深水油气井关井期间井筒含天然气水合物相变的气泡上升规律研究

深水油气井关井期间天然气水合物的生成会导致气泡迁移滞后,影响钻井安全作业周期,为此利用室内垂直圆筒模拟深水井筒环境,实验研究了甲烷气泡表面水合物膜生长特性,提出了考虑自然对流传热的水合物横向生长模型及水合物膜厚度预测方法;分析了水合物气泡变形率与莫顿数、拖曳力系数及雷诺数之间的相关性,据此建立了关井条件下井筒中含水合物相变的气泡上升速度综合预测模型,并对南海某井的安全作业周期进行了预测和分析。通过实验和模拟分析发现,建立的自然对流传热模型对水合物膜横向生长速率和厚度具有较高的预测精度;水合物气泡的变形率随莫顿数增大而减小,拖曳力系数随雷诺数增大先减小然后逐渐增大,并拟合得到了气泡变形率、拖曳力系数计算公式。研究表明,气泡表面水合物的生成显著降低了气泡的上升速度,延长了安全作业周期,但气体到达海底井口后水合物堵塞风险增加,现场应根据关井时间采取针对性的井控措施。      

气藏水平井钻井液密度附加值研究

针对气藏特别是高产气藏水平井钻井过程中钻井液密度附加值是否需要提高的问题,在分析研究了气体侵入井筒后井底压力降低情况和钻井液密度变化对侵入井筒气体上升速度的影响后,从储层类型、井的类别、井型、井深等多方面探讨了气藏水平井钻井液密度附加值的确定方法和影响因素。结果表明,气藏过平衡钻井过程中是否会发生井喷主要取决于对地层压力的预测准确与否,而不在于钻井液密度附加值的大小,因此没有必要在气藏钻水平井就增大钻井液密度附加值;对于深井、超深井,钻井液密度的增加会引起气体上升速度的加快,反而缩短井控反应时间,因此钻井液密度附加值的确定应综合考虑储层类型、井的类别、井型、井深等多方面的因素。     

全过程欠平衡钻井套管阀承压预测

井下套管阀是实现全过程欠平衡钻井的核心工具和技术。在气侵情况下,套管阀关闭后,套管阀以下井筒钻井液停止循环,气体由于重力分异作用而滑脱上行,使套管阀承受压力。阀底承压大小直接决定套管阀地面开启作业方式。基于气液两相水力学理论,针对套管阀关闭后气体侵入的特殊流动现象,建立了井筒多相流计算模型,利用数值迭代法对模型进行了求解,计算了钻井液密度、套管阀下入深度等参数变化对套管阀承压影响,为井下套管阀地面开关操作提供施工参数。     

深水钻井气体沿井筒上升的膨胀规律

深水钻井井筒温度场与陆地钻井井筒温度场不同,而气体沿井筒上升的膨胀规律与温度密切相关,为了更好地进行深水钻井井控,需要求出深水钻井井筒温度场,并在此基础上分析深水钻井过程中气体沿井筒上升的膨胀规律。根据能量守恒定律和真实气体状态方程建立了深水钻井井筒温度场和气体膨胀计算模型,并利用所建立的模型分析了深水钻井时气体沿井筒上升的膨胀规律:气侵发生在井底时,循环期间的气体膨胀明显大于非循环期间的气体膨胀,井深越深两种工况的差别越明显;无论是循环期间还是非循环期间,钻井液密度越小,气体膨胀越明显;气侵发生在隔水管底部时,非循环期间的气体膨胀大于循环期间的气体膨胀,与气侵发生在井底情况相反;气侵速度一定,溢流到达某井深时,非循环期间的溢流体积比循环期间的大。     

寄生管充气钻井环空多相流流动特性研究

针对寄生管充气钻井技术的特征,选用Hasan多相流计算模型,确定了井筒环空的流型和压降计算方法,给出了编程求解的计算流程。利用新疆某充气欠平衡井的数据进行计算,对井筒压力、流型变化、含气体积分数随注气量、钻井液排量、井口回压的变化规律进行了研究。在寄生管充气钻井的过程中,井筒环空压力随注气量的增大而减小,随钻井液排量的增大而增大,随井口回压的增大而增大。井筒环空中的含气体积分数随注气量的增大而增大,随钻井液排量的增大而减小,随井口回压的增大而减小。井筒环空中的流型转换点随注气量的增大而下移,随钻井液排量的增大而上移,随井口回压的增大而上移。     

