深水测试管柱与隔水管的横向承载特性

在海上深水油气井测试过程中,隔水管、测试管柱与海水、环空流体、管内流体相互作用,并组成海上测试的"管中管"结构体系,目前对于由隔水管—测试管柱组成体系产生的复杂横向承载特性的认识不足。为了给海上安全测试作业的控制提供理论支撑,针对我国南海测试使用"管中管"体系结构及作业水深超过900 m的特点,建立了海水段测试管柱的井筒温度场、压力场及轴向力计算模型;考虑内外流体与管柱相互作用,建立了隔水管和测试管柱横向动态受力模型;基于数值求解方法,进行了不同顶张力、悬挂力、海流流速及平台漂移下的"管中管"结构体系横向承载特性分析。研究结果表明:①增大顶张力、悬挂力均能减小管柱体系的横向最大承载参数,同等幅度下的顶张力对管柱横向承载参数的影响更明显;②随着海流流速的增加,管柱体系的最大横向位移、转角、弯矩增大明显;③随着平台漂移量的增加,管柱体系的最大转角和弯矩先减小后增大,即顺着海流方向使平台产生适当的漂移有助于减小管柱体系横向的最大承载参数。结论认为,该研究成果可对海上测试作业的安全控制提供理论支撑。     

深水测试管柱优化设计技术研究

为掌握深水油气井测试过程中管柱的受力和变化规律,在分析深水油气井测试管柱结构特点的基础上,从管柱材质、尺寸、测试工具和测试管柱强度等方面进行了深水测试管柱设计。建立了管柱轴向载荷计算模型及变形量计算模型,应用Abaqus软件对测试管柱进行了非线性分析,依据分析结果对深水测试管柱进行了优化设计。同时以南海某井为例对所建的力学模型进行了应用。分析结果表明:在深水测试环境下,管柱可能的危险截面一般处于三向复杂应力状态,仅作单向强度分析是不够的,必须进行三轴应力强度校核。所得结论可为南海多口深水井测试管柱设计和力学分析提供参考。     

深水测试管柱螺纹连接密封性能分析

深水测试管柱的密封性能直接关乎测试过程的安全性和测试结果的可靠性。针对深水测试管柱多单根螺纹连接的密封问题,提出深水测试管柱密封弱点分析方法,结合深水环境下测试管柱密封性能的局部分析模型,建立经济有效的评估方案,并以我国南海某深水井为对象进行实例分析。分析结果表明,示例井测试管柱的螺纹连接满足不同测试工况的密封需求;深水测试管柱的密封弱点位置为悬挂器上部临近的螺纹连接处,深水测试管柱螺纹密封的接触压力峰区位于第1个相接触螺纹面的齿根处;随着测试产量的增加,测试管柱螺纹连接密封的安全性逐渐增加,弯曲载荷对测试管柱的密封性能影响较小,轴向力和内外压是影响深水测试管柱螺纹连接密封性能的关键因素。研究结果可为我国类似南海的深水测试管柱作业提供借鉴。     

深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移预警界限

建立了深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移动力学模型,提出了深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移预警界限分析方法,并进行了实例分析。分别建立了深水钻井隔水管-井口-导管耦合系统分析模型及平台漂移动力学分析模型,开发了深水钻井平台漂移动力学求解器。结合实例开展了深水钻井平台-隔水管耦合动力学特性及耦合作用规律分析,阐述了漂移预警界限分析方法。结果表明:平台漂移初始阶段隔水管载荷对平台漂移起促进作用,随着平台漂移位移的增大隔水管逐渐开始抑制平台漂移;平台漂移运动过程中隔水管系统顶部参数响应较快,底部参数响应具有明显的迟滞效应;随着海流流速的增大或水深的减小,深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移预警界限减小,应尽早准备和启动隔水管系统底部脱离。     

深水浮式平台试油测试技术

介绍了深水油气勘探的概念及深水浮式平台试油测试技术，对深水试油测试的技术特点、地面求产生产系统、井下管串、水下测试管柱、测试程序等方面进行了系统描述，为深水勘探做技术准备。     

