深水半潜式钻井平台水下设备作业虚拟仿真教学平台构建

深水油气钻井与陆地及浅水的同类作业存在显著差异,给海洋油气工程专业学生的现场实习、实践带来了诸多困难。为加深学生对深水油气钻井工程装备的认知,采用虚拟仿真技术,构建还原度高、实战性强的深水半潜式钻井平台水下设备作业虚拟仿真教学平台,实现隔水管运移存储及下放、隔水管与上部升沉补偿装置及底部立管总成的连接、水下防喷器结构及安装等功能,帮助学生在无需前往深水平台的前提下、在虚拟环境中系统掌握水下设备的操控方法及作业程序,提升学生的深水钻井作业的工程实践能力。

深水隔水管-防喷器组耦合系统动力学建模与仿真验证

在深水钻井过程中,隔水管与防喷器组系统是整个作业环节的重要一环。由于在作业过程中面临着诸多风险,因此,建立精确的隔水管-防喷器组耦合系统力学分析模型,准确分析其力学行为和性能,对指导钻井作业安全进行具有重要意义。目前大多只关注于对隔水管的独立建模而忽视防喷器组的潜在影响,这将导致所建模型与实际情况存在差异,使得隔水管系统的力学特性无法得到精确分析。提出了隔水管与防喷器组刚柔耦合概念,推导耦合系统动能、势能,采用拉格朗日方法建立理论模型,用Newmark-β直接积分法对动力学模型进行数值计算。采用ADAMS软件进行了仿真建模,开展不同工况条件下的动态响应对比分析。结果表明,理论模型得到的隔水管横向位移包络线、弯矩包络线、隔水管中部节点横向位移时程曲线和底部弯矩时程曲线与ADAMS仿真结果吻合良好,从而表明了该理论模型的重要性,可为我国隔水管的设计和分析提供参考和支持。

管中管流体流动与管柱变形测量实验平台设计与测试

基于海上管中管结构承载特性设计了管中管流体流动与管柱变形测量实验平台。该实验平台可更换不同的内管尺寸,研究不同管柱组合的变形和海水流动响应,能够通过调节外管外流速度、内管内流速度、顶部张紧力大小及水深等模拟海上管中管流体流动和变形特性。该实验平台可帮助学生加深对海上管中管的结构、原理及其作用的理解,提高专业兴趣,还可以进行管中管结构动态响应创新性实验研究,培养创新意识,提高解决复杂工程问题的能力。

海洋平台海水系统新材料适用性研究

海洋平台利用周围取之不尽的海水作为平台的工艺处理介质已成常规做法。因为海水利用的普通性、经济性以及重要性,对于海水系统选材通常涉及到的使用寿命、制造成本、耐腐蚀性能等多个方面研究值得关注。对常用的几种海水管道材料进行了系统的比较和评价,并介绍了一些新型材料应用前景。在综合考虑各种材料的优劣后,提出了一种最适合海洋平台海水系统的选材方案,并阐述了其理由和依据。旨在为海洋平台海水系统设计和施工提供借鉴。

基于D-P准则的天然气水合物井壁稳定性研究

钻井过程中,钻井液对水合物地层产生热交换作用,同时钻井液侵入会影响水合物稳定,两者均引起井周应力场变化,导致井壁坍塌等复杂情况,严重制约着天然气水合物资源高效开发。基于线性热弹性多孔介质理论建立了热流固耦合的水合物斜井井周应力模型,引入欧拉变换考虑三维地应力大小和方向的随机性,采用D-P准则强化中间主应力对水合物井壁稳定的影响,并开展了井斜角/方位角、水合物饱和度、井壁渗透性以及钻井液温度等因素对水合物井壁稳定的研究。研究结果表明:井斜角对井壁的稳定性具有更大的影响,井斜角每增加30°坍塌压力变化0.155 MPa,方位角每增加30°坍塌压力变化0.112 MPa。水合物从高到低饱和度的分解过程,前期地层强度缓慢降低,后期快速降低。水合物地层的有效孔隙度增加使得钻井液侵入量增加,致使地层有效应力降低,导致地层的变形和破裂,增加井壁失稳风险。水合物地层对高于相平衡温度(285 K)的钻井液较为敏感,每升高1 K坍塌压力当量密度约增加0.0069 g/cm^(3),相反则表现较为迟钝。在进行钻井作业时,选用合适的高抑制性、低温钻井液有助于控制水合物的分解以及减少钻井液侵入,进而降低水合物井壁失稳风险。研究结果可为天然气水合物井壁稳定性研究提供参考。

