特高压平板闸阀设计与密封性能分析

针对特高压井口平板闸阀设计指导空缺问题,参考API 6A和API 6D标准中的平板闸阀设计参数确定方法,给出175 MPa工作内压下阀体通径为78 mm的平板闸阀设计参数,补充并完善了国内外特高压井口平板闸阀设计方法,对所设计的平板闸阀采用有限元法分析其在螺栓预紧工况、额定工作内压工况和1.5倍静水压工况下的密封性能。所设计的平板闸阀可以满足密封准则,且能应对一定量的动载荷,可为特高压井口平板闸阀设计提供参考。

水下卧式采油树在役工况安全风险分析

深水油气生产对水下采油树系统的可靠性有着极高的要求。为保障我国首套国产化深水水下采油树在役生产工况下的安全运行,建立了改进型危险与可操作性分析法(HAZOP),将改进后的发生可能性和严重度等级划分及风险矩阵作为风险评判的依据,通过对油气生产过程、化学药剂注入过程以及水下控制系统电力/通信过程等3个生产节点进行风险评价,得到水下采油树在役过程中的36个中度风险点,并提出了相应措施;采用数值模拟方法,建立了水下采油树-井口系统力学模型,对系统在役过程中所受到的海流载荷、地震与腐蚀等风险进行分析。研究结果表明,水下采油树在各类工况下的最大应力在20 MPa以下,最大弯矩在0.3 MN·m以下,安全性满足生产要求;但在腐蚀后百年一遇海流及大于6.5级地震载荷下,系统最大弯矩超出极端环境许用值,安全性不能保障。所得结论可为我国水下采油树的应用提供指导,能够有效保障采油树服役期间的安全性。

深水采油树井口液压连接器的设计

设计一种基于18-3/4"H4型面、69 MPa井口压力的液压驱动锁块式连接器,通过有限元方法分析锁紧型面过盈量对锁紧峰值压力、连接器预紧力的影响,预紧力与锁紧峰值压力之间的关系,以及VX钢圈在失效负载条件下的密封性能,并对相关分析结果进行测试验证。分析及测试验证表明,在过盈量可调范围内连接器预紧力与锁紧峰值压力为线性关系,可通过锁紧峰值压力的大小有效评估预紧力;有限元分析结果可为连接器的调试作参考;连续的环状接触压痕是钢圈密封的必要条件,密封面的材料及加工质量是建立密封的关键因素;连接器在69 MPa+1300 kN+11000 kN·m负载条件下功能、结构及密封性能良好。连接器搭载采油树在南海相关油气田得到成功的示范应用。

水下井口系统拉伸与弯曲测试工装设计与分析

水下井口系统在深水油气开采作业期间承受复杂载荷的作用,极易发生强度破坏和结构失效。目前主要通过数值模拟的手段对水下井口系统进行分析,无法准确评估水下井口在工程应用时的安全性,研制水下井口系统的专用测试设备并分析其试验过程中的结构稳定性具有重要意义。根据水下井口系统实际装配结构,自主设计了水下井口承受悬挂、拉伸、弯曲载荷下的专用测试工装。为论证测试工装结构在测试试验过程中是否会发生强度破坏,基于ANSYS Worbench建立了3种测试工装的有限元模型,分析得到不同工况下测试工装应力响应云图。计算结果表明:悬挂载荷测试时,测试工装最大应力为597.50 MPa;弯曲载荷测试时,测试工装最大应力为349.34 MPa;拉伸载荷测试时,测试工装最大应力为179.14 MPa。各部件应力均未超出材料屈服强度,能够保证测试试验的稳定运行。研究结果可为水下井口系统测试工装的研究设计提供参考。

基于多参数测量柱塞的井底流压连续监测及应用

为了连续监测井底流压,为井区压力监测、气井生产及排水采气策略的制定提供理论和实际指导数据,以井区柱塞井为研究对象,依托井下多参数测量柱塞内置的压力、温度和加速度传感器,经过内置算法得到柱塞运行过程中沿井筒的温度和压力分布,并对获取的井底流温和流压数据进行分析。结果表明,得到的柱塞运行过程中沿井筒的温度和压力分布,有助于分析气井积液和井下压力等生产状况。获取的流温流压数据准确可靠,Y4-3井使用井下多参数测量柱塞实施气举排水采气工艺后,套压下降速度缓慢,平均降速为0.0019MPa/d,年下降0.6935MPa;井底流压下降速率为0.0004MPa/d,低于井口套压的压降速率。井口套压的下降速率和井底流压下降速率并不一致,前者是后者的4.75倍,井口套压的变化并不能直接反映井底流压的变化,原因在于环空的积液量情况未知且较难预测。

