钻井隔水导管临界载荷及弹性稳定性研究

从海上钻井实际出发,假定隔水导管为一端嵌固、一端铰支约束的典型受力杆件,根据能量守恒准则和弹性稳定性理论,推导出了在有端部集中载荷及自重均布载荷联合作用下其临界载荷的计算方法,并对不变刚度结构和变刚度结构两种不同组合形式的隔水导管的临界载荷进行了实例计算与分析。对于自升式平台钻井隔水导管,采用本文提出的模型及方法求解其临界载荷,这在原理上和技术上都是可行的;在现场作业中,采用本研究方法中的变刚度结构隔水导管组合形式是可操作的。这些研究成果对于进一步提高海上钻井作业的安全性以及合理使用现有设备和降低成本均具有一定的指导意义。     

渤海油田探井隔水导管整体力学特性分析

在海洋探井钻井过程中,隔水导管的强度及稳定性对于安全钻完井作业具有重要意义。文中介绍了渤海油田常规的探井井口结构,研究了海风、海浪、海流及海冰作用对钻井隔水导管强度及稳定性的影响,建立了探井钻井隔水导管的受力分析模型。应用通用有限元软件ANSYS建立了钻井隔水导管有限元计算模型,并且对钻井隔水导管及组合管柱结构进行了强度和稳定性校核。以渤海油田某探井为例。对25a-遇海洋环境条件下钻井隔水导管的强度及稳定性进行了计算与分析,研究成果能够为该地区今后的探井钻井作业提供科学依据和技术指导,从而保证海上钻完井施工作业的安全。     

渤海某油田隔水导管入泥深度研究

海上钻井隔水导管连接海上钻井平台与海底浅层土体,主要功能是隔离海水、形成钻井液循环通道。如果钻井隔水导管入泥深度下入过浅,将不能完全承受上部的井口载荷而导致在施工过程中井口的失稳、下陷等海上复杂事故,会造成很大的经济损失。如果隔水导管入泥深度下入过深,会使隔水导管用量过度增加而造成经济上的过多浪费。渤海某油田水深较深,海浪、海流和海冰等海况条件对钻井隔水导管强度和稳定性产生很大的影响。为了保障海上钻井施工的安全,对该地区钻井隔水导管入泥深度开展综合性研究,减少海上导管施工的盲目性和作业风险,降低海上钻井施工成本。     

海上延长测试过程钻井隔水导管力学特性

延长测试作业已成为海上油田获取产能参数、准确评价油气藏的重要手段。由于延长测试作业周期长且会遭遇恶劣海况,隔水导管稳定性是保证作业安全的关键因素。针对恶劣海况下隔水导管稳定性问题,从延长测试井井身结构特点入手,分析了延长测试过程中隔水导管受力特点,建立了隔水导管力学模型,得到在极限载荷条件下最大等效应力出现在水面附件,此位置的隔水导管是延长测试作业管柱危险点。结合东海海况条件和该井地质条件,设计了延长测试井隔水导管几何参数,利用有限元模拟软件ANSYS建立了延长测试过程隔水导管力学模型,并对模型施加环境载荷及约束,计算了导管力学特性,与现场测量值进行对比验证了所建立模型的可靠性。     

南海某油田隔水导管施工溜桩风险分析

隔水导管溜桩风险预测是近海钻井前期的一项重要工作,然而在实际研究中存在着诸多问题。为了实现安全高效钻进、准确控制钻井进程的目的,通过研究并优化打桩控制技术,提出了"海上隔水导管施工溜桩深度预测理论模型",其核心是准确确定海底土极限承载力、隔水导管管柱载荷分析以及对溜桩机理的研究,建立溜桩初期以及打桩时期的力学模型。该模型在南海某油田数口井的隔水导管施工作业中得到了成功应用,隔水导管施工预测深度范围与实际溜桩深度基本一致,为隔水导管施工风险评估提供了理论基础,确保了海上作业的安全性。     

风浪流作用下隔水导管强度及安全性计算

隔水导管的强度及安全性对于海上钻完井作业安全至关重要。将隔水导管下部入泥端简化为固支,上部约束简化为铰支,对隔水导管的轴向载荷和横向载荷进行了分析,研究了风、浪、流作用对隔水导管强度及安全性的影响。以渤海渤中34油田为例,对30年一遇海洋环境条件下该油田隔水导管的强度及安全性进行了计算与分析,其结果对于该地区海上工程设计和钻完井作业具有一定的指导意义。     

