非均匀套管磨损对套管强度的影响

在深井、大位移井钻井过程中,由于钻杆与套管长时间的接触会造成上层套管受到不均匀磨损,导致套管抗挤强度和抗内压强度降低,给安全钻井带来隐患。根据ISO 10400推荐的套管抗挤强度和抗内压强度计算模型,考虑磨损后套管壁厚不均度、内壁不圆度的影响,推导出了非均匀磨损套管抗挤强度和抗内压强度的计算模型,分析了套管磨损厚度对套管抗挤强度和抗内压强度的影响。计算结果表明,非均匀磨损套管的抗挤强度和抗内压强度降低百分比随套管磨损厚度的增加而增加;在相同的磨损厚度情况下,磨损后套管的抗挤强度比抗内压强度降低得更快;与磨损后CS 110T套管抗挤强度试验数据相比较,由理论计算出的非均匀套管磨损抗挤强度与实测值的相对误差在5%以内。该计算模型为深井、大位移井钻井过程中非均匀套管磨损提供了新的评价方法。     

南海西部地区异常高压气井套管防磨技术

南海西部地区高压区域分布广泛,高压井在各种工况下,内外压比常压井要高,对套管强度的要求更高。海上开发井主要采用定向井和水平井开发,套管磨损问题突出,加大了套管挤毁或破裂的风险。针对以上问题,通过不同磨损带磨损实验,得到不同工况下套管磨损系数,建立了考虑磨损的高压井套管强度校核方法。针对南海某D气田套管磨损问题,选取了井深最大的B井,根据其井身结构、井眼轨迹计算了钻井过程中钻具组合对套管的侧向力,评估了磨损对套管强度的影响。综合考虑钻井过程中磨损、抗内压和抗外挤安全系数,提出了基于磨损风险剖面和套管校核安全系数的配套防磨技术方案。该方案已经用于D气田的套管设计和招标采办中。     

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油气井钻井过程中，由于钻具和套管相互摩擦，造成套管内壁磨损并引起磨损套管抗挤强度降低，直接后果是：降低油气井寿命，严重时将导致某段油气井报废或整口油气井报废。因此，套管柱设计尤其是水平井、大位移井、深井、超深井钻井必须考虑磨损对抗挤、抗内压强度的影响，而现有计算方法在计算磨损套管抗挤强度时通常忽略了制造缺陷对挤毁强度的影响，计算值与实测值差异较大。为此，文章研究了磨损套管的挤毁机理，认为计算磨损套管的抗挤强度应重点考虑磨损对抗挤强度的影响，同时考虑制造缺陷对套管抗挤强度的影响。基于此，文章进行了大量研究，应用叠加原理，建立了计算磨损套管抗挤强度的新算法。通过对此算法和其它算法的计算结果与试验数据比较分析表明，新算法优于其它算法并与试验数据更接近，能较好满足工程要求，为磨损套管柱设计提供了理论依据。     

套管钻井用套管与地层岩石磨损的试验研究

在研究套管钻井套管柱与井壁接触压力的基础上,根据中国套管钻井先导性试验工艺参数确定了接触压力范围,用MM型材料磨损试验机对J55钢级套管与典型岩石(砂岩、花岗岩)的滑动磨损情况进行试验研究,所用介质分别是自来水、自来水加润滑剂、钻井液和钻井液加润滑剂.得到了一系列磨损规律和试验回归方程,为预测套管钻井完钻后套管柱的抗挤、抗拉、抗内压强度特性和剩余寿命等奠定了数据基础.     

套管钻井用套管外表面磨损后剩余强度分析

在分析讨论套管钻井管柱磨损形态的基础上,结合API5C5实物试验尺寸要求,通过有限元计算分析方法,对钻井套管完钻后含有外表面磨损缺陷的套管柱的极限剩余抗挤强度和极限剩余抗拉强度进行了研究,分别获得了均匀磨损和偏磨条件下,套管钻井套管柱外表面磨损缺陷的临界长度尺寸数值,以及不同破坏失效准则条件下的剩余抗挤强度和剩余抗拉强度的计算方程,为套管钻井中套管柱的设计、计算奠定了理论基础。     

