连续管水平井钻磨作业力学分析

连续管在水平井钻磨作业时,易发生屈曲变形而使轴向力传递效率降低,严重时可能由于轴向力降为0而发生自锁。在充分考虑屈曲、摩擦、弯矩、内外液体阻力等因素的影响下,建立了连续管在水平井钻磨作业过程中的力学模型,并分别推导出直段和弯曲段有效轴向力、接触力和摩阻力的数学模型。由所得的理论模型计算可知,连续管失稳屈曲类型主要是螺旋屈曲;改变连续管初始端的注入力大小对最大注入深度和增加钻压几乎没有影响,而不同管柱尺寸对等效轴向力分布影响很大。研究结果对连续管现场作业有借鉴意义。     

连续管水平井作业下入深度计算及应用

针对连续管水平井作业易产生螺旋屈曲,通过设计一种用于连续管在水平井作业时的摩阻计算方案以确认连续管的最大下入深度,保证连续管作业安全。青海油田按此摩阻计算方案优化设计连续管水平井作业下入深度,成功应用了14井次,施工类型包括:氮气泡沫冲砂、钻磨、测井、射孔、开关滑套等。现场应用结果表明,在连续管作业前进行下入深度预测和优化连续管材选择,可有效预防作业事故的发生,保证了连续管作业安全。     

页岩油水平井连续管底封拖动压裂难点与对策

连续管拖动压裂作为页岩油藏压裂增产的主体工艺之一,为了解决长水平段水平井压裂改造过程中面临的连续管下入自锁、压裂封隔器坐封困难、喷射阶段封隔器频繁解封等难点。文章通过对连续管拖动压裂作业中摩擦系数实验测试、软件模拟工具受力分析和射孔过程套管回压精确计算等方法,针对连续管下入自锁问题提出了利用金属降阻剂和环空泵送压裂工具延长连续管下深的方法,针对压裂封隔器坐封困难问题采用环空泵送辅助封隔器坐封,通过精确计算射孔阶段需要控制的套管回压,有针对性地预防封隔器频繁解封的问题。现场实践表明,上述措施能有效解决水平段2 000 m以内的底封拖动压裂过程连续管技术难题,为后续鄂尔多斯页岩油规模化开发提供技术支撑。     

连续管在水平井井筒中的力学模拟试验系统

为了更好地了解连续管在井下的力学行为,针对不同的井身结构并考虑水平井在内的全井段模型,开展了连续管井下力学试验研究。试验考虑相似原理设计和现象观察,初步采用钢丝模拟连续管,用有机玻璃管模拟井筒。拟采用人工记录和计算机数据采集系统相结合的方法记录试验数据。试验结果表明,试验系统能够较完整地模拟连续管在井筒内的屈曲、屈曲锁死、井口屈服和解除屈曲;在试验台架能力范围内,井筒的弯曲段部分仅发生平面正弦屈曲,不发生螺旋屈曲;解除屈曲过程首先释放首端轴向力,直到首端轴向力小于等于末端轴向力时,随着首端轴向力的进一步释放,末端轴向力才同步释放。     

基于试验的连续管下入特性研究

连续管在井下受力复杂,其在下放过程中因受到重力、液体阻力、弯矩和扭矩等各种载荷以及温度、压力等环境因素的共同作用容易发生屈曲变形,因此研究连续管的下放特性对于选择合适的连续管尺寸和首端注入载荷具有非常重要的意义。在已有试验数据和试验现象的基础上,使用微元法得到竖直管段中钢丝轴力的传递公式,由于弯曲段中钢丝基本只发生正弦屈曲,通过不同钢丝在弯管轴力传递情况对比,确定了弯曲管段中钢丝绳正弦屈曲的幅值为2。依据试验现象对现有末端自由的螺旋屈曲接触力公式进行修正,得到了符合工程实际的全管段轴力传递模型。根据得到的轴力传递模型,进行了实际连续管下入深度计算分析,分析了不同尺寸的连续管在不同管线内壁摩擦因数下的最大下入深度。研究结果对连续管井下力学行为的进一步分析具有一定的参考意义。     

