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。     

环空带压对深水水下井口疲劳损伤的影响规律

海洋深水油气井测试过程中,高温产液上返时会加热周围套管及多层套管环空内的液体,引起液体在密闭井筒环空中膨胀,产生环空带压。环空带压的存在会改变水下井口疲劳热点处的应力状态,进而对水下井口疲劳损伤产生不利影响,制约了深水油气井长期安全高效运行。为了给深水油气井的长期安全运行提供更加科学的指导,考虑环空液体物性参数、井筒环空液体热膨胀和环空体积变化的耦合影响,建立了水下井筒环空带压计算模型,采用迭代法对环空带压进行了求解,将获得的环空带压施加到水下井口有限元模型上,然后以高压井口头与表层套管的焊缝为研究对象,研究了环空带压条件下水下井口疲劳热点处的应力状态;在此基础上,分析了环空带压、水泥浆返高和高压井口头出泥高度对水下井口疲劳损伤的影响规律。研究结果表明：①环空带压的存在会加剧水下井口的疲劳损伤,压力越高,疲劳损伤越严重;②表层套管外水泥浆返高与泥线的距离越大,水下井口的疲劳损伤越小;③高压井口头出泥高度越大,水下井口疲劳损伤越大。结论认为,有效地控制水下井口的环空带压与合理地设计井身结构,有助于减少水下井口的疲劳损伤。     

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。      

套管外补接技术在水下井口的应用

南海东部某区块采用水下井口开发，完井阶段对井筒完整性测试时，发现套管存在泄漏点；采用封隔体（RTTS）确认漏点位置，进一步采用高精度声波能谱成像（SNL）测井及井下电视确认浅层套管存在漏点；对比多种工艺方案，最终选择切割漏点以下套管，使用套管外补接技术回接套管，确保井筒完整性。利用外补接器使新套管与原井套管连为一体，同时不缩小原有井筒内径，保障后续工艺的实施，能够有效地解决水下井口浅层套管完整性问题。     

深水油气水下井口系统疲劳损伤影响因素

深水油气水下井口系统作为作业的安全屏障，长期承受由环境载荷引起的周期性疲劳载荷而产生疲劳，一旦井口发生疲劳失效将导致井喷等重大事故。通过系统总结水下井口系统疲劳损伤影响因素，定性、定量分析各种因素对水下井口疲劳损伤影响，初步探究水下井口疲劳损伤诱因的影响机理。影响水下井口系统疲劳损伤因素可分水下井口系统承受外部载荷和自身疲劳抗力，前者包括环境载荷、土壤载荷、作业环境和装备等因素，主要通过改变传递到井口系统动载荷和导管、套管承受弯矩载荷改变井口疲劳损伤；后者包括井口类型选择、井口设计和导管、套管选择等因素，主要通过改变导管、套管载荷分配和承受弯矩载荷能力以及井口系统承受动载荷能力对井口疲劳损伤产生影响。其中，环境载荷、防喷器尺寸重量、井口类型以及焊接质量和位置等是影响井口疲劳损伤的关键因素。     

深水水下井口系统疲劳监测损伤评估研究进展

水下井口系统在钻完井和修井等连接作业过程中，受到波浪和海流引起的隔水管振动、平台运动以及作业性动载荷等传递而来的循环载荷作用，这些循环载荷使水下井口产生循环弯矩，导致水下井口疲劳损伤不断累积。为了促进深水水下井口系统技术进步，提高水下井口系统的安全利用水平，总结了深水水下井口系统特点，调研了水下井口在南海的应用现状和前景；分析了水下井口在损伤预测、疲劳监测、多源监测数据融合处理等疲劳损伤评估研究中的进展；总结了水下井口疲劳损伤评估研究难点，最后提出了水下井口疲劳损伤评估技术的发展方向及研究建议。水下井口疲劳损伤评估研究难点是水下井口疲劳监测水池试验待开展、缺乏多源监测数据融合的水下井口修正有限元模型。所得结论可为水下井口系统技术发展及深海应用提供参考。     

