部地层的含油气性.加深钻进至5108m发生溢流,压井过程中,钻杆在731 m位置发生刺漏,导致短路循环,置换法压井过程发生井漏、阻流管汇刺漏,同时由于平台设备压力等级不足导致情况进一步复杂化.经过一系列非常规措施,最终压井成功,是一次非常规压井的成功案例.     

深水钻井井涌余量计算方法及压井方法选择

井涌余量是钻井过程中正确判断能否安全关井,以及采用何种方法压井的重要参数,目前对于深水钻井中井涌余量的计算仍存在诸多不足。为此,采用理论推导和实例验证的方法开展了深井钻井体积井涌余量计算方法的研究。以套管鞋处地层、套管抗内压、防喷器和节流装置4个对象的承压能力为约束条件,在考虑深水井筒温度剖面、节流管汇和环空循环压耗的基础上,建立了体积井涌余量的计算模型,并以南海某深水实例井的计算结果验证了模型的可靠性,最后得出该井可以安全关井且应用工程师法压井更为安全的结论。这与现场所采取的措施相符合。在此基础上与文献中所建立的未考虑温度和压耗的计算模型进行比较,分析了节流管汇、环空压耗以及井筒内温度对井涌余量大小的影响:如果不考虑压耗和温度的影响,会导致体积井涌余量变小,使得压井条件更苛刻。此外还研究了泥浆池增量与溢流发生深度对井涌余量的影响规律,提出了相应的提高井涌余量的技术措施。     

微流量控压钻井中节流阀动作对环空压力的影响

为解决窄安全密度窗口的复杂压力剖面问题,基于质量守恒方程及动量守恒方程,建立了节流阀动作引发的环空波动压力模型,并应用中心差分法对模型进行了求解。研究表明,随钻井液排量增大、节流阀动作时间减小,环空所受波动压力呈增大趋势;阀芯所受波动压力大于环空段;钻井液排量从36 L/s增至56 L/s时,阀芯所受波动压力峰值从1.26 MPa增至1.56 MPa,钻铤段波动压力峰值为0.22 MPa;节流阀动作时,套管鞋处引发故障的概率比井底高至35%。研究结果表明,两步、多步线性关阀较一步关阀,不但关阀手段灵活,更可有效减小环空波动压力峰值。