海洋深水钻井力学与控制技术若干研究进展

深水钻井是深水条件下海洋油气工程关键环节之一。与近海浅水钻井不同，深水钻井必须面对更为复杂的海洋深水环境和作业条件，面临"下海、入地"的双重挑战，需要使用浮式钻井作业平台，采用特殊的深水管具系统（包括深水导管、送入管柱、钻井隔水管、套管柱等）、水下智能控制系统等，建立安全稳定的水下井口与钻井系统，具有高科技、高投入及高风险等基本特征。深水钻井管具是实施深水钻井工程不可或缺的基本工具，深水钻井管具系统在服役过程中受到海洋深水环境载荷和作业载荷的作用，表现出复杂的力学行为。通过主要介绍深水送入管柱、深水导管、深水钻井隔水管及深水水下井口等方面的研究进展，对深水钻井管具力学研究与工程实践具有参考价值。     

深水钻井表层导管静置时间窗口设计

为了降低深水钻井作业风险、缩短钻井周期,提出了深水钻井表层导管静置时间窗口设计方法,并通过现场应用对其进行了验证。根据现场试验数据得出了表层导管与周围海底土间摩擦力随静置时间的变化关系,并建立了表层导管实时承载力计算模型。针对表层导管喷射到位至解脱送入工具阶段和二开套管坐挂井口固井阶段这两个相对危险的阶段对表层导管进行了力学分析,并以南中国海某深水井表层导管为例确定了喷射到位至解脱送入工具阶段和二开套管固井阶段的表层导管静置时间。现场应用结果表明:运用提出的表层导管静置时间窗口设计方法既能保证作业安全又能缩短作业时间,表层导管喷射到位至解脱送入工具阶段平均每口井节约作业时间超过12 h,二开套管固井阶段平均每口井节约作业时间超过24 h。图6表2参17     

基于ANSYS的水下井口力学性能分析

根据深水钻井作业的实际工况,建立了水下井口力学模型和ANSYS三维实体模型,对深水钻井水下井口横向承载力进行有限元分析计算。应用APDL语言并且结合VB.NET程序,建立了更便捷的操作模式,更好地应用到工程计算中。算例分析表明,水下井口顶部所受的横向载荷对井口的横向承载力影响较大,而竖向承载力对其的影响不明显;井口出泥高度对水下井口的稳定性影响较大;一定深度以下,套管的应力和位移值均很小。     

深水钻井取心深度测量方法的设计与应用

随着深水油气资源的不断发现,固定式钻井平台向移动式钻井平台发展。作为移动式钻井平台之一的浮式钻井平台受平台升沉的影响,深水钻井取心技术面临取心钻具入井状态监测、取心进尺计算和取心深度校正等难点。通过分析深水浮式钻井平台的设备特点,结合实际作业经验,设计出一套适合深水钻井取心作业深度测量的操作方法。现场应用表明,该方法可以有效消除平台升沉对取心过程的影响、判断沉砂情况、精确计算取心进尺,确保所取岩心满足设计要求。     

新型水下井口装置

一种新型的夹紧机构（ＰＯＳＧＲＩＰ）具有卡瓦式和紧轴式挂管器所不同的优点,能使井口装置适应深水构筑物的周期性运动。苏格兰阿伯丁郡的Ｐｌｅｘｕｓ海洋系统公司已设计一种从深水构筑物（如：张力腿平台、随动塔式及桅杆式平台）上进行钻井作业的新型的井口装置。这种ＰＯＳＧＲＩＰ装置使用一种环空夹具在隔水管柱已回接到预先钻成的油井后牢固支撑内表层套管挂管器。由于海底和地面井口装置间每个隔水管段的连接不能保持精确尺寸,常规的井口装置依赖于套管卡瓦技术提供间隔和夹紧力。在其它装置中使用可调节紧轴式挂管器来满足…     

深水测试管柱作业条件下平台偏移预警界限

针对深水测试作业过程中由于浮式平台偏移造成的管柱安全问题,建立深水测试管柱系统接触非线性有限元分析模型,采用磁性搜索算法研究深水作业平台的偏移预警界限,确定浮式平台的测试作业窗口和管柱脱离的安全作业边界,为深水作业平台的科学定位和撤离决策提供理论依据。研究表明:实例平台在表面海流流速低于0.8 m/s、平台偏移不超过19.4 m的条件下可以完成正常的深水测试作业;挠性接头转角和底部井口弯矩是平台偏移预警界限的主导限制因素;随着海流表面流速的增加,测试作业窗口向逆流方向偏移,当达到一定流速时作业窗口的左侧边界出现拐点,窗口迅速收缩;提高外管提升力有利于增大测试作业窗口,测试作业窗口随着井口倾斜角度的增大逐渐向井口倾斜方向平移,但大小和形状基本不变。     