海上钻井隔水导管导向孔位置优化研究

随着水深的增加,强风浪流会对钻井隔水导管的稳定性产生巨大的影响,因此需要设置和安装导向孔及扶正块以减少隔水导管承受的疲劳应力和涡激应力,延长隔水导管的使用寿命。文中在考虑隔水导管结构自重及其他所有外界载荷的作用的情况下,建立了安装导向孔情况下的海上钻井隔水导管力学分析模型。利用ANSYS软件对工程实例进行了优化分析,分析结果表明,文中所提出的隔水导管及导向孔计算模型具备广泛的适用性,能够为实际工程施工和管理提供可靠的理论保证,并带来较好的经济效益。     

北部湾盆地勘探井小尺寸隔水导管技术

海上隔水导管设计直接影响到作业安全、工期及费用,在满足作业安全的前提下,如何设计合适的隔水导管来提高钻井速度、降低钻井成本是区域勘探井钻井的关键问题之一。基于边界约束条件,考虑作业海域水文气象季节性影响,建立了小尺寸隔水导管强度设计方法及稳定性分析,并进行了实际应用。结果证实,在北部湾海域非台风季节下作业,小尺寸隔水导管技术可以弥补常规?508 mm隔水导管设计工期长、费用高的问题,同时也能解决?508 mm×?339.73 mm变径组合隔水导管“盲替”固井方式的缺陷。该技术的成功应用,突破了传统常用的?508 mm隔水导管井口稳定需求的限制,为今后北部湾勘探井隔水导管设计提供了新的参考方向,也为后续勘探井可持续发展的安全高效作业奠定基础。     

海上油气井服役过程中隔水导管旋转原因分析

海上生产井在服役过程中井口发生旋转会对采油树、井口管汇以及油气生产带来严重的安全隐患和作业风险。针对海上某油田在服役多年后井口发生的旋转现象,从最外层隔水导管受力情况分析出发,对钻完井作业过程和生产过程中的各个阶段影响因素进行了分析,建立了钻井隔水导管在海流作用下产生扭矩的力学模型;考虑到油气井长期服役后隔水导管外侧会附着大量海生物现象,附着的海生物在海流作用下会对隔水导管产生更大的扭力,从而引起隔水导管的旋转。通过理论分析和有限元计算,建立了不同海生物附着条件下隔水导管旋转力的计算模型。利用建立的钻井隔水导管旋转力计算模型进行案例分析,进一步验证了理论模型的正确性和准确性。研究结果能够为海上隔水导管扣型设计、隔水导管连接方式和油气井服役过程中井口维护提供理论依据。     

陵水17-2深水气田开发钻井关键技术研究及应用

陵水17-2气田群为我国南海西部海域首次自营开发的深水高产大型气田,平均作业水深为1500 m。深水油气开发不仅需要克服恶劣的海上环境条件,而且面临浅部地层成岩性差、隔水导管及钻柱力学机制复杂、井控要求高等诸多技术难题。针对这些难题,采取周密的钻井技术措施,包括钻机能力评估、高精度水下定位系统、安全避让距离设计及定向井轨迹设计等,并重点应用隔水导管及水下井口稳定性分析、表层导管入泥深度校核、喷射钻进下表层导管等关键技术,安全高效地完成了钻井作业。陵水17-2项目顺利开发,进一步固化海上深水钻井安全高效的作业模式,为后续深水油气田的勘探和开发提供参考和借鉴。     

深水油气井表层导管下入深度计算方法

深水表层导管是深水油气钻井与生产的重要通道,是水下井口装置的主要持力结构,表层导管下入深度直接影响到水下井口的稳定性以及海上作业安全。基于表层导管基本功能和主要安装方法,针对不同海底的土力学特性,开展了钻入法和喷射法安装表层导管适应性及选择方法研究。基于油气井表层导管垂向受力分析,揭示了表层导管及上部井口载荷与表层导管外表面摩擦力之间关系,建立了钻入法和喷射法表层导管合理下入深度模型。从油气井表层导管横向受力分析出发,揭示了井口载荷、表层导管尺寸、表层导管钢级壁厚、表层导管出泥高度对水下井口稳定性影响规律,建立了水下井口出泥高度设计方法和计算模型。表层导管下入深度计算方法已在中国南海水深300~2 619 m的几十口深水井得到成功应用,该研究成果支撑了这些油气田的钻完井安全高效作业和后期油气生产安全运行。     

深水油气井表层导管下入深度计算方法

深水表层导管是深水油气钻井与生产的重要通道，是水下井口装置的主要持力结构，表层导管下入深度直接影响到水下井口的稳定性以及海上作业安全。基于表层导管基本功能和主要安装方法，针对不同海底的土力学特性，开展了钻入法和喷射法安装表层导管适应性及选择方法研究。基于油气井表层导管垂向受力分析，揭示了表层导管及上部井口载荷与表层导管外表面摩擦力之间关系，建立了钻入法和喷射法表层导管合理下入深度模型。从油气井表层导管横向受力分析出发，揭示了井口载荷、表层导管尺寸、表层导管钢级壁厚、表层导管出泥高度对水下井口稳定性影响规律，建立了水下井口出泥高度设计方法和计算模型。表层导管下入深度计算方法已在中国南海水深300~2 619 m的几十口深水井得到成功应用，该研究成果支撑了这些油气田的钻完井安全高效作业和后期油气生产安全运行。     

