海上完井管柱作业过程力学性能分析

为了确定出完井管柱插入封隔器作业过程中管柱内部流体的最优排量,从力学角度对井下管柱进行理论分析,建立了管柱力学模型,从流体力学角度建立了排量与井斜角及管体特征参数之间的函数关系,推导了最优排量的求解方法。建立模型时假设伸缩短节可作为支撑点,管体视刚度的增加主要来自于流体的压力差。结果表明,完井管柱的弯曲程度受井斜角、弯曲段管柱长度、半径及流体排量的影响,管柱下入过程的最优排量与井斜角、管体弯曲特征及流体性能呈二次函数关系;现场实例计算及作业验证表明,建立的最优排量求解模型与实际情况吻合,能够为现场作业提供预测指导。     

深水高温高压油气生产致井口抬升预测研究北大核心CSCD

深水高温高压井油气开发过程中,由于油气流将井底热量携带至井口,容易出现井口抬升现象,可能导致井口装置密封失效,存在较大的安全隐患。为提高深水油气田开发井全寿命周期的完整性,针对深水高温高压井油气开采阶段,建立了深水高温高压油气开发井筒温压场及井口抬升高度计算模型,并基于自主研制的高温高压油气开发井口抬升模拟实验装置,开展了不同工况条件下的井口抬升模拟实验研究。研究结果表明:井筒温度升高及其引发的圈闭压力是造成井口抬升的两大主要因素;本文建立的模型计算结果与实验数据相对误差小于10%,可用于预测不同工况条件下的井口抬升高度。本文研究结果对于优化固井及地面管线设计、提高深水高温高压井井口完整性具有较好的指导意义。     

适用于稠油热采井的激活型完井液体系

稠油热采井在注蒸汽过程中及关井后,进入油层的完井液滤液和蒸汽中的水在高温下将与地层岩石矿物及地层流体发生反应,产生储层伤害。为此,提出使用激活型完井液体系。引入激活酸HJS,使残留在地层中的完井液在一定温度下激活,释放出［H+］,降低pH值,减小矿物在高pH条件下溶解和转化而对储层产生的伤害;并优选出了高温防膨剂HTW、高温减阻剂HUL、高温溶蚀剂HDB、高温缓蚀剂HJP以及最优加量,构建了激活型完井液体系。室内评价表明,该体系激活温度为80℃,激活时间为60 min,激活酸HJS的加入可以大幅度提高完井液对钻屑的溶蚀能力;体系在220℃高温下老化8 h的膨胀率仅为1.11%,与地层水配伍,混合液的浊度在3.6～6.9 NTU之间,蒸汽（270℃）驱替后渗透率恢复值大于90%（测温为80℃）,表明该激活型完井液体系具有很好的储层保护效果。      

温度效应及环空条件对井口抬升影响规律研究

为预测深水高温井生产过程中的井口抬升量,基于套管热膨胀效应及热力学基本原理,建立了不同温升条件下单层自由套管及多层套管耦合井口系统抬升量预测模型,设计了3层同心钢管柱为主体的试验装置,开展了不同工况下井口抬升模拟试验,得到了温度效应、环空上端部约束状态和环空压力等因素对井口抬升量的影响规律,提出了解决深水水下井口抬升的主要工程措施。研究结果表明:以试验模型为例,当最内层管柱温度从45℃升高至150℃的过程中,在模拟传热条件下,3层管柱环空上端部敞开时,各层管柱抬升量与其温升呈线性增长规律;环空上端部焊接为整体时,73.0和114.3 mm管柱最终抬升量相对上端部敞开状态分别减小26.50%和21.80%,177.8 mm管柱最终抬升量增加4.06%;环空密闭并加压20 MPa时,73.0、114.3和177.8 mm管柱最终抬升量相对无压力时分别增加了23.84%、26.79%和25.36%;温度及环空条件对井口抬升量影响显著,理论预测值与试验值误差为1.59%~8.93%。研究结果可为深水高温井井口抬升控制措施的制定提供技术支持。     

大位移井套管磨损预测模型研究及其应用

针对套管磨损问题,以White和Dawson提出的理论模型为基础,结合Casing Wear ANSYS有限元软件及自编程序,建立了套管磨损厚度及剩余强度计算模型,给出了套管磨损预测的计算流程。利用该理论模型对南海某超大位移井进行了实例计算。结果表明,采用该方法所得的计算结果与现场发生的情况比较吻合。该研究结果对于进一步完善钻井工程设计中有关套管柱强度设计与磨损评价工作具有一定的参考意义。     