煤层气水平井PE筛管完井用泵送工具推进力研究

针对煤层气水平井现场作业工况，为优化设计聚乙烯塑料筛管（PE筛管）完井用泵送工具参数，提高PE筛管的泵送效率，利用CFD数值模拟方法开展了钻井液性能参数、钻杆和泵送工具参数对泵送工具推进力影响的研究。结果表明，泵送工具承压抬肩处的流体压力为正压，引导头表面的流体压力为负压，二者方向相反，合力为泵送工具前行提供动力；泵送工具推进力随钻井液排量、黏度和密度增大呈增大趋势，但钻井液排量和密度对推进力的影响远大于钻井液黏度对推进力的影响；泵送工具的推进力随着泵送工具与钻杆内壁之间环空间隙增大先快速减小后缓慢减小，随泄流孔直径增大呈线性减小的趋势，环空间隙对推进力的影响远大于泄流孔直径对推进力的影响。室内研究与现场应用表明，该泵送工具能产生足够大的推进力，能满足PE筛管完井的现场作业要求。      

不同黏度钻井液脱气效率实验

准确检测钻井液内烃类气体含量是发现和评价油气显示的重要方式之一,然而钻井液黏度对检测结果存在很大影响。借助钻井液高温高压旋转模拟装置,进行了不同黏度钻井液的脱气实验,回归了不同黏度钻井液脱气效率图版及方程,建立了不同黏度钻井液校正系数图版及方程,可对现场测取的钻井液内烃类气体体积分数进行实时校正,有利于油气显示的及时发现和准确评价。     

碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价

以塔中顺南地区碳酸盐岩储集层为例,分析碳酸盐岩储集层钻井井涌特征,建立井涌风险定量评价方法,并进行算例分析。依据钻井地质资料,分析塔中顺南地区碳酸盐岩储集空间特点与气体侵入井筒机制,发现储集层裂缝及孔洞发育,气体主要以压差与气液置换方式侵入井筒。综合考虑气体侵入井筒机制、气体在井筒中运移规律和井筒温度-压力场,并引入井筒气相体积分数密度函数,建立了井涌风险定量评价方法和井控风险分级方法。算例分析结果表明:可采用施加井口回压法判定井底气体侵入方式;碳酸盐岩储集层孔缝洞发育特征和酸性气体对井筒气相体积分数影响较大,易引发难监测、高强度井涌;井深、井径、钻井液密度、钻井液排量、钻井液黏度和钻速对井涌风险的影响依次减弱。     

春光油田井筒掺稀降黏稠稀油动态混合流动特征研究

稠油在举升过程中随着井筒温度的降低,原油黏度不断上升,流动性变差,举升难度变大。掺稀能降低井筒原油黏度,有效减小举升摩阻,是井筒降黏的常用工艺。根据春光油田现场掺稀降黏工艺流程,建立稠油降黏井筒流动室内评价装置,模拟了套管掺稀举升过程中稠稀油的动态混合过程;实验测定了管流阻力的随注入速度及含水率在不同温度条件下的变化特征,模拟了不同掺稀比例条件下的黏度变化和降黏率,形成了一套油井产液量与出油温度、掺稀比例对应关系图版,为井筒掺稀降黏工艺的现场应用提供了依据。     

深水浅层钻井液水合物抑制性能优化

深水浅层地质条件复杂,土质疏松、作业压力窗口窄、海底泥线温度低、井筒内易生成水合物,钻井液面临着井壁稳定、低温流变性调控难度大以及环境污染等问题,钻井安全作业风险高。为此,以南海某深水井浅层钻井为研究对象,总结分析了深水浅层钻井液应用现状,建立了深水浅层钻进ECD计算模型和井筒温度场计算模型,分析了深水浅层钻井期间的井筒温度场分布规律和水合物生成风险,结合数值模拟和室内实验,进行了浅层钻井液体系水合物抑制性能优化。研究结果表明,建立的深水浅层钻进ECD计算模型和井筒温度场计算模型,与实测数据对比模型计算平均误差小于8%;计算得出深水浅层钻进期间井筒水合物生成区域范围随着钻井深度的增加逐渐减小,但钻进准备期间及钻进初期,井筒内仍存在水合物生成风险;常规半防钻井液体系优化为HEM+14%NaCl+6%KCl,可满足正常钻进期间作业需求。结论认为:通过深水浅层钻井液体系优化,可以减少钻井液体系中水合物抑制剂的加入,简化钻井液配方,降低钻井成本,提高作业效率,为深水油气钻探钻井液设计提供指导。      