基于四参数流变模式的套管下放速度分析

固井下套管作业中,井底压力平衡与波动压力的大小密切相关。套管下放速度是影响波动压力的主要因素,因此确定合理的套管下放速度,对安全固井具有重要的意义。基于下套管工况,以先进的四参数流变模式为基础,利用窄槽模型,根据井筒流体流动的连续性和相应的边界条件,得出窄槽模型下的环空流量,以此流量与常规模型下得到的流量相等为条件,建立套管最大安全下放速度计算模型。模型验证结果显示,该模型计算的套管安全下放速度与实例井套管下放速度误差在10% 以内,表明该计算模型具有一定的精度,可以为现场固井下套管作业提供参考。     

基于赫巴流体的薄弱地层套管下放速度预测

井筒压力波动是钻井过程中不可避免的潜在安全隐患。特别是固井环节,在薄弱地层,套管下放速度过快,很容易压漏地层,因此薄弱地层固井环节套管下放速度的控制显得尤为重要。文中以赫-巴流变模型为基础,计算井筒激动压力,在薄弱层段,以钻井时最大循环压耗与静液柱压力之和来代替下套管时有效液柱压力最大值,建立了新的套管安全下放速度计算模型。实例验证,误差为8.6%,表明该模型在薄弱地层具有较高的计算精度,可以为现场薄弱层段下放套管提供一定的参考。     

水下井口套管悬挂器偏磨事故预防技术

为了防止半潜式钻机施工过程中水下井口套管悬挂器及其连接短节发生偏磨,破坏油气井的完整性,以海上高温高压探井M井钻井过程中?273.1 mm套管悬挂器及其连接短节发生严重偏磨事故为例,分析了作业时海况、钻井平台偏离井口的程度、隔水管挠性接头是否扭卡和套管悬挂器耐磨补心的内径等可能造成套管悬挂器偏磨的因素,结合有限元软件计算结果,提出了以精确监测钻井平台偏离井口程度和选用与套管内径一致的套管悬挂器耐磨补心为主的预防技术措施。M井填井侧钻及后续的11口井进行钻修井、弃井作业时,4台半潜式钻井平台在施工中严格采取相应的预防技术措施,套管悬挂器及连接短节未发生明显偏磨。现场应用表明,预防技术能够有效保护水下井口套挂悬挂器,保证油气井的完整性。      

新型导向尾管钻井技术

在深水环境下实施定向套管钻井技术时,套管很少能与井口头尺寸相匹配,做相应改造又大大增加钻井成本。而新型导向尾管钻井技术无需对钻机和防喷器进行改造,在尾管钻井的同时实现旋转导向,系统可承受大钻压及高扭矩,并可进行BHA更换操作而不用起出尾管,提高了施工作业效率,为深水钻井作业、部分老井加深、深井延伸困难等问题提供了一种有效的解决方案,也为套管钻井技术的大规模应用奠定了基础。现场应用结果表明,导向尾管钻井激素的机械钻速与常规钻井速度相当,导向效果令人满意。     

深水表层钻井套管层次简化技术研究

深水表层钻井套管通常包括表层导管和表层套管2层,目前表层导管基本采用喷射法施工,表层套管需要进行固井作业,表层总体作业工期长、成本高。为适应当前低油价形式,进一步控制成本,通过采用设计的特殊接头实现将表层导管和表层套管2层合为1层套管柱,实现简化后的套管柱能够满足井口抗弯和承载力的需求,通过技术创新提出深水表层钻井套管层次简化方案,该方案能够满足高低压井口头连接和工艺实施要求。工程实例中,由于工序的简化,作业工期可由常规作业方式的6 d缩短至3 d,作业费用降低50%左右。该技术有效地缩短了作业工期,降低了作业成本,降本增效效果明显,为深水表层钻井作业优化提供了新的思路。     

水下释放塞注水泥工艺关键技术

浮式钻井装置水下井口系统注水泥工艺存在套管胶塞如何安放、安放位置如何选择、套管胶塞如何释放及如何适应水下井口系统等技术难点。针对该技术难点,通过分析水下井口系统的结构和工作原理,并对浮式钻井装置研究和实践,形成了浮式钻井装置技术套管和生产套管配套注水泥工艺,即水下释放塞注水泥工艺。分析了该工艺的原理、工具组成、施工中可能的风险点、工艺优化及发展趋势,介绍了现场应用中的技术准备、施工步骤及应用效果。研究表明,水下释放塞注水泥工艺可操作性强、连贯性好、稳定性高,满足浮式钻井装置钻井工艺需要,可解决水下井口系统注水泥工艺遇到的难题。      

海底浅部地层性质对深水钻井井口稳定性的影响

为了解深水海域海底泥线以下的浅部地层强度对深水钻井水下井口及其以下套管柱的支撑作用的大小,通过理论分析建立了软土工程性质与水下井口竖向和横向稳定性之间的关系,并对影响水下井口稳定性的相关规律进行了研究。结果表明,黏性土的不排水抗剪强度和黏着系数、砂性土的内摩擦角和水下容重对水下井口竖向稳定性的影响都很大;水下井口横向稳定性主要受海底较浅部土层性质的影响,黏性土的不排水抗剪强度和砂性土的内摩擦角对井口横向稳定性影响最大。选择海底地层强度大的位置进行钻井作业、作业前进行海底浅部地层数据取样、合理确定相关计算参数等措施可以提高水下井口的稳定性。     

