高温气井套管性能变化对井口抬升高度的影响

井口抬升高度对高温气井管柱设计、固井设计以及地面管线设计等至关重要,但套管性能、自由段长度等因素对井口抬升高度影响显著。为阐明井口抬升机理,分析套管性能对井口抬升高度的影响,充分考虑温度对套管力学性能的影响,建立多因素作用下井口抬升高度预测模型,并分析受温度变化影响抬升高度的关键因素。利用文昌气田X井测试管柱实测数据分析不同情况下套管热膨胀系数和弹性模量对抬升高度的影响。结果表明:同时考虑热膨胀系数和弹性模量共同作用的预测模型对井口抬升高度影响最大,与现场实际最为接近,应作为工程分析的首选。研究结果对井口抬升高度预测及油气井安全生产具有重要的指导意义。     

基于复模态法的深水钻井隔水管反冲响应力学特性

考虑隔水管在正常钻井作业过程中由于轴向拉伸储存的弹性势能和反冲过程中钻井液下泄时产生的黏滞阻力的共同影响,通过将隔水管离散化为三自由度质量-弹簧-阻尼系统,建立隔水管紧急解脱后的反冲响应力学分析模型和控制方程;以浮式钻井设备的升沉运动作为边界条件,以隔水管解脱前的变形为初始条件,考虑控制方程中阻尼矩阵不能被对角化的影响,采用复模态分析法对控制方程进行求解;根据实例分析得到反冲过程中隔水管底部总成(low marine riser package,LMRP)振动位移的变化规律,并讨论水深、波高、顶部张紧器弹簧刚度及解脱相位角等因素对LMRP振动位移的影响,研究隔水管反冲响应的主控因素。结果表明:在同样的作业条件下,水深越大,隔水管紧急解脱的安全作业窗口越小;波高越大,隔水管的反冲响应越剧烈;顶部张紧器的刚度是决定隔水管反冲特性的一个重要因素,张紧器刚度越小,LMRP与防喷器发生碰撞的可能性越大;解脱相位角对隔水管的反冲特性影响不大。     

中国海洋深水油气工程技术与装备创新需求预见及风险分析

 着眼于中国南海油气工程技术与装备创新发展问题,通过专家咨询调研,梳理了深水油气工程技术与装备发展现状,并将其分成深水油气勘探技术与装备、深水油气田高效开发工程模式、深水钻完井关键技术与装备、深水油气生产与输送关键技术与装备4个领域,构建了相应的4级层次评价模型,运用德尔菲法和权值因子判断法对深水油气工程技术与装备进行了量化分析和重要性排序,并对相应的关键装备系统进行了风险分析。研究结果表明,在深水油气工程中比较重要的技术与装备内容包括：深水油气勘探技术、油气田开发先进井型技术、浮式钻井平台/钻井船总体结构设计制造技术、深水钻井隔水管安装与作业控制技术、水下井口系统设计制造技术及其安全高效安装技术、深水钻完井安全高效作业技术、浮式生产平台总体结构设计制造技术、水下采油树系统设计制造技术及其安全控制技术以及电液复合式控制系统设计制造技术等;深水油气工程装备组成复杂,海洋环境和作业工况恶劣,导致泥浆循环、深水钻井隔水管、水下井口与采油树、油气处理、水下管汇及水下生产控制等系统出现失效的风险较高,可通过优化设计控制降低装备失效概率。     

斜直井段套管-水泥环组合系统受力特性分析

为分析斜直井条件下套管-水泥环-地层组合系统的受力特性,将地层主应力通过坐标变换转换到井眼轴线与垂直于井眼轴线平面所确定的坐标系上,将变换后的应力张量进行分解,得到3个新的应力张量,以3个新应力张量为边界条件建立相应的线性方程组,并计算地层主应力3种条件下斜直井中系统各接触表面的应力分布,对比不同井斜角条件下的应力分布规律。结果表明:地层3个主应力大小关系不同时得到的斜直井下套管-水泥环界面的径向接触应力随井斜角的变化规律不同,在某些地层下水平井的套管抗外挤能力大于同等条件下直井的套管抗外挤能力,而在另一些地层下直井的套管抗外挤能力大于同等条件下水平井的套管抗外挤能力。     

一种非均匀地应力下椭圆井眼套管-水泥环-地层力学特性半解析解

为研究井壁崩落形成椭圆形井眼后套管受力情况,在弹性力学理论的基础上,结合复变函数方法建立了非均匀地应力作用下椭圆形井眼内套管-水泥环-地层组合体应力模型,根据应力边界条件与位移单值条件得到了系统各界面处应力分布的半解析解;并探究了井眼椭圆度、水泥环弹性模量和泊松比对套管外壁径向应力与Mises 应力的影响。研究结果表明：与圆形井眼相比,椭圆形井眼能减小套管所受最大应力,降低应力非均匀度;高泊松比、低弹性模量水泥环也有利于减小套管受力。研究成果对井壁崩落段地层钻井液密度、套管规格选取和固井水泥性能设计具有重要的指导意义。