莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

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。     

CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法

针对CO₂注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO₂注采井井筒环境的CO₂腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO₂注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO₂注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合管柱腐蚀剩余强度计算方法,建立了CO₂注采井油管柱服役安全状态评价方法,并进行了实例计算和比较。结果表明,针对CO₂注采井油管柱腐蚀预测,DW-95模型有较好的适用性,生产阶段为CO₂注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象;管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关,且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间,是安全状态评价的主要依据,以此为标准可确定管柱更换周期,优化CO₂注采井吞吐周期,指导现场安全生产。     

东方13-1 高温高压气田全寿命多级屏障井筒完整性设计

东方13-1 气田目的层温度高达141℃,压力系数1.90~1.94 g/cm3,天然气中CO2 含量14.63%~50.04%,属高温高压高含CO2 天然气藏,实际开发中极易造成固井窜槽、油套管强度下降及腐蚀失效,给井筒安全造成隐患。为此设计采用了具有防漏、防窜、防腐蚀、防应变、防温变功能的“5 防”树脂水泥浆体系及油气响应型自修复水泥浆体系,实现全井段水泥封固;并提出了“尾管树脂水泥浆+ 尾管顶部封隔器+ 回接插入密封+ 回接管柱顶部封隔器+ 自修复水泥固井+ 树脂水泥固井”六级屏障设计技术,形成多级屏障的安全系统。现场应用结果表明,东方13-1 气田各生产井?177.8 mm 尾管及回接段固井质量优良, 而且从投产至今,各生产井井口压力监测均未发现有环空带压问题。该套技术可以有效封固高温高压高含CO2 产层,保障从钻完井至后期开发生产整个周期过程中的井筒完整性,降低了环空带压风险。     

莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术

为解决莺歌海盆地东方13-1气田小井眼尾管固井时存在的气窜和CO2腐蚀问题,研发了高密度高效清洗液和新型抗高温高密度水泥浆,并采用旋转尾管固井工艺,形成了高温高压气井尾管固井技术。抗高温高密度水泥浆配方中引入了胶乳颗粒、非渗透剂、超细填充颗粒及膨胀剂,有效改善了水泥浆的非渗透性和抗CO2腐蚀性,并采用颗粒级配技术提高了其稳定性。室内试验表明,密度2.20 g/cm3的水泥浆可抗160℃高温,24 h抗压强度为15.1 MPa,防气窜系数为0.59。该固井技术在南海东方13-1气田6口开发井固井中进行了现场应用,水泥胶结测井结果表明,高压气层及重叠段固井质量优良率100%,生产期间气井井口无异常带压情况,应用效果良好。研究与应用表明,高温高压气井尾管固井技术能够满足莺歌海盆地东方13-1气田高温高压开发井尾管固井的需求。      

适用油基钻井液新型环境的堵漏凝胶研制与评价

在钻遇断层、溶洞、恶性裂缝时,有很大概率发生失返性漏失,导致钻井液大量漏入地层,既损害环境,又大大增加钻井成本。对此类恶性漏失的封堵,凝胶堵漏是一个好的选择,要实现较好的封堵效果,对凝胶的各项物理性能有一定要求,目前大多数凝胶多用于水基钻井液堵漏,对油基钻井液的抗侵污能力较差。因此,室内开发了一套堵漏凝胶体系,对凝胶体系的稠化时间、凝胶强度、抗侵污能力进行了评价,并进行了模拟堵漏评价。结果表明,凝胶的强度可达20 N,强度远大于多数堵漏用水凝胶;pH值为10左右,满足入井流体的pH值条件;凝胶的成胶时间可控制在2～4 h,提供了足够的安全施工时间;在油基钻井液浸污达到30%的条件下依然可以形成凝胶,有较好的抗侵污能力。凝胶体系的各项性能指标表明其可用于裂缝及溶洞等恶性漏失的堵漏。现场应用了2口井,均体现出较好的封堵效果。     

金属二次切削残余应力的有限元分析

残余应力是影响构件表面完整性的重要因素,合理分析和研究连续切削状态下构件表面的残余应力,对现实生产有很大的指导意义。本文通过建立二次切削有限元模型,将一次切削完成以后的应力、应变场作为初始边界条件加载到二次切削过程中,运用可靠的材料模型及切屑分离手段,合理施加位移和速度边界条件,对金属二次切削过程进行数值模拟,得出了不同切削次序、切削深度和刀尖圆角半径对工件表面残余应力的影响规律。这对进一步研究连续切削过程及机械加工的表面完整性具有较高的参考价值。     

钻井取心工具螺纹强度性能试验研究

为保证钻井取心作业的可靠性与安全性,通过理论计算、有限元模拟以及全尺寸强度评价试验三种方法对取心工具螺纹的抗拉和抗扭性能进行研究。在取心工具内外螺纹附近粘贴应变片,对比试验采集应变与有限元计算应变。结果表明,全尺寸强度评价试验结果与有限元计算结果能较好地吻合,因此可为其他规格、其他螺纹类型以及高温取心工具螺纹的强度性能研究提供技术支持与理论支撑。     

多因子长时序信息联合建模的深度卷积卡钻事故预测

为充分运用钻井监测平台多个监测因子的长时序信息,实现海上石油钻井卡钻事故的准确预测,提出一种多因子长时序信息联合建模的深度卷积卡钻预测方法 (CNN-MFT),利用自注意力机制结合卷积网络对多个监测因子的时序信息进行联合建模,同时考虑当前时刻各因子的具体值的信息以及各因子的历史时序信息,实现准确的卡钻预测.使用海上钻井平台实际监测数据开展验证对比,与目前常用的基于随机森林(RF)、SVM等8种卡钻预测方法相比,所提的CNN-MFT方法在50%和70%等不同训练样本比例的条件下,其卡钻事故预测准确率最高,且稳定性强,可为海上石油事故预测应用提供关键算法支撑.     

南海西部高温高压探井随钻扩眼技术

南海西部海域莺- 琼盆地地温梯度大、压力系数高,在高温高压井段作业时往往需要维持较高的钻井液密度,导致安全密度窗口窄,钻井过程中易发生漏、喷同存的复杂情况。为提高高温高压井的钻井安全和效率,采用随钻扩眼技术,增加套管层次,进而为钻井作业提供良好安全窗口。以莺- 琼盆地某高温高压井钻井难点入手,分析了针对目标区域钻井难点的相应对策,并从扩眼技术适应性、扩眼工具选型、扩眼工具与领眼钻头尺寸优选、扩眼钻具振动分析、水力分析、现场技术关键等方面对随钻扩眼工艺进行分析,形成了相应的随钻扩眼工艺技术。