一种适用于动力定位装置的新型深水测试管柱

对于动力定位的深水作业平台,在海上始终处于动态稳定过程,而一旦定位失效,隔水管则需解脱,以便平台能够自由漂移。隔水管的解脱要求其内部的作业管柱也能解脱,由此对深水测试管柱提出了要求,相对于常规测试或浅水测试,深水测试管柱最大的不同点是使用了快速响应的深水水下树。正是由于深水水下树的使用,以及深水的自身特点,深水测试管柱在功能要求、安全要求、可靠性要求等方面都有所提升,独具特色。     

深水测试管柱动力学分析

深水测试对于及时发现和准确评价海洋深水油气藏具有重要意义,而深水测试的成功率和效果则是通过深水测试管柱力学研究的结果来评价的,其中测试管柱动力学分析可用以评价测试管柱在各种海况下的安全性。为此,提出了使用幅值响应算子（RAO）来计算钻井船纵荡水平运动和升沉运动的位移随时间响应的方法。把通过大钩补偿系统补偿后的升沉运动载荷作为测试管柱顶端的力边界条件和钻井船的纵荡水平运动位移作为测试管柱顶端的位移边界条件,应用有限元方法对测试管柱进行了动力学分析。研究得出以下结论：①在波浪的作用下,钻井船的升沉运动在3 m内,而钻井船的纵荡位移较大;②随着波高的增大,测试管柱的位移和应力波动幅度增大,而应力平均值则变化不大;③波高在10 m以内,测试管柱是安全可靠的。     

深水测试管柱应力分布规律与动态响应分析

为了研究深水测试管柱在不同工况下的应力分布规律及内压波动对管柱动态响应参数的影响,根据深水测试管柱作业特点及结构,推导了测试管柱的轴向力、轴向应力、径向应力和环向应力计算公式,建立了海水段测试管柱的横向及纵向振动模型。根据不同工况,建立了测试管柱的有限元模型,进行了测试管柱最大应力及内压波动下的动力响应分析。研究结果表明:测试管柱各段的最大应力随水深的增加而减小、随悬挂力的增大而增大;由于泊松耦合的影响,最大应力与水深的变化率随着内外压差的增大而增大;初开井前,由于测试管柱的内加压和环空泄压,测试管柱出现最大应力,其值为255.7 MPa,但各工况下测试管柱的安全系数满足强度使用要求;内部压力波动周期对测试管柱的应力响应影响显著,低周期的内压波动使管柱应力过度增大,管柱易发生危险。研究结果可为深水测试管柱的强度研究提供一定的指导。     

深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析

基于Hamilton原理,建立了充分考虑内外流惯性力、隔水管作用力、内外流与隔水管摩阻力等影响下的深水测试管柱横向振动模型,通过数值求解得到了管柱的各阶振幅及最大位移计算公式;应用编程求解,研究了悬挂力、水深、产量、管柱壁厚对测试管柱前六阶振幅及最大位移的影响.结果 表明:测试管柱整体受拉能避免产生复杂的横向振动,管柱受拉时的最大位移和振幅值随悬挂力的增大而减小;悬挂力在水深增加而保持不变时,测试管柱各阶振幅值变化复杂,悬挂力随水深增大而增加时,最大位移及振幅随水深增大而增大;管柱的最大横向振动位移随管柱壁厚的增大而增大;随着产量的增加,测试管柱的最大横向振动位移增大,但幅度较小.结论 认为,适当增大悬挂力能有效减小测试管柱的最大横向振动位移,当水深增大时,现场除应增大悬挂力外,还应考虑适当增大测试管柱与隔水管间的环空间隙,以减小两者可能存在的接触碰撞.     

深水测试管柱密封插管长度确定方法

在深水测试过程中,测试管柱下入井后其受力和变形无法观测,密封插管长度的不合理设置会造成封隔器密封失效及井下管柱永久变形等严重事故。为保障深水测试作业安全高效实施,对深水井下管柱轴向变形原理和规律进行研究,形成密封插管安全长度确定方法,并以我国南海某深水井为对象进行实例分析。计算结果表明,不同作业工况下测试管柱轴向变形相差较大,开井作业测试管柱的伸长量随着测试产量的增加而增加,温度和压力是深水井下测试管柱轴向变形的主要影响因素;建议选择关井后密封插管相对开井作业的上移距离为密封插管安全长度的参考值,考虑井底温度和压力预测结果的可靠性,实例井需选用长度至少为2.29 m的密封插管。     