深水钻井工程挑战与解决方案

深水钻井工程作为石油行业的重要领域,在满足全球能源需求的同时面临着严峻的技术挑战和环境风险。本文旨在深入探讨深水钻井工程中所面临的挑战,并提出相应的解决方案。通过对深水环境下的技术和环境挑战的分析,揭示了在深水、超深水的高水压、地层高温以及复杂海底地质条件下进行钻井所面临的困难,系统地提出了应对这些挑战的解决方案,包括先进技术的应用和安全环保管理的措施。本研究旨在为深水钻井工程的可持续发展提供实用的指导和启示。

产能到位率计算方法的发展完善及其在大庆油田的应用

产能到位率是原油产能建设过程中油藏工程方案、开发规划方案编制中的重要指标。大庆油田产能建设对象地质条件和地面条件持续变差,传统产能到位率计算方法存在不足,难以满足复杂多变形势下的指标预测需求。通过分析近年来分类产能指标变化规律,结合原油开发规划编制工作的实际需求,拓展了产能到位率的内涵,创新性地提出计划产能到位率、实建产能到位率的概念及计算方法。结果表明:在年初规划阶段和年底配产阶段分别应用计划产能到位率、实建产能到位率指标预测新建产能的第二年产油量,预测符合率可达到95%以上,较好地指导了新建产能在第二年产油量的预测。研究成果为年度产能建设规划优化提供重要参考,为年度及中长期产量精准测算提供重要依据。

改进PEC钻井液在渤海某油田快速评价区的应用

为响应渤海油田探井优快评价目标,通过小分子包被剂PF-BIOCAP改善钻井液过筛性,提高一级固控使用效率,减少有害固相侵入钻井液;引进抑制剂PF-BIOTROL,抑制泥岩水化分散,提高起下钻效率。将两种主剂引入到聚合物增强阳离子钻井液(PEC)体系中,应用结果表明,有效提高了钻井固控设备的使用效率和固相清除效率,改善了泥饼质量,大幅提高钻井时效,为渤海油田勘探开发提速提效提供了新钻井液技术。

可变密度高温低密水泥浆体系研发及应用

随着海上固井作业井深不断增加,为防止中深井全封固井作业压漏地层,需要低密(1.50 g/cm^(3))甚至更低密度水泥浆体系进行作业。体系在研发过程中形成一种高温低密增强材料BT10K,在不改变该材料配比的前提下,仅通过调整水泥与BT10K的比例,即可实现水泥浆配浆密度从1.40 g/cm^(3)到1.50 g/cm^(3)的自由转换。该体系现场作业操作简单、水泥浆密度可调,水泥浆适用温度范围为90~150℃,水泥浆具有良好的浆体性能。

游梁式抽油机啮合式刹车驻车装置方案设计

针对游梁式抽油机检修时因系统机械故障或工人未锁死刹车系统而导致生产事故意外发生的隐患,结合现场需求,设计一种啮合式刹车驻车装置,对其实现方案、结构等进行分析,并结合有限元软件对齿块、齿盘、转臂等关键部件进行强度校核;根据其工作原理,对齿块与齿盘的啮入啮出条件进行校核,为后续推广应用提供理论依据。该刹车驻车装置作为抽油机正常刹车装置有益补充,为抽油机检维修等作业提供双保险,为抽油机检维修时溜车隐患的解决提供一种可行的解决方案。

中国深水钻井关键技术与装备现状及展望

随着陆上和浅水区域钻井技术日渐成熟,石油行业将研究重心转向深水区域,近10年全球重大油气发现70%来自海洋深水区域。深水钻井具有高风险、高技术、高投入的特点,其关键技术和装备是世界油气强国竞相角逐的技术制高点。随着在超深水、深层、远海“两深一远”区域勘探开发的持续推进,深水钻井需要面对深水、海况恶劣、浅层土质不稳定以及深层地质条件复杂等挑战。通过多方联合技术攻关和工程实践,中国已成功构建了具有国际竞争力的深水钻井技术与装备体系,包括深水钻井工程设计关键技术、深水钻井安全控制及高效作业技术、深水钻井关键装备。对相关成果进行了系统介绍,提出了融合人工智能和大数据技术创新钻井技术、加快工程地质一体融合、促进工程装备和软件研发、加强深远海钻井作业应急能力等建议,进一步推动深水油气勘探向深远海发展,实现深水钻井作业的安全高效和自主可控。