连续管水平井作业下入深度计算及应用

针对连续管水平井作业易产生螺旋屈曲,通过设计一种用于连续管水平井作业时的摩阻计算方案以确认连续管的最大安全下入深度。青海油田按此摩阻计算方案优化设计连续管水平井作业下入深度,成功应用了14井次,施工类型包括氮气泡沫冲砂、钻磨、测井、射孔和开关滑套等。现场应用结果表明,在连续管作业前进行下入深度预测和优化连续管材选择,可有效预防作业事故的发生,保证了连续管作业安全。     

扭转式机械振荡器的研制与应用效果评价

为了解决连续油管在长水平井段因螺旋变形而自锁无法下至预定深度的问题，利用弹簧蓄能和齿形交错结构，研制了一种扭转式机械振荡器并分析了其结构及工作原理。基于冲击动力学理论建立了工具冲击载荷的计算模型，结合管柱的螺旋屈曲摩阻模型，计算了不同管柱结构下连续油管在水平段的极限推进深度，最后开展了页岩气井的现场试验。计算结果表明，安装扭转式机械振荡器后，同工况下推进深度相对光管柱提高了94.7％，相对安装水力振荡器的管柱提高了78.1％，极限推进深度可达2 700ｍ以上。现场应用验证了连续油管极限推进深度理论计算的准确可靠性，并且表明该工具设计合理，可极大降低管柱间的摩擦力，有效解决连续油管在长水平井段的自锁问题，增加其在水平井段的推进深度。     

超短半径水平井液压驱动非金属完井筛管下入长度计算

针对超短半径水平井完井筛管下入过程中摩阻限制了完井筛管下入长度的问题,提出了超短半径水平井液压驱动完井管柱下入技术,设计了由内到外依次为导向管、液压驱动管、非金属完井筛管的完井管柱结构,完成了配套工具设计,建立了管柱力学-液压耦合模型。基于某深层煤层气超短半径水平井井身结构数据,应用管柱力学-液压耦合模型进行了数值计算,结果表明相同条件下液压驱动完井管柱下入长度为常规技术完井管柱下入长度的17倍。对数值计算结果进行了多因素正交分析,结果表明完井管柱结构和非金属复合连续筛管与井筒间摩擦系数是对液压驱动完井管柱下入长度影响最大的两个因素。优选了两种适用于不同条件的超短半径水平井液压驱动完井管柱结构,最大下入长度分别为381,655 m。研究结果可为超短半径水平井液压驱动非金属复合连续筛管完井技术提供理论支持。     

高强度CT110连续管环焊对接工艺

为了满足连续管在超长水平井中的作业需求，延长连续管使用寿命，解决连续管下入深度不足的问题，针对CT110钢级Φ50.8 mm×4.0 mm连续管，设计了合理的环焊对接工艺，并进行了焊接接头的检测评价。结果表明，该工艺下焊接接头的强度可达835 MPa以上，疲劳寿命达到母材的36%～50%，并具有良好的塑性及抗内压等力学性能，可满足现场施工需要。现场采用该焊接工艺，将两盘长度为4 500 m、规格为Φ50.8 mm×4.0 mm的CT110连续管进行对接后在长庆油田某井中完成了水平井通洗井作业和首段射孔作业，均取得了良好的效果。     

长水平段水平井延长管柱下深技术研究与应用

针对长水平段水平井套管内作业过程管柱自锁、下深有限的问题,重点围绕组合管柱加重与降阻进行攻关,开发了小接箍加重管和金属减阻剂,统计回归了组合管柱设计原则,应用水平井管柱力学分析软件进行优化,形成了页岩油长水平段水平井延长管柱下深技术。现场应用结果表明：该技术可有效提高长水平段水平井套管内井筒作业效率,延长管柱下深效果明显,解决了长庆油田4000m以上长水平段水平井井筒作业难题。     

诱发扭矩下连续管螺旋屈曲研究

连续管在受到首端压力时会发生屈曲,并在随后的行进过程中产生诱发扭矩,诱发扭矩可能影响油管形态进而影响实际钻井和完井过程,研究诱发扭矩对连续管在井眼中行进非常必要。在假设连续管初始形态为正弦形态、受外部载荷作用后由正弦屈曲变成螺旋屈曲形态的基础上,推导了水平井中考虑诱发扭矩影响后的连续管螺旋屈曲新公式,并通过计算和分析钢丝屈曲试验数据发现,考虑诱发扭矩影响后微分方程结果退化后与只考虑轴向载荷的相关文献的结果一致,表明诱发扭矩对连续管螺旋屈曲行进无影响。分析了试验中螺旋反转次数和理论上螺旋反转次数不同的原因。研究结果对于理解管柱井下力学行为、改善管柱轴力传递具有一定的参考意义。     

