莺歌海盆地高温高压气井完井管柱设计

根据海上高温高压气田完井管柱设计原则,针对莺歌海盆地某高温高压气田设计了一套应用于定向井和水平井的完井管柱,对油管材质及尺寸、管柱强度校核、射孔管柱安全控制进行了优化。所设计的完井管柱已顺利应用于开发实践中,其应用简单可靠,安全性有保障。     

高温高压高产气井油管柱三维非线性流致振动模型EI北大核心CSCD

针对高温高压高产(三高)气井流体诱发油管柱振动失效问题,采用微元法、能量法结合哈密顿原理,考虑了油管自重、井眼轨迹变化、井筒温度压力变化、油套管接触碰撞等因素,建立了三高气井油管柱三维非线性流致振动模型。采用拉格朗日和三次埃尔米特函数离散控制方程,并使用增量形式的Newmark‑β和Newton‑Raphson联合迭代求解离散后的控制方程。根据中国南海三高气井参数,采用相似原理,设计了油管柱流致振动模拟试验装置,测得油管柱振动响应数据,与理论模型计算结果对比,验证了振动模型的正确性。采用实例井参数,分析了油管柱振动特性,结果表明,上部油管三维空间横向振动明显,而中下部油管长时间紧靠于套管壁上发生振动,导致下部油管易发生纵向和横向的磨损,同时油管纵向振动出现混沌现象,且中下部位置油管混沌现象最明显,因此,现场设计人员需重点关注下部油管柱的安全性。     

海上首口高温高压水平井小井眼打孔管下入技术

南海西部东方1-1 气田F7H 井是国内海上首口高温高压水平生产井,F7H 井在?177.8 mm 尾管中使用?148.6 mm 钻头钻达目的层,完井作业需要在?148.6 mm 井眼下入?114.3 mm 打孔管。F7H 井井眼小,井眼轨迹复杂,最大井斜角达到95.1 °,水平段长,目的层岩性复杂,地层温度接近150 ℃,地层压力系数达到1.94。下打孔管作业面临着摩阻扭矩大、井壁易失稳、井控风险高等问题。针对F7H 井打孔管下入难题,计算了管柱下入摩阻,采用抗高温、润滑效果好的钻完井液体系和特殊结构的悬挂封隔器总成,密切监测溢流和井漏,最终成功实施了高温高压水平井小井眼打孔管下入作业。     

莺琼盆地超高温高压气井测试技术

南海莺琼盆地超高温高压气井井底温度接近200℃,地层压力系数超过2.3,且部分井CO₂含量高。超高温高压气井测试作业面临测试管柱设计复杂、高密度测试液易沉降、测试管柱及封隔器受力复杂、测试管柱失效风险高等一系列难题。为此,研制了超高温高压气井测试技术。该技术使用RD旁通试压阀有效解决了管柱密封性检验与管柱插入之间的矛盾,同时,使用选择性测试阀解决了测试工具响应问题;使用超细重晶石加重测试液,合理控制测试液pH值,显著提高了高密度测试液的沉降稳定性及抗CO₂污染性;通过模拟计算,分析封隔器受力及管柱伸缩量,有效降低了测试管柱失效风险。该技术在南海莺琼盆地3口超高温高压气井测试作业中进行了应用,成功率为100%,无事故发生,为海上超高温高压气井的安全测试提供了技术支持。     

表面活性剂与加重材料相互作用对钻井液性能的影响

利用近红外透射/ 反射光扫描仪、zeta 电位仪、激光粒度仪和扫描电镜,分析了表面活性剂与重晶石和铁矿粉颗粒作用后颗粒的沉降速率、zeta 电位、粒度分布以及对金属表面磨损的影响,探讨了表面活性剂改善高密度钻井液流变性、沉降稳定性、润滑性的作用机理。实验结果表明,在质量分数为10% 的重晶石或铁矿粉的悬浮液中,加入1% 的非/ 阴离子复合表面活性剂,可使得重晶石和铁矿粉颗粒的沉降速率降低到不加表面活性剂时的0.6%～0.8%,zeta 电位降低70 mV 左右,平均粒径减小到不加表面活性剂时的69.4% 和83.2%。非/ 阴离子复合表面活性剂可减轻重晶石高密度钻井液对金属表面的磨损,显著改善高密度钻井液的流变性和沉降稳定性。      