深水钻井井口吸力桩稳定性计算和校核方法

深水松软土质下,传统喷射法安装的表层导管在钻井阶段存在下沉和倾斜的风险。为了提升深水钻井水下井口的稳定性,提出了井口吸力桩表层建井的方法,开展了吸力桩下入深度和稳定性分析。基于桩基承载理论和广义Winkler地基梁模型,建立了井口吸力桩稳定性理论模型,并通过有限元方法和有限差分法研究了井口吸力桩稳定性特征及影响因素。以南中国海某井工程参数为依据,对井口吸力桩稳定性开展理论计算,与有限元计算结果进行对比,竖向极限承载力误差为4.23%,最大水平位移误差为6.0%,最大弯矩误差为2.96%,印证了计算结果的准确性。在钻井工况极限载荷作用下,相比于传统表层导管,井口吸力桩竖向承载力提升了43.91%,水平位移减少了63.21%,抗弯安全系数是前者的24.5倍。分别对井口吸力桩施加不同水平位移和弯矩,结果表明水平载荷对横向稳定性影响较为显著。井口吸力桩具有很高的竖向承载力和横向承载力,显著提高了水下井口的稳定性,研究结果为其在深水松软土质中表层建井提供了理论依据。

考虑“筒中筒”耦合作用的深水隔水管柱与钻柱碰摩运动规律

深水钻井时,旋转钻柱与海洋环境力作用下发生振动的隔水管柱易发生接触,造成钻柱与隔水管柱的碰撞或者摩擦。为了解隔水管柱与钻柱间的运动状态,减轻两者间碰摩,保证作业安全性,提出了一种模拟深水隔水管柱-钻柱组成的“筒中筒”耦合系统模型,通过分析二者间的位移与接触力,实现海洋深水钻井作业时隔水管柱与钻柱的耦合动力学模拟的建立。模拟结果表明,考虑隔水管柱与钻柱接触的情况下,海流作用和涡激作用对钻柱的动力学特征具有较大影响;海流速度增加,隔水管柱弯曲程度变大,隔水管柱的振动特征会限制钻柱运动;井口转速增加对钻柱的涡动特征影响小,但会增大钻柱与隔水管柱内壁的接触力,增大钻柱与隔水管柱的失效风险。该理论为海洋深水钻井摩阻分析提供了新的借鉴。

海洋精细控压钻井技术现状及应用

随着勘探技术的进步,不断向深部地层钻进,溢漏同存、窄压力窗口、异常高压等问题突出,往往会发生喷漏卡塌等复杂情况,这些已成为安全高效钻探面临和急需解决的难题。针对上述突出问题,考虑国内海洋钻井相比陆上钻井在地质特征、井身结构、作业模式等方面的差异,以陆上精细控压装备结构及工艺原理为基础,攻关形成了适合海洋作业的小型化、模块化、高效化精细控压装备及配套工艺,尤其在RCD系统结构、精细控压节流管汇结构、自动节流管汇回压补偿工艺等方面作出较大的优化升级,目前海洋化的精细控压钻井技术在加大推广应用,成为解决裂缝性储层、浅部大井眼钻进中的喷漏难题的有效手段之一。现场应用表明,精细控压钻井技术不仅有利于保障钻完井井控安全、减少井下复杂,而且可以大幅度降低钻井作业成本,在高压、裂缝发育、易漏失的储层钻井中具有广泛的应用前景,有助于提高勘探开发效益。

基于紧密堆积理论的深水低密度三元固相水泥浆体系

深水浅表层固井作业过程中由于海底低温导致水泥环早期力学强度发展缓慢、内部密实度不高,易引发水气窜流,进而导致固井质量低劣甚至密封失效等复杂情况。为此,采用分形特征方程对G级油井水泥、纳米CaCO_(3)(NC)和漂珠(CS)进行紧密堆积,然后结合室内实验评价,优选出了一套密度为1.50 g/cm^(3)的具有低温早强性能的三元固相水泥浆体系,并利用抗压强度测试、XCT、SEM等方法对紧密堆积体系的增强机理进行了表征和分析。研究结果表明:(1)三元紧密堆积体系早期力学强度发展快速,在10℃的低温条件下,24 h抗压强度可达3.5 MPa以上;(2)相比于相同密度的NC二元体系和CS二元体系,孔隙率降低了19.10%~33.05%,抗压强度提高了7.0%~21.1%;(3) NC可以为水泥水化提供成核位点、填充细化孔隙,CS可以部分替代水而提高体系致密性,在两种材料的协同作用和紧密堆积效应下可实现早期力学强度的快速发展。结论认为,三元固相级配水泥浆体系利用紧密堆积理论发挥了3种材料的各自优势,进而实现了早期力学强度的快速发展,对于深水井表层套管固井作业防止水气窜流具有很好的理论指导意义和应用推广价值。