SK1井套管磨损剩余强度安全评价研究

深井超深井钻井过程中,受井眼狗腿度、机械钻速、顶驱转速等因素影响,技术套管的磨损问题不容忽视,严重时将会导致其抗外挤、抗内压强度明显降低,对井筒完整性造成极大隐患。为此,结合SK1井?244.5 mm技术套管磨损原因深入分析,利用套管“磨损-效率”理论模型,建立了套管磨损量及剩余壁厚的预测方法,指出套管磨损严重位置通常发生在狗腿度较大的井深处,且随顶驱转速增加和机械钻速降低,套管的磨损量明显增大。通过将磨损套管分别简化成具有内壁不圆、不均度的含缺陷套管及“矩形槽”套管,建立了磨损套管的剩余抗外挤、抗内压强度计算方法及全井段剩余强度安全系数计算方法。分析表明,当顶驱转速高于100 r/min、机械钻速低于0.87 m/h时,SK1井?244.5 mm套管的抗外挤最小安全系数将会低于1.0,需采取合理的钻井提速及防磨措施,以保证技术套管的强度安全。研究成果对于今后深井超深井的套管柱安全设计具有重要的指导意义。     

套管磨损量及剩余强度预测技术研究

在水平井、大位移井、深井钻井过程中下技术套管之后还需长时间钻进,钻具会对套管产生较大的磨损,造成套管强度下降,因此,建立了套管磨损量及其剩余强度的预测模型,利用模型对XG1井进行了计算分析。结果表明,套管磨损会明显降低套管的剩余强度,应采取相应的防磨损措施。     

固井缺陷对磨损套管抗内压强度的影响

套管磨损和固井缺陷是钻井过程中必然存在的现象。应用相似准则设计出磨损套管的相似模型,对不同固井质量缺陷和不同磨损情况的套管进行组合实验,将实验结果与有限元分析相结合来研究模型套管在不同固井缺陷和不同磨损量下的抗内压强度。将模型套管推广到原型,利用有限元方法分别计算了水泥环—套管—地层系统在不同水泥环缺失范围、不同套管磨损程度下的抗内压性能。研究结果表明:当水泥环有缺损时,不但不能增强套管的抗内压能力,反而降低了套管的抗内压强度。水泥环的缺失范围越小,应力集中现象越严重。     

磨损套管抗挤强度计算模型

套管磨损后其承载能力降低,因此对磨损套管进行抗挤毁能力预测或评估就显得尤为重要。采用数值模拟和实物试验相结合的方法,系统分析了磨损套管的挤毁失效机理、影响抗挤强度的因素及影响规律。分析得出,月牙形磨损套管的挤毁属"三铰"失稳,严重磨损处首先屈服进入塑性区并产生很大变形,从而导致整体结构发生弹塑性失稳。磨损套管的抗挤强度随剩余套管壁厚、磨损半径和轴向载荷分别呈指数、幂函数和线性函数式变化。以此为基础,从未磨损套管实际抗挤强度计算入手,建立了完整的磨损套管抗挤强度计算模型,并对模型进行了试验验证,试验结果表明,模型计算值与试验实测值的相对误差在5%以内。所建立的磨损套管抗挤强度计算模型可用于磨损套管和未磨损套管抗挤强度的预测和评估。      

井下套管磨损深度及剩余强度分析

为了了解井下套管磨损深度及剩余强度,为后续钻进及试采作业提供依据,文中从方便、实用的角度出发,根据国内油田钻井井史所能提供的数据,用磨损效率模型分析了套管月牙形磨损的磨损深度;给出了井下套管磨损深度的计算方法和计算公式。用弹性力学中的双极坐标法将偏心磨损套管强度计算这一具有2个非同心圆边界的问题转变为轴对称同心圆问题,从而便于解析分析;经过推导,得到在内外压作用下磨损套管内的环向应力表达式,以磨损套管最薄处内壁环向应力达到管材屈服极限为判断条件,得到磨损套管剩余抗挤强度和剩余抗内压强度。上述磨损深度、剩余强度计算方法在羊塔8井、牧7井等深度在5000 m以上的重点探井中得到了实际应用,为安全试油提供了依据。     

高温高压胶筒

对于深层气井压裂工艺来说,耐高温高压性能良好的胶筒可以使压裂工具下入更深,更容易压开高破裂压力地层.为满足生产实际需要,开展了180℃、100 MPa胶筒的攻关研究,为大庆外围深层气井压裂提供了技术支持.     