深水钻井平台钻机大钩载荷计算方法

在浅水平台钻机大钩载荷计算方法基础上,针对下隔水管与防喷器、下套管以及起下钻等作业工况,基于弹性杆振动理论,给出了合理确定深水钻井平台钻机大钩载荷的计算方法.以某深水钻井平台设计工况为例,确定了3000m水深、10000m井深条件下所需的大钩载荷,讨论了平台升沉运动幅值、运动周期以及钻井泥浆密度对钻机大钩载荷的影响,所获得的结论可供深水钻井平台设计和深水钻井作业参考.     

基于隔水管受力分析的深水钻井平台防台风措施优选

针对深水平台作业中遭遇台风平台需要优选紧急避航路线的问题,利用有限元分析方法建立了隔水管拖航过程的力学模型,简化波浪和海流作用,得到了软、硬悬挂隔水管长度与许用最大速度关系,制定了深水钻井平台3种防台措施,并给出平台与台风最不利位置计算模型,以某浮式钻井平台紧急防台为例优选防台措施。力学分析表明:隔水管的最大应力和最大弯矩位置出现在近海面处;浮块数量增加,隔水管顶部最大转角会限制平台的最大航速;隔水管较短的情况硬悬挂方式有更快的航速,反之,软悬挂方式最大许用航速大。防台措施表明:根据最不利位置计算模型,可以快速计算出符合的防台位置和防台措施,根据安全和再作业等情况优选出最佳航行路线。     

塔河油田套管坐挂异常原因及对策分析

在钻井施工中,套管头安装是井控设备安装的基础工序,而套管坐挂又是套管头安装过程中重大的隐蔽工程,安装后难以进行检维修。近几年随着塔河油田的快速发展,每年都有3～4口井因套管坐挂问题导致套管头主副密封试不住压,通过对近几年塔河油田套管坐挂异常情况进行统计,认真分析了套管坐挂异常的原因和处理措施,给出了套管坐挂的推荐方法,并提出了预防措施,对其它油田深井和超深井进行套管坐挂作业提供了可借鉴的处理经验。     

深水钻井动力定位平台允许漂移范围分析

目前深水钻井动力定位平台允许漂移范围计算需委托国外专业公司分析,且计算过程保密、结果考虑不全面,在分析了南海深水钻井动力定位平台作业风险和平台漂移警戒区划分的基础上,基于深水钻井平台隔水管系统挠性接头和伸缩节物理极限、平台应急解脱程序和作业经验分析,建立了深水钻井动力定位平台允许漂移范围实用计算方法,该方法可对平台极限解脱、红圈、黄圈和绿圈允许漂移范围进行全面的计算,已在国内外多个深水钻井平台数十口深水井得到了成功应用,保证了深水钻井动力定位平台的作业安全。     

深水钻井送入管柱轴向受力分析

基于深水钻井表层导管喷射作业和表层套管固井作业工况分析,提出了深水钻井送入管柱轴向受力计算模型,其中表层套管固井工况为送入管柱轴向受力最危险工况,送入管柱尺寸的选择应根据作业水深和工况进行校核分析,以保证作业安全。     

深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

深水表层土壤松软,导管通常采取喷射的方式下入,井口径向稳定性能薄弱,尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下,水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性,针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象,进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析,结合现场作业实践,提出了防止井口下沉的方法,并且在作业实践中得到了成功应用,提高了水下井口径向载荷的稳定性,有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行,保证了深水钻井的安全性。     

考虑温度影响的水下井口疲劳损伤计算方法

水下井口系统与隔水管系统共同构成连接平台与地下油藏的通道。钻井、完井、修井作业过程中泥浆循环导致井筒温度发生变化，并且平台运动、波浪等产生的循环动载荷通过隔水管作用于水下井口，造成水下井口疲劳损伤。首先建立深水井筒温度场计算模型，将温度场计算得到的井筒温度分布施加于水下井口精细有限元模型，采用局部等效方法得到水下井口的等效梁模型，把等效梁模型作为子模型代入隔水管-井口耦合模型中进行水下井口动态响应和疲劳损伤计算，研究泥浆循环作业过程中井筒温度对水下井口疲劳热点处疲劳损伤的影响，并研究不同水泥环返高对水下井口疲劳损伤的影响。结果表明，对于水泥环返高无缺陷的水下井口，50 h内不考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在导管接头处，其值为1.00×10^-2；考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在套管接头处，其值为3.59×10^-2。当水泥环返高缺陷分别为-2 m和-5 m时，与水泥环返高无缺陷相比，套管（接头和焊缝）的疲劳损伤减小，而导管（接头和焊缝）的疲劳损伤增加，最大损伤均发生在套管接头处，其值分别为3.55×10^-2和3.48×10^-2。