海洋深水钻井力学与控制技术若干研究进展

深水钻井是深水条件下海洋油气工程关键环节之一。与近海浅水钻井不同，深水钻井必须面对更为复杂的海洋深水环境和作业条件，面临"下海、入地"的双重挑战，需要使用浮式钻井作业平台，采用特殊的深水管具系统（包括深水导管、送入管柱、钻井隔水管、套管柱等）、水下智能控制系统等，建立安全稳定的水下井口与钻井系统，具有高科技、高投入及高风险等基本特征。深水钻井管具是实施深水钻井工程不可或缺的基本工具，深水钻井管具系统在服役过程中受到海洋深水环境载荷和作业载荷的作用，表现出复杂的力学行为。通过主要介绍深水送入管柱、深水导管、深水钻井隔水管及深水水下井口等方面的研究进展，对深水钻井管具力学研究与工程实践具有参考价值。     

海上油田分层测试分层防砂管柱的研制与应用

针对海上油田高速强采情况下,多个油层一次射孔,同时开采所出现的问题,为摸清各个层的地层情况,应实施分层测试分层防砂工艺。研制的分层测试分层防砂管柱上部接有悬挂丢手封隔器,每层之间用层间封隔器分开,中间接有夹壁滤砂管使每一层形成一独立的封闭单元,每一层单元有一微电脑智能开关,用以控制每一层的开启和关闭,由于有些疏松砂岩油层出砂较严重,还须配以防砂工艺来达到其既能测试又能防砂生产的目的。分层测试分层防砂一体化管柱及测试工艺对于油田细分层系的合理开发以及注水工作的开展具有重要的意义。     

漏失井冲砂工艺管柱研究与现场试验

针对漏失井采用常规冲砂工艺管柱难以建立起液体循环的问题,研究设计了漏失井冲砂工艺管柱。该冲砂工艺管柱由上下2个自封式双皮碗封隔器、油管、空心抽油杆、空心抽油杆笔尖、限位筛管笔尖等组成。在冲砂过程中2个自封式双皮碗封隔器和油管始终封闭全部油层射孔井段,阻止冲砂液漏失进入地层,充分利用油、套环空和油管、空心抽油杆之间的环空通道,使冲砂液携带井筒内的砂子返出地面。官42-15井现场试验表明,漏失井冲砂工艺管柱在冲砂过程中,下井和冲砂1次成功,冲砂液无漏失,冲砂干净彻底,具有较强的实用性和良好的应用前景。     

深水导管喷射安装过程中管柱力学分析

根据深水导管喷射安装作业特点,建立了该过程中的管柱静力学模型,并应用加权残值法进行了求解,得出了在考虑环境载荷、钻柱结构及钻井船偏移等因素影响下的管柱变形和应力分布规律。研究结果表明,中深层海流对管柱变形影响最大,合理设计钻柱结构和控制钻井船偏移是保证深水导管垂直安装和钻柱抗拉强度安全的关键。深水管柱的弯曲正应力在钻柱的上下两端作用明显,进行钻柱强度设计时,必须考虑管柱横向变形引起的弯曲正应力,提出了相适应的钻柱结构优化方案。作业初期,钻井船向海流负方向适当偏移,有利于控制导管的入泥倾角;遇阻活动管串时,钻井船向海流正方向适当偏移,能够有效地降低钻柱危险截面上的最大拉应力。     

钻柱系统工作行为三维数值模拟方法

介绍了常用的数值解法及接触算法的运算过程,详细地分析了各解法的优缺点。对目前在应力迭代算法中显式和隐式2种算法的适用范围进行了分析,指出在钻柱系统动力学研究中应该采用隐式算法。重点对阻尼模型和钻头岩石互作用模型进行了研究,借鉴海洋波浪力学中的成熟理论解决了钻柱在钻进过程中受到的钻井液阻尼问题,并建立了简化的钻头-岩石互作用模型。实例数值模拟计算表明,采用的方法可以对复杂井眼轨迹的1 000 m钻柱进行动态工作行为分析。研究结果对石油工程中采用数值方法分析超细长杆管柱在复杂井身结构及拟实工况下的工作行为具有一定的指导意义。     