水下井口生产热膨胀力分析与井口环空密封完整性评估

基于南海东部某海域的钻井资料,运用热力、结构力学理论,建立水下井口的热-结构力学轴对称有限元模型,运用ANSYS软件对海床以上井口的轴向热膨胀力进行计算。采用经典理论计算套管串由于热膨胀在井口产生的力,对环空密封总成的长期密封完整性进行评估。结果表明,在4 285 m井深和正常温度压力条件下,由于流体热循环在套管挂处产生向上的力为2 811 kN,而环空密封总成锁环工作能力为3 247 kN,因此,环空密封总成锁环可抵抗热膨胀产生的向上的力。为确保油井生命周期的井口安全,提出在套管挂顶部下入锁紧补芯,以限制套管挂和密封总成在生产过程中由于热膨胀而向上移动。上述评估方法及措施为水下井口在生产过程中的密封完整性评估提供参考。     

地下储气库注采井不同井段水泥环密封性能实验

针对我国西南地区首座地下储气库——相国寺储气库投产后注采井出现较大比例的B环空异常带压问题,采用室内实验的方法,根据注采井100 m、900 m、2 000 m垂深处温度和压力差异,设计了不同的水泥石养护温度和加载围压,并采用小尺寸的水泥环完整性测试装置基于应力等效原理测试了从井底到井口水泥环在试压和注采时的密封能力。实验结果表明:①井筒不同深度段水泥候凝温度和围压差异较大,同一种水泥浆体系在实际固井后沿井筒深度具有不同的机械性能,导致不同井段水泥环密封性能存在着巨大的差异;②交变载荷会导致水泥环的压实和累积损伤,加剧水泥环的密封失效;③注采井2 000 m处水泥环在试压和注采工况条件下,密封性完好,没有发生泄漏,1 000 m处水泥环在试压工况下能保持完好,在循环交变载荷下存在着水泥环密封失效的现象,井口附近100 m处水泥环在试压工况和注采工况时均出现了泄漏;④实验结果揭示,在试压和注采工况下,井筒中上部水泥环密封失效是造成B环空异常带压的根本原因。结论认为,该研究成果可以为提高地下储气库注采井固井水泥环密封的可靠性提供实验数据支撑。     

可拆分防磨套在油管四通上的使用

钻井时，由于井口、转盘或天车吊钩不正等原因，引起钻头和钻杆在提升和下放过程中，会经常碰撞、摩擦套管头和套管四通以及套管悬挂器的密封面，在这些部位产生划痕和偏磨，严重时使悬挂器密封失效，造成各层套管之间相互串压。目前，国内各厂家生产的套管头和套管四通都配备防磨套及其专用送入取出工具。     

一种可拆分式的防磨套

钻井时，由于井口、转盘或天车吊钩不正等原因，引起钻头和钻杆在提升或下放过程中经常碰撞、摩擦套管头和套管四通与套管悬挂器的密封面，产生划痕和偏磨，严重时使悬挂器的密封失效，造成各层套管之间相互窜压。因此，目前国内各厂家生产的套管头和套管四通都配备防磨套及其专用送入取出工具。     

基于FTA定性的简易水下井口设计可靠性分析

水下井口作为水下生产系统的核心装备,下端连接导管和套管,上端支撑防喷器组和水下采油树等水下装备,是整个水下生产系统的重要组成部分。特别是在浅海作业环境中,外部易受到风浪影响,一旦发生失效,将会造成严重的后果。基于浅水水下井口的结构特点,建立了水下井口失效事故树模型(FTA),划分了基本事件和最小割集,分析了基本事件结构重要度,对水下井口装置关键部件的风险程度进行了评估。结果表明:低压井口头、环形密封总成、高压井口头、套管悬挂器、防磨补芯装置和导向基座是水下井口设备发生失效的关键部件。针对失效关键部件提出设计优化建议,从而提高海洋油气生产的整体安全可靠性。为建立一套适用于浅水简易水下井口及采油树风险评估与安全可靠性技术体系提供了重要参考依据。     