基于改进蚁群算法的海上稠油热采井钻井顺序优化

蒸汽吞吐是广泛应用的稠油开采方式之一。海上稠油区块钻井作业成本高,故钻井的同时对邻近已完钻井进行注热,该模式可大幅提高钻采效率,然而存在注热井蒸汽窜至在钻井风险。本文对热采井的汽窜风险进行了研究,并提出了改进蚁群算法,以求解出满足安全距离且钻井总工期最短的钻井顺序。首先,构建了三维储层,模拟向井底注热时井周温度场与压力场分布规律。结果表明,向非均质储层注热时,蒸汽易沿高渗通道突进,9 d时间窜流距离可超90 m。其次,对蚁群算法做出了改进,将归一化的井底最小距离引入位置转移概率,将钻井停工时间引入信息素更新策略,优化求解钻井顺序。结果表明,针对渤海油田典型案例,当设定安全距离为400~460 m时,该算法较人工选取法可节约钻井总工期15~30 d。本文提出的改进蚁群算法可以快速高效求解出钻井总工期最短的钻井顺序,为钻进顺序的优选提供了定量化计算方法,对节约钻井成本、增强海上稠油热采井钻井安全性具有重要意义。

井喷发生后硬关井的井口压力分析

井涌或井喷发生后,成功关闭防喷器是保护井筒、避免事故恶化的重要措施;而确定关井载荷、界定关井时机对研制与安全运营高压井口装置具有重要意义。以超高压防喷器国产化研制为背景,针对井喷/井涌时地层气体大量侵入井筒、推动钻井液柱加速上行的极端恶劣工况,利用瞬变流理论建立硬关井后井筒环空水击波传播数学模型,计算大量气侵发生后不同时刻实施硬关井引起的井口动载荷,为设计、选用和校核井口装置提供载荷依据。针对防喷器压力等级,给出关井时机界定条件,提出在井口安装钻井液返速监测装置,当流速达到预警值时自动关井,确保井口装置安全。

MRCT-HT旋转井壁取心技术在南海东部A井中的应用

MRCT-HT是中海油服自主研发的一套新型旋转井壁取心仪器,该仪器的主要特点是设计了双动力系统,并在岩心之间插入隔片,既能测量岩心长度,又能直接判断取心成功情况,确保岩心质量,该仪器在南海东部A井中应用时,一次下井钻进67个深度点,收获壁心67颗,收获率100%,所取岩心满足了地质资料的录取和后期测试作业对资料的需求,效果良好。

渤海油田超高温深井钻井液配套技术

随着钻井深度的增加,地层温度成为制约钻井的主要因素。探索温度场导致钻井液性能的变化趋势,地面降温系统对钻井液ESD/ECD的影响过程。高温条件下钻井液性能稳定、井壁完整性和储层保护条件相对严苛,低生物毒性、易降解的抗高温、抗盐聚合物可以满足要求,抗高温润滑配合降低扭矩。对抗高温钻井液、无固相钻开液、高温堵漏技术的现场应用结合室内评价进行优化升级。

CO_(2)海洋封存的思考与新路径探索

实现碳达峰碳中和目标既是应对气候变化的必由之路,也是中国彰显大国责任担当和推动构建人类命运共同体的迫切需要。中国目前碳封存选址大多都集中在陆地,并且主要以气态CO_(2)或者液态CO_(2)的方式进行碳封存。陆地的碳封存潜力不及海洋,而且前者对于储层的地质条件和作业条件要求均较高。海洋是地球上最大的活跃碳库,碳封存潜力巨大,目前中国已建成第一个海上碳封存项目——“恩平15-1”CO_(2)封存示范项目。为了加快推进CO_(2)海洋封存目标的实现,提出了CO_(2)水合物固态封存的新思路,探索了海洋碳封存的整体路径。研究结果表明:①基于甲烷水合物开发的逆向思维,以及CO_(2)水合物形成条件远不及甲烷水合物苛刻的特点,可以将CO_(2)注入海底形成CO_(2)水合物碳矿;②基于“固态流化”法的逆向原理及思维将液态CO_(2)直接注入甲烷水合物层及其下伏层的泥砂中,不仅可以利用CO_(2)置换开发甲烷水合物,而且还能在海底浅层形成CO_(2)水合物进而实现碳封存;③利用现有油气田开发平台和设备,选择有利于CO_(2)封存的地质构造和咸水层,有望实现油气田开发和海洋碳封存的协同发展。结论认为,该方法已经通过了实验室可行性验证,有望为未来碳捕集、利用与封存(CCUS)提供新的解决方案。