深水水下井口全钻井过程波激疲劳精细化评估

传统的水下井口波激疲劳评估没有考虑不同钻井阶段水下井口结构组成变化,导致水下井口波激疲劳评估精度有限。为此,提出基于整体-局部交互分析的全钻井过程水下井口波激疲劳损伤精细化评估方法,建立钻井全过程复杂结构水下井口局部精细模型及平台-隔水管-水下井口-导管耦合系统整体模型,研究整体模型与局部模型交互机制,并构建整体模型与局部应力传递关系,精细化评估水下井口全钻井过程波激疲劳损伤。研究结果表明:全钻井过程水下井口结构组成变化对隔水管系统和远离泥线导管处的波激疲劳几乎无影响,但对水下井口局部及泥线附近导管的波激疲劳存在较大影响;钻井第二阶段水下井口波激疲劳损伤最为严重,且水下井口底端始终为疲劳极限位置。所得结论有助于判断钻井过程中水下井口疲劳状态,保证作业安全。

疏松砂岩储层压裂液滤失特性与压裂能效分析

压裂充填是解决渤海油田防砂与增产问题的主导工艺技术,但高渗储层压裂滤失特性及其对压裂能效影响规律不明确,造成压裂选井选层和施工优化缺乏有效指导。通过对储层岩心压裂液滤失评价和疏松砂岩岩心三轴压裂模拟试验,并基于压裂液滤失和裂缝形态,构建了中高渗储层压裂模拟和能效评价指标与方法,实现了对不同储层条件和施工参数下起裂效率和裂缝延伸效率的有效评价。研究结果显示,相对于低渗透储层,非均质性明显的疏松砂岩储层裂缝不规则性更加明显,并且存在主裂缝分支多条细裂缝的情形。基于压裂机理和滤失特性的压裂能效的分析结果,得到了渤海油田典型工况下的推荐作业参数范围:压裂充填实施的储层渗透率低于2.0~4.0μm^(2);滤失系数控制在0.006 m/min^(0.5)以下;压裂排量不低于2.0~2.5 m^(3)/min;压裂液黏度保持在180~200 mPa·s以上。所得结论可为渤海油田中高渗储层压裂充填选井选层和施工参数优化提供理论支撑。

气体封隔器密封单元的增强方法与安全分析

气体封隔器胶筒是实现气井分层分段开采的关键部件。常规三胶筒结构在坐封时易发生初始破坏,导致胶筒整体应力水平降低,密封安全性储备不足。为此,提出一种多材料组合式密封单元的增强方法,用于HPHT105-232-V0型含硫化氢高温高压气体封隔器密封单元的设计;基于拉伸试验和Yeoh理论获得橡胶的本构模型参数;在温度204℃、坐封力200 kN和环空压力70 MPa下,分析了胶筒的应力和变形规律;试验测试了增强单元的密封安全性。分析结果表明:HPHT105-232-V0型封隔器密封单元胶筒的最大变形量为94.785 mm,最大接触应力为240 MPa,位于金属护环与套管接触区域。根据API标准,对HPHT105-232-V0型封隔器实物进行测试试验,坐封时胶筒未发生初始破坏,密封单元的整体应力水平提高;稳压过程胶筒压降幅度小于1%;整个试验测试过程中,密封单元无气泡溢出,封隔器卸载后胶筒结构无明显的塑性变形。研究结果表明,采用该增强方法所设计的多材料组合式密封单元具有良好的密封性能,满足极端环境下的密封安全性要求。

底部钻具组合力学性能分析及优化

深井段复杂地层倾角大,井斜控制难度大,严重影响了安全钻进。为准确控制井眼轨迹,提高钻具的造斜能力,采用纵横弯曲梁法建立力学计算模型,分析井眼曲率、地层倾角、各跨长度和外径、柔性短节、稳定器外径、翼肋推力、钻压和井斜角等因素对多种底部钻具组合力学性能的影响,优化底部钻具组合。研究结果表明:弯螺杆相比于直螺杆有更好的防斜纠斜能力,更适合在深部造斜力强的地层使用;当方位角在25°与205°时地层侧向力最小;定向井段井眼曲率对2种螺杆钻具组合的导向力影响最大,井斜角次之,钻压影响较小;翼肋推力对弯螺杆推靠式旋转导向钻具组合(RSBHA)的造斜力和造斜性能影响最为显著,钻压次之,井斜角的影响较小。研究结果可为复杂地层井斜规律的研究和控制提供参考依据,钻井工具的合理组合及优化对减少井斜问题、顺利完钻起着重要作用。