深海水下采油树下放安装过程分析与研究

通过对深海水下采油树下放安装工艺流程进行分析,确定了不同安装阶段的载荷情况和边界条件,建立了水下采油树下放安装过程下放钻杆的力学分析模型,对模型进行了有限元计算,分析不同边界条件和载荷作用下下放钻杆的应力、横向位移和变形情况。分析结果表明,深海水下采油树下放安装过程中,下放钻杆在波浪、海流和平台偏移的共同作用下,会产生较大应力,最大应力值达到166.064 MPa;水下采油树还未安装到位与水下井口连接的工况条件下,下放钻杆与平台连接处附近承受的最大总应力为137.841 MPa,下放钻杆下端横向位移最大可达59.64 m;水下采油树安装到位并与井口连接的工况条件下,水深40 m附近总应力达到最大为166.064 MPa。     

油管悬挂器K形金属环密封特性模拟分析

为研究自紧式金属密封环的最佳预压缩量及其密封性能受工作介质压力和温度载荷变化的影响规律,以一种油管悬挂器K形金属密封环为例,利用Workbench软件建立了水下采油树油管悬挂器出油口处的K形密封环有限元模型并进行分析.研究结果表明:K形密封环在下放安装工况和生产工况均能保持良好的密封性能;安装工况下K形密封环最佳预压缩...     

温差作用下回接套管柱井口抬升影响分析

井口抬升会导致油气井井筒完整性破坏,影响油井的后续生产作业安全。为了研究回接套管柱在固井-生产作业中的井口应力分布及抬升高度变化规律,采用有限元方法,根据顺北区块某井现场工况,利用ABAQUS软件建立了不同工况下多层套管-水泥环-地层多体系统热-固耦合分析有限元模型,分析了回接套管从固井阶段开始到生产时的应力和位移变化,得到了井口应力、抬升高度变化过程及其相关参数的影响规律。分析结果表明:随着水泥浆返高的增加,井口抬升高度单调增加,这表明随着水泥环缺失的严重性增加,套管自由段数越长,在温差作用下可伸长抬升的高度也就越大;随着水泥浆返高的增加,井口固定时回接套管的Mises应力先增大、后减小,并不呈现单调递增或递减的趋势。所得结果可为现场回接套管柱井口抬升现象分析提供一定的参考。     

超高温热循环作用下水泥环完整性及界面力学性能衰退规律

稠油热采井因周期性蒸汽吞吐,造成井筒内的温度波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性,导致井口抬升等安全问题频发。为了弄清超高温热循环作用下水泥环完整性失效机理、界面胶结衰退规律,避免蒸汽吞吐过程中套管-水泥环界面胶结失效,提出了超高温热循环环境下水泥环胶结强度评价方法,自主研发了集浇筑、养护、加热及测试一体化的水泥环胶结强度特色测试装置,并对“生产套管-水泥环-技术套管”组合体在超高温热循环作用下的界面完整性和力学完整性进行了测试及评价,获得了水泥环在3种不同温度(常温↗150℃↘常温,常温↗200℃↘常温,常温↖250℃↘常温)热循环作用下的完整性及界面力学性能实验结果。研究结果表明:高温热循环作用对水泥环力学及界面力学完整性具有显著的负面影响;随着温度和热循环次数的增大,水泥环界面力学性能显著降低。150℃热循环7次、200℃热循环5次以及250℃热循环1次后,套管与水泥环界面脱离;150℃热循环13次、200℃热循环9次以及250℃热循环7次后,水泥环界面剪切力、化学胶结力、摩擦力以及剪切胶结强度均降低为0,水泥环界面力学性能丧失。水泥环本体失效均以...     

