深水海底泵举升钻井井筒泥浆性能、温度和压力场耦合规律

 井筒温度和压力场计算是深水海底泵举升钻井设计的重要内容.综合考虑温压场与泥浆性能,特别是泥浆流变性能的相互影响,建立深水海底泵举升钻井井筒传热和流动耦合计算模型,并与常规隔水管钻井计算结果进行比对.结果表明:受海水低温影响,上部井段环空温度小于入口温度,海底泵举升钻井井筒温度小于常规隔水管钻井,需注意低温时天然气水合物形成带来的安全隐患;海水段和地层段压力存在不同的压力梯度,地面泵压小于循环压耗,海底泵举升钻井井筒压力小于常规隔水管钻井;考虑泥浆密度和泥浆流变性能变化对井筒温度、ECD 和泵压均有影响,相对来说,ECD 受前者影响较大,而井筒温度场和泵压受后者影响较大;两者都考虑,泵压计算误差将大大降低.     

深水钻井井控技术

该文在对国内外深水井控技术充分调研的基础上,针对南中国海深水钻井井控特点和难点,结合近年南海深水钻井设计和作业经验,详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题,研究提出了有针对性的解决方案,可为南海深水钻井井控作业提供参考。     

海底钻井液举升钻井系统监测与控制

海底钻井液举升钻井(SMD)技术可以有效地解决常规深水钻井压力梯度区间较窄的问题,复杂的海洋钻井环境为其实现造成了一系列的控制难题。结合SMD系统的组成和基本功能,选择PXI系统作为海底钻井液举升钻井监、控系统的硬件平台,基于Labview开发SMD系统监控程序。结合SMD的作业流程和工况特点,根据模糊控制理论,设计实现SMD系统模糊控制器,解决SMD系统大惯性、大时滞的控制难题。通过海底钻井液举升钻井试验平台对所开发的监控系统性能进行验证。试验结果表明:监测模块可精确测量SMD系统的各项运行参数;模糊控制器能够快速有效地保证泵的入口压力维持在某一恒定值附近,系统能可靠地应对井涌、井漏等异常工况的发生。     

深水钻井环空ECD计算

随着海洋油气藏的勘探和开发,钻井工艺技术面临着新的挑战,准确计算深水钻井环空当量循环密度（ECD）值对防止井漏和井喷有重要的意义。本文结合前人计算环空ECD的模型和深水条件给出了一种计算深水钻井环空ECD的计算方法。     

海洋深水钻井新概念——“ABS”装置

ABS是一种人工浮筒海底,是一种为解决将半潜式钻井平台用于深水作业的低廉的作业手段。ABS通过将人工浮筒放置在海面下300米的海洋深处,并将BOP置于ABS之上,来延伸和扩展半潜式钻井平台的钻井能力,以有效利用现有的半潜式钻井平台,达到对1500米的深水油田进行低廉开采的目的。     

深水钻井井涌动态模拟

考虑油气和水合物相变、岩屑以及地层产出等参数的影响,针对井筒与隔水管,建立深水钻井井涌期间的多相流动控制方程组,采用数值方法对方程组进行求解并编制相应软件,对深水井涌的流动过程进行动态模拟,分析井筒气相体积分数及溢流参数随溢流时间的变化规律,讨论地层渗透率、地层与井底初始压差以及水合物生成与分解对溢流参数的影响.结果表明:溢流时间越长、地层渗透率越大、地层与井底初始压差越大,则泥浆池增量越大,井底压力降低越明显,井控难度越大;水合物生成与分解对井筒及节流管线的流动有影响,尤其对已存在的较多水合物采取措施促使其分解时,对节流管线内的气相体积分数影响很大,进而影响压力分布及节流压力的调节.     

水下机器人在深水海底电缆维修中的应用

随着海洋石油开发向深水区域的发展,对于包括海底电缆、海底油气输送管线、水下井口等在内的水下设施的维修工作日益增多。本文通过实例,介绍了水下机器人作为一种实用的水下作业工具,能够在深水海底电缆维修项目中代替饱和潜水作业,并具有突出的经济性,其在海洋石油工程项目中的作用将越发重要。     

深水钻井隔水管段携岩规律研究

岩屑运移机理的研究对钻井作业来说至关重要,尽管前人做过许多相关工作,但仅仅停留在理论研究和物理实验的层面上。本文应用CFD软件Fluent,对岩屑在深水井隔水管段的运移规律进行研究,模拟条件更加接近实际情况,结果更加精确,可以为深水钻井井眼清洁工作提供科学参考。     

浅谈石油工程钻井技术的发展

随着深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程突出了更高的挑战,钻井技术的难度也越大。本文对深水的钻井设备、关键技术进行了阐述,对深水钻井领域发展具有重要的作用。     