管柱牙痕产生机理与减少减轻措施研究

动力钳会在管柱表面产生比较明显的牙痕,而过深的牙痕会危及管柱安全及寿命。针对此问题,通过对牙痕产生过程的分析,提出了划痕和压痕的概念。通过对钳牙与管柱表面的接触力学分析,推导出了不产生划痕的条件和压痕深度的表达式,确立了动力钳结构参数、钳牙结构参数和材料与管柱牙痕的关系,给出了减小减轻牙痕的措施。以Ф88.9 mm油管为例,依据该理论对动力钳结构参数、钳牙参数和材料等进行了设计,钳牙对油管表面的划痕明显改善,压痕明显减轻。研究结果可为优化动力钳结构、钳牙结构和材料提供理论依据。

单弯双扶涡轮钻具造斜能力预测方法研究

针对以钻头中心点、双扶正器中心点的三点定圆法预测的单弯双扶涡轮钻具曲率而不是井眼的曲率,造斜率预测误差较大等问题,改用钻头中心点、双扶正器中心点所对应的井眼轴线上3点,利用上下扶正器位置及井壁间隙、结构角大小和位置、偏心块的位置和偏心距等影响因素建立三点坐标;根据三点定圆数学原理,建立井眼轴线三点定圆全坐标单弯双扶涡轮钻具造斜率计算模型;以3种涡轮钻具为例,计算分析结构角位置与大小、上下扶正器的位置及其与井壁之间的间隙、井眼直径、偏心块位置与偏心距的大小等因素对单弯双扶涡轮钻具造斜能力,从定性到定量影响的变化规律。由此建议将偏心块安装在靠近钻头或结构角处,增大造斜率,并对比分析确定了涡轮钻具s理论和模型预测的实际的转换系数在1.28~1.37的合理范围内,验证了模型的可行性。研究结果可为高温深井涡轮定向钻井提供参考。

高温高压完井封隔器结构优化

针对顺北油气田超深超高压超高温井的施工要求,设计了适用于?139.7 mm(51/2 in)套管的机械可回收测试封隔器,内通径达到50 mm。对该封隔器密封机构的变形过程及密封性能进行了有限元仿真分析,对封隔器卡瓦性能有显著影响的合金块安装间距、合金块安装倾角、合金块直径和卡瓦楔角等4个因素进行了正交试验,进而优化了卡瓦参数。优化后的卡瓦最大应力下降百分比为47.99%,应力集中现象得到了大大减弱。在理论研究的基础上开展了封隔器坐封试验、额定压差测试、绝对压力测试和封隔器解封试验。研究结果表明:该测试封隔器的强度安全可靠,可顺利完成坐封、解封,能够承受204℃以上的高温、110 MPa的额定压差及160 MPa的绝对压力,满足顺北油气田超深超高压超高温井的施工要求。

聚合物驱分层注入井节流装置的压损规律研究

当油田开采进入特高含水后期,分层注水已经不能有效提高采收率,聚合物驱成为提高油田采收率最有效的方式之一,而油田分层注入聚合物驱精准调控成为了一个重要问题。为满足现场分层注入聚合物驱节流压降需要,利用仿真软件对3种结构的井下分层节流装置进行了数值模拟,得到流体的压力云图,分析了压力损失机理和规律,确定了节流压降规律与节流装置的管芯环数、环空距离的关系。分析结果表明:在相同的管芯环数和环空距离条件下,流线型节流装置的压降最大,压降调节能力最强,通过建立合适的管芯环数和环空距离可满足油田分层注入流量调节的需要;根据得到的节流压降规律,通过改变管芯伸入环数可实现现场分层注入聚合物驱实时精准调控目的。所得结论对现场分层注入聚合物驱流量精准调控具有指导意义。

济阳页岩油水平井套管变形影响规律研究

套管变形导致压裂工具串遇阻是胜利济阳页岩油压裂开发过程中面临的主要难题之一。压裂开采中套管载荷影响因素复杂,基于常规区块的页岩油套管变形研究理论不能有效适用于工程地质条件复杂的济阳页岩。为此,针对济阳首口页岩油井,在分析现场测井数据的基础上,采用有限元方法模拟了固井质量和压裂施工参数对套管变形的影响规律。研究结果表明:水泥环在缺失严重时(缺失角度大于50°或缺失深度大于25 mm)会使套管发生强度破坏,水泥环缺失的临界部位是最容易发生套管损坏的部位;套管的最大应力随水泥环弹性模量的增大而减小,而受泊松比影响较小;注入排量的增加与周围地应力差成正比,在排量为10~12 m^(3)/min时可获得较好的裂缝宽度,注入时间在150 s时周围地应力差最小;随压裂段间距的增加,套管周围地应力差减小,在压裂间距大于18 m后,再增大压裂间距以降低套管应力作用已不大。研究结果可为济阳页岩油水平井下一步压裂施工提供理论依据。