高产气井用13Cr-L80钢油管的磨损性能

采用往复式摩擦磨损试验机对13 Cr-L80钢油管和套管进行往复磨损试验,研究了接触载荷(50,100,150,200,250 N)、往复行程(2,4,6,8,10 mm)、往复频率(0.6,0.9,1.2,1.5,1.8 Hz)以及完井液密度(1.0,1.1,1.2,1.3,1.4 g·cm-3)对油管磨损性能的影响.结果表明:随着接触载荷、往复频率和往复行程的增加,油管的磨损量增大,摩擦因数和磨损率变化不大;随着完井液密度的增加,磨损量和磨损率均降低,摩擦因数先降低,当完井液密度增大到1.2 g·cm-3时趋于稳定;在试验条件下,随接触载荷、往复频率及完井液密度的增加,油管的磨损方式均由磨粒磨损转变为黏着磨损,不同往复行程下油管的磨损方式均为黏着磨损.     

甲酸铯钻、完井液的特性与应用

本文介绍了甲酸铯钻、完井液的特性与应用情况,包括:与弹性体相容性、腐蚀性、润滑性、热稳定性、储层保护、环境安全、再生利用等。自1999年作为射孔液应用以来,截至2009年10月,甲酸铯盐水在高温高压井中的应用已达220井次。现场应用表明,使用甲酸铯钻、完井液减少了井下复杂情况与事故的发生、缩短了建井周期、提高了油井产能及石油采收率。     

海上“三低”油气田多功能气举测试新工艺

针对现有测试工艺不能满足海上"三低"油气田快速、高效、经济的测试要求,提出了通过钻杆-油管小环空注气进行气举的多功能气举测试新工艺,并相应优化了气举阀、气举工作筒结构,设计了油管插入密封装置和钻杆升沉补偿装置。现场应用效果表明:所提出的多功能气举测试新工艺具有快速诱喷排液(返排残酸、压裂液)、变深度测试求产、下钢丝绳作业取样等多种功能,成功解决了常规测试技术在处理海上"三低"油气田时遇到的困难,加快了测试速度,节约了作业成本,为海上"三低"油气田的地层测试提供了有效的技术支持。     

超高温高压曲井钻柱纵-横-扭耦合振动模型及黏滑振动特性研究

针对超高温高压曲井钻柱系统振动失效问题,采用能量法结合哈密顿原理,建立了全井段钻柱系统纵-横-扭耦合非线性振动模型,考虑了井眼轨迹变化、井筒约束作用、钻头与岩石的互作用力以及井筒超高温高压对管柱弹性模量和钻井液黏度的影响。借助有限元理论实现了非线性振动模型的数值求解。采用现场实测数据,与所建立模型理论计算结果对比,验证了钻柱纵-横-扭耦合非线性模型的正确性和有效性。基于此,借助中国南海乐东超高温高压区块M定向井参数,探究了转盘转速、钻压、扭冲提速工具以及底部钻具组合(Bottom hole assembly, BHA)长度对钻柱系统黏滑振动特性的影响规律,发现：在满足其他要求(如经济成本、工具强度、磨损问题、工具通过能力等)的情况下,应尽可能提高转盘转速和BHA长度,有效提高钻井效率。现场钻压和扭冲工具的扭矩值存在一个设置最优值,与井身结构、工具尺寸等因素有关,可采用所提出的分析方法确定不同工况下的最优钻压和冲击扭矩,有效提高现场钻井效率和BHA工具的安全性。     

铁矿粉加重低伤害钻井液体系的研究与应用

采用CaBr2将钻井液加重到密度为1.76 g/cm3,盐水接近饱和,不仅基液黏度高,而且高分子处理剂效果变差,体系的流变性和滤失性难以协调,无法构建CaBr2加重低伤害钻井液。采用可酸溶铁矿粉加重,可成功构建低伤害钻井液,该体系的流变性和滤失量易调控,而且泥饼解除率均在95%以上,渗透率恢复值大于93%,具有较好的储层保护效果。铁矿粉加重低伤害钻井液体系在新疆油田六中区5口水平井中得到成功应用。