深水井控的七组分多相流动模型

针对深水井控的特点,考虑深水钻井外部的多温度梯度环境和天然气水合物相变,将井筒内流体分为7种不同组分,建立了七组分井筒多相流控制方程。利用全尺寸实验井对井筒多相流动规律和井筒压力计算精度进行了验证。以墨西哥湾Mississippi Canyon井钻井工况为例,应用所建立的七组分多相流动模型算法,从溢流和井喷过程模拟、压井过程模拟及天然气水合物相变对井控参数影响等几个方面对深水井筒多相流动规律进行了分析。模拟发现,气体在沿井筒上升初期膨胀量比较小,进入隔水管内后开始明显膨胀,越靠近井口膨胀越剧烈。从溢流发展到井喷可分为3个阶段：井涌发展阶段、井喷阶段和井内喷空阶段。在井涌阶段末期,井底压力、泥浆池增量、隔水管内的气体体积分数等会发生剧烈变化,在极短的时间内演化为井喷。在深水压井过程中,由于节流管线内气体交换效应,节流压力的调节速度要高于陆地井控。由于水合物的生成,减小了泥浆池增量,降低了关井套压,给溢流的检测及气侵程度判断带来困难。     

深水水基钻井液流变性调控技术研究

分析了温度、固相含量、聚合物处理剂对深水水基钻井液体系流变特性的影响规律,以及产生这种现象的原因,由此提出了深水水基钻井液流变性的调控思路和方法,给室内研究和现场应用提供了技术思路。     

气体钻井钻柱振动特性及控制措施

为解决气体钻井钻柱频繁失效的实际问题,综合考虑钻柱纵横扭耦合振动,根据气体钻井全井段钻柱系统动力学模型分析了气体钻井钻柱的振动特性,并从减振抑振角度提出了空气锤钻井工艺和采用减振减阻工具两种振动控制措施。以川西某实钻井气体钻进段为例,在利用美国ESSO公司现场数据验证全井段钻柱系统三向耦合振动力学模型可行性与结果可靠性的基础上,量化评价了常规气体钻井和采用振动控制措施气体钻井工艺的钻柱振动特性。对比分析表明,这两种工艺措施的减振抑振效果明显,不仅能够有效减弱气体钻井中下部钻柱的振动强度,而且使上部钻柱的动态应力也大大降低。     

月东油田防砂管柱打捞工艺及工具研究与实践

月东油田存在修井机能力不足、打捞工具不匹配及筛管砂卡严重等问题。为此,分析了月东油田筛管失效状况和防砂管柱打捞难点,研究出了筛、套环空冲砂工艺及冲砂专用工具及筛管悬挂器专用打捞工具,改进了井下液压拔卡装置及井下水力切割工具,并针对每口井井况,制定了合理的打捞技术方案。现场实践表明,研制的防砂管柱打捞工具效率高,成功完成了20多口井的防砂管柱打捞,解决了月东油田作业设备受限条件下防砂管柱打捞难题。     

定向井抽油杆柱横向振动仿真模型及扶正器布点优化

将定向井抽油杆柱在井筒内横向振动的力学模型简化为具有初弯曲的纵横弯曲梁在井筒约束条件下的横向振动模型。在模型中考虑了交变轴向载荷对抽油杆柱横向振动的激励,并提出了弯曲井筒是轴向运动抽油杆柱横向振动的一项主要激励。综合考虑弯曲井筒对轴向往复运动抽油杆柱横向振动的激励以及交变轴向载荷对抽油杆柱横向振动的激励,应用弹性碰撞理论描述井筒对抽油杆柱横向振动的约束,并基于弹性体振动理论建立了具有初弯曲的抽油杆柱在井筒约束条件下横向振动仿真的数学模型。基于定向井抽油杆柱横向振动仿真模型,建立了扶正器布点优化的数学模型。采用龙格库塔法实现了定向井抽油杆柱横向振动的仿真计算;通过循环迭代方法实现了扶正器的布点优化。研究结果表明：⑥仿真结果与油田实际情况相符,验证了模型的适用性;②杆管偏磨的危险点为井眼的造斜段与杆柱受压段。井眼造斜段杆管接触力较大,杆柱受压段杆管碰撞剧烈;③优化扶正器配置后,杆体、接箍不与油管接触,扶正器的最大杆管接触力均在许用接触应力以内,保证了抽油杆柱的工作寿命。