高压高产气井测试管柱螺纹安全分析

目前,测试管柱力学研究主要集中在测试管柱受到内压、外压、轴力、扭矩、弯矩和黏滞摩阻等多种载荷变化下的屈曲变形,对用于连接测试管柱的螺纹及测试管柱发生变形时螺纹应力分布和强度分析不足。为此,采用有限元软件建立了测试管柱螺纹的有限元分析模型,对测试管柱接头螺纹进行受力分析,研究管柱螺纹应力随纵向载荷变化和有、无上扣扭矩对管柱螺纹应力和强度的影响。研究结果表明:测试管柱螺纹两端扣牙处等效应力较大,其中后端最后一扣的等效应力最大,而中部的扣牙受力相对较小;随着纵向载荷的不断增大,管柱螺纹处的应力幅值不断增大,在不同纵向载荷作用下,管柱内螺纹和外螺纹相互作用力均出现两头大、中间小的形态;有上扣扭矩时,测试管柱扣牙处的应力比无上扣扭矩时大,并且有上扣扭矩会增加后端扣牙的咬合力。所得结果可为测试管柱的安全分析提供理论支持。

小间隙偏心环空注水泥顶替效率研究

在小间隙环空注水泥固井过程中,当套管偏心严重时,除了在环空两壁面上有钻井液滞留外,在环空窄间隙处可能会出现钻井液的整体滞留现象。为了改善固井质量,从钻井液发生整体滞留条件出发,通过分析流体受力特性,建立了小间隙偏心环空钻井液滞留模型。基于该钻井液滞留模型并结合长庆某区块实例井作业工况,分析套管偏心度、水泥浆与钻井液密度差、钻井液屈服值等因素对小间隙偏心环空内顶替效率的影响规律。分析结果表明:随着套管偏心度的增加,注水泥顶替效率逐渐降低,当套管偏心度大于0.5后,环空窄间隙处发生钻井液的整体滞留现象,顶替效率急剧降低且套管偏心越严重,通过增加顶替压差来改善钻井液整体滞留角的效果越不明显;提高套管的居中度,增大顶替压差和钻井液与水泥浆的密度差,降低钻井液的屈服值均有利于提高小间隙偏心环空内注水泥顶替效率。研究结果可为准确便捷预测小间隙偏心环空内顶替效率提供理论依据。

《石油机械》投稿须知

《石油机械》主要报道油气装备与工程技术最新科技成果和进展,设有钻井技术与装备、海洋石油装备、油气田开发工程、石油管工程、新能源技术与装备和油气人工智能等栏目,欢迎作者就油气钻探与开发、新能源领域的新技术、新装备、新工艺、新材料、新方法等撰写论文,并注意下述写作要点。正文内容:1.文章必须是从未在正式刊物上发表过的,不得一稿多投,也不允许对旧作稍加改动重新投稿。

海上特低渗砂岩储层酸化增效技术研究与应用

针对海上油田特低渗砂岩储层酸化低效的难题,采用径向渗流达西公式并结合海上油田高渗、低渗和特低渗储层岩心酸化动态驱替试验手段,分析出物性因素是海上油田特低渗储层酸化低效的主因;采用盐酸、氟硼酸和氢氟酸3种酸液和3口特低渗探井岩屑进行了正交溶蚀试验,优选出12%HCl+4%HBF_(4)+3%HF主体酸配方,其溶蚀率可达26.03%~44.42%,具有较强酸溶效果;采用岩石扩容工艺进一步扩大酸化改造半径,通过数模和物模结合,可确定扩容压力、时间和液量等施工参数。研究结果表明,强化酸液溶蚀效果和增强酸化受效半径是进一步提高特低渗砂岩储层酸化效果的好方法。现场试验中,通过与常规酸化应用对比显示,泵注压力从20.69MPa下降至8.97MPa,增产倍比为2.03,效果显著。所得结果可为国内外同类储层增产措施的制定提供新的思路。

ZLZY310高温钻井液冷却系统研制及应用

针对井下高温环境导致随钻测量仪器精度失准的问题,研制了ZLZY310高温钻井液冷却系统。基于换热理论,分析了钻井液入井温度对井下钻井液温度的影响,考虑了钻井液静止时的温度变化情况,确定了装置降温的技术参数。钻井液冷却系统采用板式热交换器,换热效率高达85%以上;换热后的水由多组冷却塔散热,利用风冷与蒸发散热原理进行散热;设计了钻井液反冲洗流程,采用反冲洗的方式解决钻井液中杂质堵塞管路的问题。钻井液冷却系统在油田开展了现场应用,钻井液处理量高达150~260 m 3/h,对比同类冷却装置降温效果显著。钻井液循环降温能力满足现场作业要求,降低了地层温度对井下工具的影响。研究成果可为钻井过程中钻井液降温、反冲洗等工艺提供有效的技术支撑。