深水钻井隔水导管承载能力影响因素分析

深水钻井中隔水导管的下入深度、力学性能及载荷特征是影响其承载能力的主要因素,隔水导管的承载能力又直接影响其与井口连接的稳定性,而目前设计隔水导管尺寸及下入深度时大多基于工程经验,缺乏理论依据。通过建立综合考虑海底地层性质、轴向和横向载荷、隔水导管力学性能的力学模型,分析了影响隔水导管横向位移及应力分布的因素,结果发现:井口横向载荷是影响隔水导管横向位移的主控因素,而轴向载荷对隔水导管横向位移的作用并不显著;随着隔水导管入泥深度增大,其横向位移逐渐减小,而应力则先增大后减小,其中位移和应力在入泥深度10.00m左右处存在拐点;地基力学性能对隔水导管位移及应力分布的影响极其明显。研究结果对不同海水波动、海床力学性能等工况下深水隔水导管的力学性能参数优选、结构尺寸选择及下入深度确定具有理论及工程指导意义。

双层分采井管柱受压变形对策研究

针对双层分采井坐封时管柱易受压弯曲,且坐封载荷越大管柱变形越严重这一特点,提出通过控制井口管串预留高度来控制坐封载荷,是避免管柱过度弯曲的一种有效方法,并给出了计算井口管串预留高度的具体方法;为减缓中和点以下管柱受压变形,采用油管补偿器,以补偿油管的压缩量,减缓油管蠕动和偏磨。该方法通过在长庆油田耿83长x和长y试验区应用,坐封载荷合理,有效控制了管柱的变形。目前试验井生产正常,油井免修期均超过一年。

基于p-y曲线法的受水平载荷水下井口水平度研究

为保证水下井口水平度,并确定其在深水中不产生较大倾斜以避免对井口设备造成损伤,将对水下井口系统起固定作用的表层导管及注水泥环视为单桩体,基于桩基设计规范及海洋石油工程相关API标准对所设计模型进行了校核。根据土体相关特性选择非线性地基反力法p-y曲线法,对井口受波流水平载荷的响应采用非线性弹簧模型进行有限元模拟,并将结果导入基盘防沉垫模型中进行有限元分析,得到水下井口水平度为0. 45°,满足海洋油气工程中对水下井口水平度不超过0. 5°的要求。研究结果对于水下井口的现场应用具有一定的指导作用。

套管悬挂载荷的现场计算

通过对行业标准 SY/T5 731- 1995中套管悬挂力的计算方法进行简化 ,建立了现场套管装定时悬挂载荷的实用算法 ,使计算过程大为简化 。

关于套管柱井口装定问题的再认识

针对石油钻井工程中套管柱井口装定载荷的设定和控制方法存在的缺陷,对套管柱受力情况进行了分析,认为在固井水泥浆候凝期间,井下套管柱所受外力存在不确定性,不能据此计算井口装定载荷,相关的行业标准亦存在缺陷。分析了影响和限制井口装定载荷的各项因素,认为井口装定载荷只要满足一定的区间要求即可,实际工作中可以直接设定,使其略大于自由套管段的重力。根据自由套管段在水泥浆候凝期间受力和变形情况,提出了控制套管柱井口装定载荷的实用方法:通过公式可以计算出在水泥浆稠化前和装定后两种状态下自由套管段实际变形长度的差值L;在水泥浆稠化前将套管柱从坐放位置上提L;到最后一级注水泥作业水泥浆凝固后,再将套管柱和套管悬挂器坐放到位。该井口装定方法对不同井型、不同类型的套管悬挂器以及单级和分级注水泥工艺都适用。

渤海井口平台标准化结构设计面压载荷法

为解决标准化平台结构对于多种载荷的适应性问题,较为全面地总结国际项目经验,分析渤海在役平台基础数据,提出一种采用面压加载来等效替代不确定载荷的设计方法,着重介绍典型平台的面压加载,确定可用于渤海标准化平台结构的面压取值,并采用SACS软件校验面压加载方法对于典型平台的适用性,得到有意义的结果。该设计方法的提出推动了标准化结构设计进程。

井口导管水平承载力循环退化机理研究

针对黏土强度的扰动退化机理,采用累积位移建立p-y曲线的循环退化效应,并在ANSYS中建立循环p-y曲线用户单元进行循环荷载作用下井口导管水平承载力退化机理研究,分析循环幅值、循环次数以及风暴海况对导管承载性能的影响。研究结果表明,循环p-y曲线用户单元的土反力随累积位移逐渐衰减至稳定值,循环位移幅值越大,土反力衰减越快;在循环位移荷载作用下,导管最大弯矩、水平承载力随循环次数不断减小至稳定值,且循环位移幅值越大衰减越显著;风暴海况会加剧管周土体强度的退化,风暴下导管水平承载力降低19.2%,风暴海况后导管水平承载力明显小于正常海况情况。本文研究成果对井口导管的安全受力分析具有指导意义。