无隔水管深水钻井作业管柱的力学分析

 无隔水管深水钻井作业是深水钻井的关键环节之一,管柱的力学行为十分复杂。本文阐述了无隔水管深水钻井管柱的纵横弯曲变形力学模型、纵向振动力学模型及无隔水管深水钻井送入管柱设计与强度校核方法等,分析了作业管柱变形及运动的主要影响因素和规律,提出了解决这类复杂工程问题的简化思路。结果表明,作业管柱的轴向拉力过大或过小、海水深度大、平台偏移或升沉振动幅度过大以及海流流速快等因素对管柱的强度安全具有显著影响。在无隔水管深水钻井作业管柱强度设计与校核时,应充分考虑管柱的作业工况及环境载荷的影响。     

深水钻井隔水管单根基本参数确定方法

提出利用各种力学准则确定深水钻井隔水管单根基本参数的方法,包括单根主管与辅助管线参数、浮力块参数、隔水管接头参数等。结果表明:确定隔水管单根主管基本尺寸主要有环向应力准则、轴向应力准则和挤毁压力准则,根据环向应力准则得到的结果最保守;确定辅助管线参数主要依据等效应力准则;确定浮力块参数主要是合理确定浮力块的外径和密度;隔水管接头等级确定要依据规范考虑不同载荷工况进行选型设计。外径0.5334 m,内径0.48895 m的隔水管可应用于1.830 km深的水域,且隔水管系统中无须配置填充阀,辅助管线设计合理,浮力块选用3种密度可满足工作水深的需要,选配E级隔水管接头可满足使用要求。     

深水钻井隔水管与井口技术研究进展

钻井隔水管与井口系统是深水钻井装备中重要而薄弱的环节,其正确设计与使用直接关系到钻完井作业的顺利完成。系统开展了面向南海的深水钻井隔水管与井口技术研究,建立其力学分析方法,形成一套深水钻井隔水管与井口系统钻前设计与作业技术体系;提出隔水管与井口系统的波激疲劳、涡激疲劳、磨损以及隔水管接头完整性评估方法,并进一步完善深水钻井隔水管与井口完整性管理方案;建立深水钻井隔水管关键装备与作业风险评价框架,探索台风环境下的隔水管系统安全保障的关键技术;在此基础上开发深水钻井隔水管作业管理软件,承担中国南海6口自营深水井的隔水管与井口系统钻前设计与作业技术研究工作,成功将科研成果应用到深水钻井实践中,并取得良好的应用效果。笔者对这些进展进行总结和回顾,并对今后的研究方向进行展望。     

深水钻井井筒水合物生成风险评估研究进展

中外对于水合物在集输与采油过程中水合物生成堵塞研究较多,但深水钻井工况下水合物生成堵塞研究很少,水合物生成堵塞风险综合评估仍有待进一步研究。深水钻井过程中水合物易造成井筒堵塞,并诱发系列的井下事故风险,针对在深水钻井过程中在井筒低温高压条件下水合物在钻进、起下钻、压井等工况中的水合物生成堵塞风险评估开展理论与实验方面的调研。通过系统介绍天然气水合物的生成风险类型,水合物的生成风险评估环境分为钻遇含天然气地层井筒和在正常深水钻井井筒两种情况。当前深水钻井水合物生成风险预测模型：(1)基于V-P(Van der Waals-Platteeuw)模型推导;(2)基于络合溶解理论;(3)基于智能算法等。水合物生成风险实验评估主要包括基于光学检测、基于超声检测、基于电学检测、基于电子计算机断层扫描(computed tomography, CT),即技术、基于核磁共振成像技术等。水合物生成风险定量评估方法主要基于过冷度和无量纲施工参数。综合分析发现深水钻井过程中现有的水合物生成风险预测模型存在计算复杂,无法很好地深水钻井工况契合;而水合物生成风险实验评估都存在无法很好地模拟还原深水钻井循环,起下...     

深水钻井井身结构设计参数的选取

深水钻井具有自然灾害多、安全作业窗口窄、完井井眼大的特点。在实际工程设计中面临着套管下入层次多、可选尺寸少等问题,增加了深水井身结构设计的难度;因此在实际工程中特别需要更科学的井身结构设计方法。鉴于目前海洋钻井手册井身结构设计采用的设计参数是陆地钻井的经验值,缺乏对深水作业特点的考虑,因此十分有必要研究这些参数对于深水的适用性,以避免因设计不合理而造成的井下事故。在充分考虑深水钻井特点的基础上,给出了深水油气井井身结构设计参数的选取办法及推荐值;与传统的井身结构设计方法相比,深水井身结构设计还要考虑深水作业过程中隔水管解脱的工况,以及当量循环密度、井涌余量等参数的影响。研究对陆地及浅海钻井井身结构设计也具有一定的借鉴作用。     