深水浅部水合物储层水平井井筒温度计算模型

利用水平井开发水合物储层具有动用范围大,产气速率高,经济效益高的特点,但由于井下温度的变化,水合物易在钻井时发生分解,诱发井壁失稳。基于南海神狐海域储层和钻井基本参数,研究了水平井钻井过程中井筒热量传递过程,构建了泥浆循环过程中井筒温度剖面计算模型,研究了地面泥浆排量、密度、初始温度、水平位移等参数对井筒温度场的影响规律。研究发现:泥浆注入排量是影响井筒温度剖面的主要因素,而泥浆密度则是次要因素;水平位移越大,井筒内泥浆与地层的热传导越充分。该研究成果可为南海神狐海域水合物储层水平井试采时泥浆参数和井身结构设计提供参考依据。     

KCl/NaCl/CPI复合盐阳离子聚合物钻井液在南海大斜度井段中的应用

为改善南海东部惠州25-8油田大斜度井因泥岩水化造浆而引起的井壁失稳和钻井液增稠影响携砂的问题,在现有成熟PLUS/KCl钻井液的基础上开展复合盐阳离子聚合物钻井液研究,对钻井液配方进行了优化,评价了优化后钻井液的流变性、抑制性、封堵性和润滑性,并在惠州油田进行了现场应用。结果表明,复合盐阳离子聚合物钻井液配方中,无机盐类抑制剂KCl和NaCl的适宜加量为3%和12%、有机阳离子聚合物抑制剂PF-CPI适宜的加量为2.0%。该钻井液抑制性强,防膨率高达93.32%,钻屑回收率87.56%;受到钻屑侵污后的钻井液流变性能波动小,仍具有较低的黏度和合适的切力,有利于大斜度井携砂;封堵性和润滑性均优于PLUS/KCl钻井液体系。现场应用2口井,钻井液流变性良好,平均起下钻速度提高,钻井过程顺利,无复杂情况发生。复合盐阳离子聚合物钻井液可改善南海大斜度井起下钻阻卡的问题。     

深水表层导管喷射钻进过程中钻井液排量优化研究

通过喷射法下表层导管模拟试验,综合分析了深水表层导管喷射钻进过程中钻井液排量对钻进速度、表层导管承载力及钻井液携砂能力的影响规律,并在此基础上提出了钻井液排量优化方法。本文研究成果已在我国南海荔湾、流花,西非,以及赤道几内亚等深水钻井实践中取得了成功应用,经济效益显著。     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。     

深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用

深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂、钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD)难以准确预测。为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度、流变参数与温度、压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响、海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD计算模型进行完善。研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD越高。利用模型对南海ST362-1d井进行实例计算,ECD模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%。该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值。     

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

集合预报在深水钻井平台避台气象保障中的可行性探讨

热带气旋在夏、秋两季对我国南海海域钻井平台的袭扰,往往影响了海上油气勘探开发的正常进度,因此准确有效的避台气象预报显得十分必要.本文以南海某深水钻井平台针对热带风暴“海葵”的数值预报为例,对比分析集合预报与确定性预报在不同避台阶段的预报路径和强度,并在此基础上探讨热带气旋长期和中长期集合预报在深水钻井平台避台预报中的可...     

空气钻井安全钻进特性分析

空气钻井技术被钻井界认为是提高钻井速度、缩短钻井周期的一项实用性技术。与常规钻井液钻井技术相比,空气钻井在提高机械钻速、避免地层伤害、避免地层漏失方面具有明显优势,在控制地层压力、地层流体流入能力等方面存在不足。总结出了影响空气钻井安全钻进的“十大”因素,即井眼清洁、地层出水、井眼稳定、井下着火和爆炸、井斜控制、井控问题、气侵早期监测、钻具的腐蚀及冲蚀、钻具断裂和钻井液转换,并对上述因素进行了详细的分析。普光气田空气钻井实践证明了空气钻井技术的优势,但同时也暴露出一些问题。只有全面理解和掌握了空气钻井技术,才能充分发挥其优势和潜力,加快普光气田及周边区块的勘探开发步伐。     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。     

深水钻井增压管线开启判别及参数优化研究

深水钻井过程中钻井液从套管环空返至隔水管段时,由于隔水管段环空尺寸突然增大,钻井液流速降低,携岩效率下降,从而导致钻井事故的产生,而深水区域目的层压力窗口非常小,难以通过增大海上平台钻井泵排量的方法来提高隔水管段携岩效率.鉴于此,基于井筒流动与传热理论,考虑钻井液流变性随温度变化特性,提出了深水钻井增压管线开启判别方法...