基于有限元法的含腐蚀缺陷钻杆剩余抗拉强度分析

基于有限元法研究含腐蚀缺陷钻杆的剩余抗拉强度问题,分别讨论轴向腐蚀长度、环向腐蚀长度、腐蚀深度、腐蚀半径等因素对钻杆剩余抗拉强度的影响。研究结果表明:对于均匀腐蚀缺陷钻杆,其剩余抗拉强度受腐蚀深度的影响最大,受环向腐蚀长度的影响次之,受轴向腐蚀长度的影响最小;对于点腐蚀缺陷钻杆,其剩余抗拉强度受腐蚀深度的影响最大,且随着腐蚀半径的增大而增大。与该有限元法相比,依据现行石油行业标准计算所得的钻杆剩余抗拉强度较大,按此强度设计的钻杆存在一定安全风险,因此,设计中应充分考虑不同腐蚀形态的影响。

华庆地区侏罗系油井水平井钻井轨迹控制技术

以2011年实施的白246井区6口水平井为例，通过优化轨迹剖面、加强轨迹控制、改变钻头尺寸解决托压问题、使用双扶钻具提高储层钻遇率等技术措施，提出了华庆地区侏罗系油井水平井钻井轨迹控制的建议，对今后该地区水平井的钻井提速具有借鉴和参考意义。

钻井工程施工不安全因素分析及对策措施

随着能源需求的增加,钻井工程也在不断增加。但是由于在钻井工程施工中涉及一些施工中的不安全因素,如果不加以有效的应对管理,极易引发钻井工程现场各类事故的发生,甚至还会威胁到施工人员的生命安全。因此,对于石油企业的安全施工管理工作而言,应在钻井工程施工中,了解影响现场安全因素,并制定相应的预防解决措施。

GS-X25井测井仪器打捞实践

GS-X25井目的为灯影组四段碳酸盐气藏,产层采用精细控压钻至井深6 243 m完钻,Φ149.2mm裸眼段长1044m,井斜:78.41°,最大狗腿度3.22°,使用钻井液密度1.25 g/cm^(3)。完井传输测井过程中测井仪器遇卡仪器悬空硬卡于Φ177.8mm套管内井深5 090.97 m,卡点井斜65.95°,方位2.41°,狗腿4.92°,仪器离井底1150.03m。依据井下情况,分析处理难点制定针对性的技术方案:采用先解卡、再进行井眼准备、最后进行打捞;根据井下实际情况,细化井控风险削减措施、工具下入以及打捞措施,通过精心组织与现场实施,顺利解除悬空硬卡并完整捞获测井仪器,为超深大斜度井长段小井眼异形工具解卡与打捞提供可借鉴经验和方法。

海下天然气水合物储层压裂工艺技术

由于深海天然气水合物开采的复杂性,世界范围内,开采技术整体上尚无成熟配套,单井产量低、连续时间短、经济效益差,因此需要研究高效开采天然气水合物储层的工艺方法。本研究提出直井细分层冷水压裂的工艺技术,详细调研研究了储层的地质及力学参数。天然气水合物储层抗张强度、弹性模量偏小,具备可压裂性;针对天然气水合物储层,比较了水力割缝技术、水力喷射径向水平井技术、水力压裂技术的适用性,推荐采用水力压裂技术增产;建立了海下天然气水合物压裂原则,推荐无支撑剂压裂技术;提出了低温、低阻海水压裂液技术。当井口注入压裂液温度为储层温度(15.4℃)时,可确保进入地层温度小于储层温度一定范围。分析了各种分层压裂工艺技术的适应性,推荐射孔桥塞或连续油管水力喷砂射孔压裂分层压裂技术。对单缝压裂施工参数进行了设计。