高、超高转差率电动机

介绍了高、超高转差率电动机发展历程及技术水平和发展现状,提供了高、超高转差率电动机的工作原理、产品结构、性能特点、技术参数指标及用途;指出该产品具有节电性能好、机械收益高、起动性能优越等特点,并介绍了相关的自主知识产权、特色技术,产品室内试验与现场试验的情况,在国内外各大油田的现场使用情况,以及高、超高转差率电动机进一步研发方向。     

高温高压油管锚定器的研制与应用

为解决油管锚定器耐温耐压性能低,锚定不可靠以及解卡困难等问题,研制了高温高压油管锚定器。该锚定器解卡结构设计独特,实现了泄压平衡油套压力后工具解卡,不受压差影响,安全可靠;锁块锁定中心管,解卡销钉不受坐封压力和尾管重力影响,避免了管柱提前坐卡;锚定器与封隔器配合能实现管柱逐级解卡,可减小起管柱载荷,提高了解卡成功率。高温高压油管锚定器在5井次的现场应用中,最大井斜59.3°,最高注水压力43 MPa。该锚定器起到了对管柱的锚定作用,施工安全,成功率高,保证了整个作业过程封隔器密封可靠,具有广阔的推广应用前景。     

高温高矿化度高密度水基钻井液用润滑剂

复杂深层油气钻井工程中,超高温高矿化度高密度（简称“三高”）复杂条件对水基钻井液润滑剂性能提出了更高要求。笔者利用环保性能较好的改性基础油、极压耐磨成膜材料、复合表面活性剂以及复合抗氧化剂等,研制了一种高温高矿化度高密度钻井液润滑剂SDR-1。评价结果表明,润滑剂SDR-1抗温达200℃,在饱和盐水基浆及含6000 mg/L钙的饱和盐水基浆中润滑系数降低率均大于80%,其沉降稳定性好,荧光级别小于3级;与高密度钻井液配伍性良好,可有效降低高密度钻井液的循环流动压耗及动态摩阻。      

超高温高密度固井隔离液研究与应用

高温高密度井给提高顶替效率的固井隔离液提出了严峻的挑战.通过选用高分子聚合物,辅助高温稳定剂配制出了密度可达2.4 g/cm3的超高密度隔离液,室内研究表明,该隔离液抗温性能达到175℃,具有很好的悬浮稳定性和流变性,与钻井液和水泥浆有较好的相容性及抗污染性,并能延长水泥浆凝结时间,对固井施工安全有保证作用.通过现场一口钻井液密度达2.05 g/cm3的超深井固井应用,固井施工顺利,水泥浆返高界面清晰,过渡段短,水泥环胶结良好,固井质量合格.     

高韧性高流动性聚丙烯材料的研究

采用动态硫化方法对聚丙烯进行增韧改性，以克服传统的简单共混增韧改性产生的冲击强度增幅有限。加工流动性明显下降的问题。对于不同的交联体系、三元乙丙橡胶(EPDM)进行了对比试验。     

高焊速高韧性氟碱型烧结焊剂

焊剂又叫焊药,类似于手工电弧焊条的药皮,它是由多种矿粉混合、烧结而成的颗粒状非金属物混合物。焊剂与焊丝是自动埋弧焊接中不可缺少的焊接材料,前者的主要作用是为金属焊接过程造渣、造气,从而保护焊缝金属不被氧化,减少焊缝金属中氮气的侵入,保证焊缝组织质量,提高生产效率。     

高温高压尾管顶部封隔器研制

常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。     

高温(220℃)高密度(2.3 g/cm3)水基钻井液技术研究

针对钻井工程需求，评价优选出了抗高温钻井液用高温保护剂、降滤失剂、封堵剂等钻井液处理剂，并进一步优选出了抗高温（220℃）高密度（1.80～2．30g／cm^3）水基钻井液配方。室内评价结果表明：该体系具有良好的抑制性和抗钻屑污染性能，抗钻屑粉污染达10％；具有一定的抗电解质能力，抗盐达2％，抗氯化钙达0．5％；具有良好的润滑性能；容易配制和维护。     

高温高压钻井技术的探索与认识

高温高压钻井作业过程中面临诸多的困难和挑战,为了保障高温高压钻井作业的安全、减少复杂情况,提高作业效率,分析了高温高压钻井所面临的主要挑战,结合国内外的成功经验,提出了相应的应对措施。指出了高温高压钻井除面临压高温高压之外,还要克服地层可钻性差、钻井周期长、钻具易发生疲劳破坏、部分地层含硫化氢等酸性气体等对钻井作业所带来的一系列影响;研究认为科学选择钻井装备、钻井工艺和配套技术,加强现场组织管理对高温高压钻井作业的成功至关重要。高温高压钻井技术是一项系统工程,要不断积累经验、做好技术沉淀,完善相关技术标准和规范,为今后高温高压井的作业提供借鉴和参考。