水下井口系统拉伸与弯曲测试工装设计与分析

水下井口系统在深水油气开采作业期间承受复杂载荷的作用，极易发生强度破坏和结构失效。目前主要通过数值模拟的手段对水下井口系统进行分析，无法准确评估水下井口在工程应用时的安全性，研制水下井口系统的专用测试设备并分析其试验过程中的结构稳定性具有重要意义。根据水下井口系统实际装配结构，自主设计了水下井口承受悬挂、拉伸、弯曲载荷下的专用测试工装。为论证测试工装结构在测试试验过程中是否会发生强度破坏，基于ANSYS Worbench建立了3种测试工装的有限元模型，分析得到不同工况下测试工装应力响应云图。计算结果表明：悬挂载荷测试时，测试工装最大应力为597.50 MPa;弯曲载荷测试时，测试工装最大应力为349.34 MPa;拉伸载荷测试时，测试工装最大应力为179.14 MPa。各部件应力均未超出材料屈服强度，能够保证测试试验的稳定运行。研究结果可为水下井口系统测试工装的研究设计提供参考。     

油气井井筒完整性系统风险评估方法

常规油气井井筒完整性风险性评价方法只是针对单一工况的,目前还没有油气井整个寿命周期内井筒完整性系统风险评价方法。为此,将油气井井筒关键结构（点）（如完井油套管柱、水泥环等）完整性风险评估和考虑多种工况的井筒综合完整性评估相结合,提出了油气井整个寿命周期（包括钻井、完井、生产、弃井等4种工况）的井筒完整性系统风险定量评估方法,建立了油气井井筒完整性系统风险定量评估模型和评价指标。利用该风险评估方法对普光气田气井整个寿命周期内的井筒完整性风险进行了评估,结果发现该气田气井井筒完整性风险较高,与现场情况相符。研究表明,利用提出的油气井井筒完整性系统评估方法可以评估油气井整个寿命周期内的井筒完整性风险,为降低油气井井筒完整性风险提供依据。      

套管悬挂器抗内压结构安全性分析

由于井身结构广泛采用非标套管,需要研制非标套管悬挂器。针对206.4mm(81/8英寸)套管悬挂器,采用理论计算与有限元仿真相结合方法。对套管悬挂器在试压(105MPa)条件下进行强度校核。研究表明:16mm壁厚时可承受最大压力120.336MPa;套管悬挂器坐封完毕,最大应力437.3MPa,低于725HS镍基合金的屈服强度(1 074MPa),套管悬挂器强度在安全范围。此研究方法可以推广到其他非标套管悬挂器的研发,研究结果对于确保油气井的正常钻采作业具有十分重要的意义。     

基于深度学习的水下井口弯曲应力预测方法

水下井口系统是海洋油气勘探开发的关键装备,为保证其在钻完井作业过程中的安全性,水下井口系统的疲劳状态监测成为保障安全的重要手段,水下井口的弯曲应力预测是基于监测数据疲劳损伤评估的重要内容。为此,提出了一种基于深度学习的水下井口系统弯曲应力预测方法,该方法使用防喷器处的加速度监测数据预测水下井口系统的弯曲应力。根据设计海况矩阵进行隔水管-水下井口系统动力响应分析,以分析得到的时序数据为基础,利用长短期记忆网络(LSTM)建立水下井口系统弯曲应力预测模型,最后对预测模型进行验证。研究结果表明,提出的水下井口系统弯曲应力预测模型得到的预测值准确度较高,相对误差低于0.2%,决定系数大于0.999。该弯曲应力预测方法可为水下井口疲劳损伤评估提供支撑。     

超深水钻井隔水管-井口系统涡激振动疲劳分析

超深水钻井作业经常发生隔水管涡激疲劳问题,而由隔水管涡激振动(VIV)引起的井口系统疲劳可能更为严重。根据超深水隔水管-井口系统VIV疲劳分析算法与计算流程,建立隔水管-井口系统整体有限元模型,通过模态分析提取各阶模态下所有节点的振型、斜率和曲率,应用SHEAR7程序进行详细疲劳分析,识别系统关键疲劳部位,评估系统的VIV疲劳寿命,并研究顶张力、防喷器(BOP)、导管结构尺寸及井口出泥高度对井口系统VIV疲劳特性的影响规律。针对南海某超深水井的隔水管-井口系统进行实例分析,结果表明,超深水隔水管 井口系统容易发生多阶模态振动,系统最大疲劳损伤位于导管上,系统疲劳寿命满足作业要求,适当提高顶张力、采用小型化的BOP、增大导管抗弯刚度以及降低井口出泥高度均可有效改善井口系统的VIV疲劳性能。