深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

深水表层土壤松软,导管通常采取喷射的方式下入,井口径向稳定性能薄弱,尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下,水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性,针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象,进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析,结合现场作业实践,提出了防止井口下沉的方法,并且在作业实践中得到了成功应用,提高了水下井口径向载荷的稳定性,有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行,保证了深水钻井的安全性。

新型水下井口基盘模型试验及数值分析

针对某一新型水下井口基盘,进行了室内模型试验,包括准静态试验和模态试验,并和有限元计算结果进行了对比。考虑了冰载荷、波浪载荷、流载荷、地震载荷对结构的作用,试验给出的平台应力、位移响应、振型、频率和有限元计算的结果一致,此井口基盘结构是安全的。

四川气田采气井口装置承载能力分析

采气井口装置由于均匀腐蚀和点蚀的作用，其承载能力会缓慢下降，采用有限元法，对承载能力进行计算和分析，得出采气井口装置所能承受的极限载荷及其承载能力随使用时间的增长而下降的规律；将计算分析结果与四川气田现场使用资料进行对比后得出了“采气井口装置能够承受压裂酸化施工中一定范围内的超负荷压力”以及“采气井口装置承载能力下降速率低于地层压力下降速率”两个重要结论。目前，采气井口装置的选用原则是采气井口装置安装选取的额定压力级别通常是介质压力的1．3倍～1．5倍。

北部湾盆地大尺寸隔水导管开窗再利用技术

北部湾地区部分隔水导管桩管鞋发生变形,报废井槽在常规钻井工艺下无法利用。从隔水导管、桩土承载力、窗口强度等方面论证了隔水导管开窗可行性,分析隔水导管不同开窗点深度对桩土承载力的影响,建立隔水导管开窗口有限元分析力学模型,计算开窗后隔水导管轴向抗压、抗弯强度,分析了隔水导管不同开窗点深度、桩管偏斜对井口临界载荷的影响规律。结果表明,隔水导管开窗口处允许的轴向力随弯矩的增大呈线性关系降低,开窗处强度是决定井口允许载荷的主要因素;开窗点越靠近泥线,井口允许载荷越小;桩管下部偏斜将增加开窗口处的弯矩,降低井口允许载荷;当开窗点深度超过泥线20 m后,开窗点深度、桩管偏斜对井口允许载荷影响较小。在南海西部首次实现大尺寸隔水导管开窗侧钻工艺,有效利用报废井槽,对后续报废槽口再利用具有借鉴意义。

井口处连续油管最大允许轴向载荷分析

针对井口处的连续油管,考虑残余曲率,通过梁弯曲理论推导出连续油管的形态方程和挠度方程,建立了连续油管截面应力模型和最大允许轴向载荷模型。研究表明,连续油管易在凹侧外表面产生过大压应力,发生强度失效;连续油管最大允许轴向载荷随着井口处长度增大而减小,随着连续油管壁厚增大而增大。井口处长度对最大允许轴向载荷起主要作用,在实际应用过程中应尽可能缩短注入头下端和井口位置上端之间的长度。

热采井口装置热蠕变失效分析

针对热采井口装置在蒸汽驱和蒸汽吞吐两种工况下的热蠕变失效情况,进行了其材料30CrMo在390℃,四个不同应力下的蠕变试验,对试验结果进行了拟合,获得了复合时间强化模型参数。用短期的试验进行了验证,复合时间强化模型的计算值与试验值之间的误差小于15%。运用Ansys Workbench模拟了热采井口装置主要承压件在恒温恒载工况和断续加载工况下的蠕变失效过程,得到主要承压件在两种工况下的失效时间,对热采井口装置的使用寿命评估具有重要的意义。

海洋钻井套管安全下放速度计算模型研究

由于海上探井泥线以上的井筒结构为长细杆结构,下套管时过大的冲击载荷常常会造成井口损坏或井筒失稳,确定套管极限下放速度是安全作业控制的关键。本文从探井井身结构的特征入手,开展了井口与井筒管柱的整体受力分析。基于压杆稳定性理论,建立了探井作业条件下井口和井筒承载力计算模型。利用能量守恒定理,建立了坐挂套管条件下冲击载荷的计算模型。以隔水导管承载力、井口结构强度、井筒失稳和薄弱地层破裂压力为约束条件,建立了套管最大下放速度计算模型。以渤海海上典型探井为例,结合地层土质参数与钻井作业工况,利用该模型分析了套管下放速度对井口载荷及井筒稳定性的影响。经海上探井的现场应用与实践证明,所建立的理论模型对海上钻井设计和现场施工具有很好的指导意义。

深水流速剖面对隔水管横向载荷的影响

文章通过分析浅海海域流速梯度的计算方法,结合艾克曼海流理论,提出了新的深海流速剖面的计算方法,并且通过理论计算和数值模拟比较了新老两种计算方法对深水钻井隔水管受到的海流横向总载荷以及对底部挠性接头横向反力的影响。为海洋深水钻井隔水管的海流载荷计算以及后续的水下井口稳定性分析提供了新的理论参考。