积液气井连续管注氮排液工程参数分析

积液气井连续管注氮排液过程中,为了优选注氮排量、注气深度、连续管尺寸及下入速度等参数,基于气液两相流动压降理论及临界携液模型,建立了连续管注氮排液算法模型,从临界注氮排量、井底压力、注氮泵压3个方面对注氮排液参数进行分析,研究了最佳注氮排量范围及排液参数对井底压力和注氮泵压的影响规律。研究结果表明：随着注氮排量的增加,满足临界携液的井筒段增大,对应的井底压力先降低后增大;增大注气点深度、减小连续管下入速度、减小连续管外径均可以获得更低的井底压力;积液黏度仅对泡状流等含连续液相的流型的压降影响较大,对雾状流等含连续气相流型的压降影响较小;连续管外径的改变对泵压的影响最为显著。研究结果可为连续管注氮排液参数的选择提供理论依据。     

水平井连续油管下放速度对下入深度影响规律分析

连续油管在水平井作业中,特别是水平段下放过程中,由于连续油管质量轻、弯曲刚度低、环空间隙大等因素,使得连续油管轴向力传递效率下降,水平段下放深度受到限制,由此而产生的作业失效时有发生。连续油管在下放过程中不仅受到自重力和屈曲变形引起的接触摩阻力,还受到液体摩阻力、键槽或台阶产生的局部机械阻力。在现场作业中,通常采用变化下放速度来克服局部机械阻力,从而提高连续油管的下放速度。但过大的下放速度会增加流体阻力,导致油管屈曲;另一方面,遇阻时产生的冲击载荷会导致连续油管损坏和作业失效。采用间隙元理论,考虑了连续油管与套管的接触摩阻力、管内外液体阻力、环空间隙以及下放速度等因素,建立了水平井连续油管下放过程的力学模型,分析了油管下放速度及环空间隙对管柱的受力变形影响,得出常规连续油管可下放的水平段极限深度,为确保连续油管在各种作业中的顺利下放提供理论依据。     

大位移水平井完井管柱力学分析研究

采用管柱动力学的原理和方法建立了可用于大位移水平井生产、作业管柱的设计与校核方法;编制了井下管柱力学分析软件.在大港油田大位移水平井(张海502FH井)现场试验效果表明,该项技术能较为准确地预测管柱起下过程的井口的动态载荷和管柱受力剖面,确定不同的管柱组合在特定的井筒中的最大下入深度,可以用来设计、校核大位移水平井的生产与作业管柱.     

深海垂直管中管载荷传递模拟分析

连续油管技术以其独有的特性被广泛应用在海洋油气工程的各个领域。由于连续油管刚度较小,且海洋环境复杂,在下入海洋立管过程中容易引起海洋油气管道的事故。因此需要对连续油管在海洋立管中的力学传递特性进行研究,以保障作业的安全性和可靠性。通过Abaqus软件建立连续油管下入海洋垂直立管的有限元模型,分别进行了海洋立管在固定边界和浮动边界下连续油管注入过程的模拟。分析结果表明:在同等条件下,海洋立管在固定条件下,连续油管的轴向载荷大于同等位置时海洋立管在浮动条件下的连续油管轴向载荷;当注入力超过2倍螺旋屈曲临界载荷时,海洋立管在固定边界条件下,连续油管轴向载荷传递效率高于海洋立管在浮动边界条件下连续油管轴向载荷的传递效率。     

基于J形铺管法局部屈曲校核及敏感性分析

针对以自然悬链线模型为基础建立的J形铺管局部屈曲失效评价公式的局限性,引入Winkler地基的建模思想对其进行改进,将整个悬跨段分成2段,在接近TDP点附近的大变形段考虑刚度因素,采用大变形梁理论进行分析,在远离TDP点的悬跨段沿用自然悬链线算法,得出了更准确的失效评价公式。通过MATLAB对比计算,验证了分段模型的合理性。对J形铺管局部屈曲的敏感性参数进行对比分析,得到以下结论:(1)分段模型的弯矩连续,弯矩最大位置靠近海床,水深接近铺设最大深度,静水压力大,是容易发生局部屈曲失稳的部位;(2)当其他输入参数不变时,只改变铺设水深和铺设角度,都可以改变校核系数,随水深增加,管道会承受更高的局部屈曲失稳风险,初始缺陷的存在更会降低管道抵抗局部屈曲的能力;在局部屈曲不发生失稳的条件下,应选择大角度铺管;(3)静水压力是对管道局部屈曲失稳影响最大的因素,J形铺管时应优先选用大直径薄壁管,并选取合适的铺管角度以提高管道的抗屈曲能力。研究结果可为J形铺设的安全评估提供理论依据。     