深水水合物钻井导管下深设计与地层安全承载研究

为保障深水天然气水合物开采的安全进行,降低钻井导管组合系统下沉和水合物地层失稳的事故风险,针对深水天然气水合物钻井作业过程中导管喷射到位解锁、表层套管固井和紧急脱离等3个阶段导管组合系统的下入深度设计与竖向承载力进行研究。结合桩基理论建立不同阶段作业工况下钻井导管竖向承载力的计算模型,确定不同作业阶段钻井导管的最小下入深度,然后基于TOUGH+HYDRATE和FLAC3D软件建立水合物地层稳定性数值分析模型,研究试采作业过程中水合物地层的稳定性,根据摩尔-库伦破坏准则,确定水合物地层的安全试采时间。以南海某天然气水合物喷射钻井作业为例,考虑浅层土壤的工程地质特征以及钻井作业过程中由于钻井液侵入导致水合物地层分解,给出导管安全下深设计的推荐值为98 m,为保证水合物地层的安全承载,建议水合物的安全试采时间不应超过60 d。研究结果可为深水天然气水合物钻井导管的现场作业提供技术参考。     

基于非概率可靠性的喷射导管下入深度设计方法

在深水探井设计中,由于钻孔取土壤样的费用高,设计导管下入深度时往往缺少所需的土壤参数,而海底土壤参数又存在较大的不确定性,此时采用确定性方法进行导管下入深度设计存在一定的难度和风险。为此,以区间分析方法和结构可靠性理论为基础,通过分析喷射下入导管的载荷,建立了喷射下入导管的功能函数,形成了一种基于非概率可靠性的喷射导管下深设计方法。通过实例对比了该设计方法与确定性导管下入深度设计方法的设计结果,发现该方法的设计结果大于确定性方法的设计结果。这说明,采用该方法设计导管下入深度可以保证导管系统安全可靠,而且有一定的安全余量。该方法克服了缺少土壤参数情况下确定性方法存在的不足,降低了对土壤参数的需求,有助于降低深水钻井作业成本,同时可以保证深水钻井作业安全。      

深水钻井导管水下打桩站立稳定性分析与建议

分析了钻井导管水下打桩安装工艺在施工过程中所面临的导管站立稳定性问题.由于国内未进行深水钻井导管水下打桩实践,关于导管海底站立稳定性问题的分析及优化设计的指导性文献较少.基于现有标准及国外已有实践,分析了现有几种导管站立稳定性分析方法的特点与适用性,剖析了导管稳定性的工况、载荷及关键影响因素.提出了导管站立稳定性分析方...     

新型北极冰区半潜式钻井平台及其系泊定位能力分析

为降低北极海上油气勘探开发成本,迫切需要适合北极作业的海洋工程装备。针对这一问题提出一种可以用于北极海上钻井作业的新型半潜式钻井平台概念。该平台采用6立柱双浮筒形式,平台立柱上部设计为倾斜形式以降低作用在平台上的冰载荷。为保证破碎后的海冰不影响钻井作业,平台设计立管防护装置和锚链防冰装置。分别对平台设计条件、主尺度、系泊系统设计情况进行介绍,并采用商业分析软件对平台在夏季和有冰季节的系泊定位能力进行分析。分析结果表明：该半潜式钻井平台可在北极夏季开阔水域和冬季海面结冰情况下进行钻井作业;平台可在1.0 m厚的海冰作用下保持作业能力,在1.5 m厚的海冰作用下保持自存能力;平台系泊定位能力满足北极钻井作业的要求。     

海上钻井隔水导管打入作业溜桩深度预测

目前桩体施工溜桩深度预测主要集中在大直径超长桩的打桩风险分析中,对海上隔水导管施工溜桩机理和深度预测缺乏研究,存在作业盲目性和风险性。通过对海上隔水导管施工中导管与平台几何关系分析、导管极限承载力计算和溜桩机理分析,提出了海上隔水导管施工溜桩深度预测理论模型。溜桩深度预测理论模型在我国某海域油气田数口井的隔水导管施工作业中得到了成功应用,施工预测深度范围与实际溜桩深度基本一致,为隔水导管施工风险评估提供了理论基础,确保了海上作业的安全性。