单筒三井独桩简易平台桩腿力学性能试验研究

为了进一步提高海上边际油气田开发效益,提出将单筒三井独腿三桩简易平台简化为单筒三井独桩简易平台.设计了3种试验方案,通过室内模拟试验对单筒三井独桩简易平台桩腿强度及稳定性进行了研究.相对于无斜撑、无水泥浆固结方案和无斜撑、灌注水泥浆至水面高度固结方案,在水面处增加2根水平面投影相互垂直的斜撑、无水泥浆固结的平台结构方案可显著提高桩腿结构的横向极限承载能力.这一研究结果可为单筒三井独桩简易平台的建造、使用提供科学的依据.     

考虑温度效应的高温高压直井井壁稳定性规律

海外A区块探井的高温高压井段因频繁发生井漏、卡钻等井下复杂情况,井壁不稳定,导致原井眼报废。根据经典的坍塌压力和破裂压力计算模型,钻井液安全密度窗口为0.2 g/cm3,但实际作业过程中发现在高温高压井段安全密度窗口更窄。由于温度变化产生的温变应力会对井壁稳定性造成影响,因此考虑井壁温度效应,探索了温度变化对高温高压直井井壁稳定性的影响。通过分析井壁附加温变应力场,建立了考虑温度效应的坍塌压力和破裂压力计算模型,发现了温度变化对井壁稳定性的影响规律。低温钻井液在高温地层循环产生的附加温变应力,使地层坍塌压力和破裂压力减小。该方法为该区块后续生产井的顺利实施提供了技术支撑,相比探井,钻井周期大幅缩短。考虑温度效应的地层坍塌压力和破裂压力计算模型,对今后窄安全密度窗口高温高压直井的井壁稳定性研究具有参考价值。     

基于机械比能理论的渤海深层钻井参数优化

渤海渤中19-6围区北部构造储层埋深超过4 500 m,平均钻井深度大于5 500 m,目标层位太古界潜山岩性为花岗片麻岩,岩体抗压强度最高超过200 MPa,地层研磨性强,机械钻速仅1~4 m/h,严重制约了区块的高效开发。为提高目标区块钻井效率,基于机械比能理论,从钻进过程能量守恒角度,分别建立了钻压、扭矩、破岩以及摩擦的做功表达式,并进一步建立了破岩过程的能量输入输出平衡方程。实际应用结果显示,该能量平衡方程能够利用待钻地层的基础参数给出合理的钻压区间,推荐的最优化钻压与实钻吻合良好,预测的机械钻速米平均误差为8%,表现出良好的适用性,可为后续深井、超深井钻井作业优化提供设计依据。     

基于地质模型的钻井设计技术在海上油气田开发中的应用

针对传统的定向井设计技术无法解决水平井平台位置优选、大位移井过断层设计及井眼轨迹在储层中的走向问题,通过技术攻关实现了基于GeroFrame地质模型与Decision Space软件三维钻井设计技术。应用结果表明,基于地质模型的钻井设计技术可视化程度高、平台位置优选更方便,能够实现了大位移井的过断层设计要求。     

深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

为了在钻前阶段对待钻井的风险概率进行定量评估,以南海西部莺琼盆地某高温高压气田古近系黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本,基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数,进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率。研究结果表明：①该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态,地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm3的概率约为85%,破裂压力当量密度低于2.30 g/cm3的概率约为15%;②对于直井而言,采用常规钻井手段维持井底压力当量密度为2.25～2.35 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,有60%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有85%的概率能够实现安全钻井;③对于井斜角为45°的开发井,维持井底压力当量密度为2.23～2.33 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,则有45%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有75%的概率能实现安全钻井;④对于井斜角为90°的水平井,维持井底压力当量密度为2.18～2.28 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,则有30%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有55%的概率能够实现安全钻井;⑤所提出的方法仅适用于区域上的整体预测,并不适用于具体待钻单井的风险预测;⑥对具体单井而言,需要根据钻前地震、地质资料、邻井的钻井/测井/录井资料、目标井随钻测井/录井数据,采用中途VSP地层层速度反演技术及随钻前视技术,动态预测下部关键层深度和压力窗口,实时优化井身结构,调整套管下入深度,以实现钻井安全概率的大幅度提升。