水平井速度管柱排水采气技术研究与试验

苏里格致密气田水平井主体采用不动管柱压裂工艺,导致井筒中工具多,加之井斜大,使得泡沫排水、柱塞气举和提产带液等工艺无法有效实施,前期开展的速度管柱排水采气试验效果不佳。针对该技术难题,利用已有直井模型和新建的斜井段模型计算出了水平井最易积液的位置,明确了连续管最佳下入深度,研发了适合水平井的双重密封悬挂器,并专门设计了内嵌式堵塞器,成功解决了连续管在大斜度井段无法带压下入的问题。速度管柱排水采气试验中,油套压差显著降低,产气量增加0.54×10~4m~3/d,增幅为80%;产水量增加0.4 m~3/d,增幅为90%,排水采气效果显著。水平井速度管柱的成功应用不仅解决了该类井的排水采气问题,同时也为其他因井斜大导致工艺措施受限的问题提供了一种新的解决途径。     

射孔水平井流动与油藏渗流的耦合研究

建立了稳态流条件下的油藏渗流与射孔水平井井筒流动的耦合模型,分析了射孔完井水平井的变质量流特性.建立射孔水平井井筒模型时,考虑了壁面摩擦和射孔入流造成的附加压降,引入了新的摩擦系数.所建耦合模型把井筒分段,每段含有若干个孔眼,计算量较小.利用耦合模型通过实例分析了射孔参数对水平井产能的影响,其中射孔深度影响较大,其次是射孔密度,相位角影响较小.所建耦合模型为描述水平井流入动态、水平井完井设计提供了理论基础.     

用于多级压裂水平井的流体摩擦转向技术

对于现有的裸眼水平井,将一个开口未射孔的衬管下到水平井段底部附近。将该衬管挂在中间套管内,并且将衬管的顶部封隔起来。不要将衬管在原地固结。通过衬管泵入第一级压裂处理液并且使压裂处理液到达衬管末端外面,在水平井段底部附近产生一个裂缝。然后将射孔器在井下定位,以便在衬管内的下一个裂缝产生的位置射一个孔。射孔后,取出射孔器,以高注入速度泵入下一级压裂处理液。对于每一级处理重复这一过程,沿着水平井段使裂缝之间间隔一定距离。用高注入速度和流体摩擦压力降完成处理转向。为了优化所有转向参数并且增大进入每个新射孔孔眼…     

水平井井眼曲率对膨胀管通过性的影响研究

目前尚无学者针对井眼弯曲现象严重及井眼曲率大的水平井开展膨胀管的通过性影响研究。为此,基于膨胀管在水平井中的下入过程,在考虑膨胀管所受重力、浮力、摩阻、弯矩、剪力及流体作用力等的情况下,对膨胀管微元段进行了受力分析,建立了膨胀管下入载荷计算模型及井眼曲率影响下产生的附加轴力计算模型;在考虑膨胀管螺纹不同螺纹牙中径和轴向载荷等不同情况下,建立了膨胀管内、外螺纹连接强度条件。此外,运用所建立的模型分析了CA水平井井眼曲率对膨胀管通过性的影响。研究结果表明：将最小通过轴力和钩载进行对比可初步判断膨胀管的通过性;膨胀管内、外螺纹连接应力随曲率的增大而增大,且同一井斜角位置处相同曲率下的外螺纹连接应力均大于内螺纹连接应力;膨胀管可下入至CA水平井中的各井斜角位置处,但从井眼曲率和极限曲率的对比来看,膨胀管在下入过程中会受到破坏,分析结果与CA水平井的现场施工情况相符。所得结果可为大井眼曲率水平井下入膨胀管困难提供有效解决方案和理论依据。