深水钻井导管喷射下入深度确定方法

通过分析深水钻井导管的受力特征,在土力学和桩基理论的基础上,重点考虑时间效应对承载力的影响,提出一种通用的深水钻井导管喷射下入深度确定方法。利用该方法可以合理地确定导管下入深度,减少设计的盲目性并节省钻井成本。结果表明：大直径导管的承载能力较大,所需下入深度较小;随着恢复时间的增加,导管承载力逐渐增强,所需下入深度可以相应减小,但是过长的时间间隔将增加钻井成本,要根据实际情况权衡确定;承载力增长系数的选取对设计结果有较大影响,应根据区域试验数据合理选取。     

深水钻井隔水管系统配置及动力学特性分析

针对钻井隔水管钻井隔水管问题,总结了海洋隔水管基本配置特征,使用变分原理推导了隔水管动力学数学方程,确定了考虑上下端旋转刚度的边界条件,建立了波浪载荷影响下的隔水管动力响应分析模型,利用埃尔米特三次差值函数对其进行离散,分析了不同工况对隔水管变形特性的影响。结果表明,顶张力越大,隔水管的位移越小;海流类型对隔水管的变形特征具有明显影响;海流的表面流速对隔水管的变形影响十分显著,表面流速增加时,隔水管位移大大增加;常规海况下,风速较低,风速对隔水管动力响应的影响很小;但当系统遭遇极端天气（如台风）时,隔水管的位移会明显增加。     

深水钻井中隔水管底部转角及载荷变化规律研究

通过有限单元法建立隔水管模型,分析了三级风、八级风——两种不同风力条件下,顶部张力比和船体偏移率对隔水管稳定性的影响。计算结果表明:隔水管底部横向载荷随张力比和偏移率呈线性变化。在张力比增加的过程中,船体的偏移率越大,横向载荷的增加幅度也越大。隔水管底部转角随偏移率的增加呈线性增长,但随着张力比的提高会迅速降低,然后趋于稳定。在保证张力比的前提下,风力的增加对底部转角和载荷影响极为有限。自然条件下,提高张力比是维持隔水管稳定性的有效手段。本研究对分析深水钻井平台的海底井口稳定性有一定指导意义。     

尼日尔盆地某深水海底扇发育的控制因素

深入分析了深水勘探"金三角"之一的尼日尔盆地某深水海底扇沉积体系的展布特征,提出了限制区—半限制区—非限制区分区控制的深水海底扇相展布模式,认为不同重力流类型对沉积物的搬运能力是不同的,从陆坡顶部向盆地方向,重力流沉积类型存在"蠕动—滑动—滑塌—碎屑流—浊流"的演化过程.对海平面波动和古地貌对深水海底扇发育的控制进行了分析,结果表明:海平面变化控制了深水海底扇发育的规模,古地貌控制了海底扇沉积体系的展布特征.     

温度和压力对深水钻井油基钻井液液柱压力的影响

根据不同温度和压力下油基钻井液密度的测量结果，建立了温度、压力影响下的油基钻井液密度计算模型。在模型中引入了热膨胀系数和弹性压缩系数，利用该模型计算了不同温度和压力下的钻井液密度值。模型计算的密度与实测值之间的最大相对误差小于0．3％，平均相对误差为0．11％。利用该模型对深水钻井时不同条件下井眼内钻井液密度和液柱压力变化进行了计算和分析。结果表明，在深水钻井中，井眼内的钻井液密度通常大于井口钻井液密度；最大钻井液密度出现在海底泥线处；井眼内钻井液液柱压力的当量密度大于井口的钻井液密度。采用无隔水管钻井时的环空钻井液密度小于隔水管钻井时的钻井液密度。     

深水钻井防喷器系统失效定量风险分析

为了准确客观的评价深水防喷器系统的失效风险,建立基于改进屏障和可操作性分析方法的风险评价模型。首先应用安全屏障框图识别深水防喷器系统的安全屏障,从人员、设备和技术三个角度建立了包含15个因素的评价指标体系和深水防喷器系统失效分析模型;然后根据文献公开数据,分别计算了深水钻井井涌和防喷器系统失效的平均概率;同时利用齐次泊松过程参数模型代替屏障和可操作性分析方法中确定事件发生概率的专家赋值法,提高了结果的客观性;最后对Block47-1井的防喷器系统可靠性进行了评价,并对影响因素进行了敏感性分析。结果表明:Block47-1井的深水防喷器系统失效风险符合事故调查报告中的风险状况;安全密度窗口[1]对深水防喷器系统可靠性影响最大,在实际工作中应该特别防范窄密度窗口带来的影响;验证了所建模型的科学性,可为深水钻井作业风险评价提供参考。