旋转导向推力测试装置设计优化

为了提高推靠式旋转导向推靠力测量精度,进而提高井眼轨迹控制精度,设计了一套推靠力测试装置。利用有限元软件对该测试装置进行了受力分析,找出了影响测量精度的主要原因,并针对性地提出了改进措施,对测试装置进行了结构优化。对改进后的测试装置进行了受力分析,分析计算结果和试验结果均显示,优化后的结构很好地消除了干扰,大幅降低了测量误差,达到了精确测量推靠力的目的。该测试装置已经大量应用于中海油服自研旋转导向的批量制造之中,成为旋转导向制造过程中的关键测试设备之一。研究结果可为提高井眼轨迹控制精度提供重要参考。

砾石充填金属网筛管冲蚀模拟试验研究

为避免水源井中砂粒对金属网筛管的冲蚀破坏,采用后混式磨料射流冲蚀试验装置,进行砾石充填加砂条件下筛管的冲蚀试验装置安装连接及试验方案设计,对金属网筛管进行两种不同粒径陶粒充填加砂模拟试验研究。试验结果表明:在无充填情况下,随着含砂质量分数的增加,流体冲蚀射穿的时间缩短,当含砂质量分数较高时,冲蚀损坏的时间变化幅度减小;随充填的陶粒粒径增大,砾石充填层渗流能力增强,筛管挡砂层和砾石充填层堵塞的非均匀程度减弱;对于砾石充填的筛管,当入罐喷射流体达到一定速度时,流体可扰动砾石充填层,筛管堵塞越严重,扰动掺混形成的磨粒射流冲蚀破坏能力越强;当井下筛管部分孔被堵塞后,地层流体会集中于某几个流通的炮眼向筛管内流动,形成高速磨料射流,对筛管造成冲蚀破坏。研究结果对筛管砾石充填防砂设计及延长筛管使用寿命具有重要意义。

井下段钻柱耦合振动及钻井液压力分析

针对深水钻井井下段钻柱在横向、纵向和扭转方向上的非线性耦合振动问题,根据动力学原理建立了井下段钻柱非线性耦合振动数学模型和井筒内钻井液压力波动模型,分析了波动钻压和波动转速对井下段钻柱横纵耦合振动、纵扭耦合振动的影响以及钻柱振动对井筒内钻井液压力波动的影响。研究结果表明:随着钻压的增大,钻柱的横向和纵向振动幅度都有一定程度的增加,钻柱稳定性变差,钻压增大对钻柱横向振动影响最大;在低转速时,钻柱容易产生较大的纵向振动,随着转速的继续上升,钻压波动和钻头黏滑振动幅度明显减小,钻柱稳定性提高;井筒内钻井液压力受钻柱振动影响较大,并随着钻柱系统的耦合振动幅度增大而上升,同时呈一定的周期性变化。研究结果可为深水钻井作业提供一定的指导。

电动潜油泵智能控制方法研究

通过电动潜油泵智能控制实现油井生产的自动调整与优化,是数字化油田深入发展的重要内容。鉴于此,以实现电动潜油泵智能控制为目标,建立了由压力监测系统、变频系统和中心控制器构成的闭环控制系统。依据电动潜油泵的固有特性,建立了频率与压力的解析关系。基于泵入口和泵出口的压力监测,提出了以动液面压力为控制目标的梯度变频算法。围绕算法控制,提出了基于动态生产的升频与降频起始界限值和目标域的压力控制策略,并控制好变频节拍。通过合理选泵,保证泵在有效的频率变化区间内满足以目标压力为解节点的油井产能需要,防止不匹配造成误控。监测系统及设备运行系统的故障诊断与保护是保障电动潜油泵智能控制可靠运用的重要前提。通过多口油井试验验证,利用该算法最多通过3次变频就能达到控制目标域,实现油井的稳定生产。研究结果对于电动潜油泵的现场应用具有一定的指导作用。

海洋大功率往复式压缩机噪声特性研究

针对海洋大功率往复式压缩机噪声强度大的问题,在设计阶段对某型号压缩机开展噪声特性研究,建立了海洋压缩机分析模型,采用Solidworks和ANSYS软件建立海洋压缩机的三维实体模型和有限元模型,计算压缩机所受载荷,并进行振动响应计算,最后采用LMS. Virtual. Lab建立边界元模型进行辐射声场计算,得出压缩机面声压云图和噪声频谱图,确定其辐射噪声较大位置及噪声显著频段。研究结果表明:海洋压缩机噪声显著频段在40~400 Hz内,峰值频率为125 Hz,整体呈现低频特性;在气缸处噪声值较大,确认其为主要噪声源;甲板的反射作用使得压缩机下方的辐射噪声普遍高于上方。在确定气缸为主要噪声源后,对海洋压缩机提出了具有针对性的降噪方法。研究结果可为海洋大功率往复式压缩机噪声控制和优化设计提供参考。