钻井液硫化氢清除装置在双探3井的试验与认识

为拓展欠平衡与控压钻井在含硫地层的应用范围,研制了钻井液密闭循环系统(密闭系统)中的核心装备—硫化氢清除装置。该装置采用真空、扰流以及温控注入适量除硫剂等技术方法对经过初级液气分离后的钻井液中仍然残留的硫化氢进行有效处理,处理后的钻井液能够直接排入固控系统、泥浆罐,最后通过泥浆泵进入井筒进行密闭循环。为验证装置的可靠性,在双探3井进行了返排液除硫试验。试验期间,装置运行稳定,流量、压力、pH值以及硫化氢浓度等数据监测实时可靠。监测液体排出口处硫化氢挥发浓度由试验前的平均值105.82 mg/m3(最高值达到126.6mg/m3)降低到小于7.5mg/m3。试验结果表明,钻井液硫化氢清除装置能够有效处理液体中的微小气泡以及溶解态硫化氢等有害物质,满足安全环保钻井的需要,为钻井液密闭循环系统的推广应用提供了技术支撑。

尾管固井桥浆堵漏、反注(挤)水泥浆固井联作技术

深井长裸眼段固井一般采用尾管固井技术,尾管段一般长2000 m左右,长的超过3000 m,在同一裸眼中压力系统复杂、高低压同存。有的井压力系数相差0.3~0.5,有的超过0.8,针对钻井、固井中发生井漏的井,尾管固井可以采用正反注水泥浆固井技术,出于安全考虑在反注水泥浆时不考虑同时进行堵漏作业。针对漏层不在井底,开展大漏、井漏失返同时进行堵漏、反注水泥浆施工技术研究,有利于提高反注水泥浆固井质量,研究成果在HT1井177.8 mm尾管固井中进行了应用,固井成功、固井质量合格。

GS001-X井灯影组溢漏同存情况下精细控压钻井技术探讨

GS001-X井是四川高石梯灯影组储层的一口开发井。该井储层裂缝、溶洞发育良好,钻井过程井漏严重,漏、溢同存,出现无安全密度窗口、H_(2)S含量高,井控风险极大。该井作业期间采用精细控压微溢流监测、随钻压力测量监控、控压起下钻+重浆帽等安全钻井技术合理控制井筒压力,缩短了灯影组喷漏同存的处理复杂时间,完成了无安全密度窗口状态下的钻井任务,实现了地质目标,为获得高石梯单井高产量奠定了重要的基础。

GM地区完井试油新技术应用及探讨

GM地区气藏主要包含龙王庙气藏和灯影组气藏,其中龙王庙气藏属于典型高温高压大产量酸性气藏,灯影组气藏属于高温大产量酸性气藏。龙王庙气藏和灯影组气藏腐蚀类型以H2S腐蚀为主。两个气藏既是川渝地区近年常规气的重大发现,也是西南油气田今后油气增储上产的重要战略接替区域,解决两个气藏在勘探开发过程中面临的不同难题,高效安全的实施完井工艺技术,为油气田增储上产提高重要保障,是近年川渝地区酸性气田试油完井研究的主要方向。气藏发现至今,在近百口井的试油完井工艺实施过程中,对易漏地层钻完井液研制、试油完井一体化管柱、井筒完整性保障、电动远控测试流程,试油大数据信息一体化平台建设等方面进行了全方位探索和多井次现场实验及推广,文章拟对所采用的新技术一一介绍并做探讨。

对几个井控概念的商榷

针对一些文献、教材对地层压力、井侵、溢流、井涌、井喷的定义,结合笔者的实践和研究,提出这五个概念不同认识的商榷意见,特别阐述了溢流和井涌的区别与联系。

昭通页岩气区块超长水平井快速钻井技术

超长水平段水平井已经成为目前提高页岩气单井产量,减小单井成本,增加开采综合效益的关键技术手段。文章通过开展国内外页岩气超长水平段水平井技术调研与分析,结合试验区域技术难点,开展了井身结构、井眼轨迹优化设计与控制、页岩段钻头专项研制、强化钻井参数及油基钻井液多方面的技术试验与应用,初步形成以"个性化钻头+配套钻井提速工具+优质钻井液体系"为主体的页岩气井超长水平段快速钻井技术,Z区域单井水平段长度达到2810m,钻井速度较前期已钻邻井提高50%以上,钻井周期同比缩短12d,实现了单井效益大幅度提高,形成的系列技术对于我国其他区域超长水平段页岩气钻井具有较强的指导意义。