超深井钻具接头极限工作扭矩图版及其应用

在深井、超深井中,钻具接头由于要承受较大的轴向拉力作用,其抗扭性能受到很大的限制;同时,由于井下情况复杂钻柱遇卡现象时有发生,而顶驱设备的出现使得大轴向力解卡作业时旋转钻柱成为可能,此时钻具接头承受很大的轴向载荷和扭矩联合作用,可能处于极为危险的状态,因此快速准确地确定不同轴向拉力条件下钻具接头的抗扭性能是保障作业安全的关键。API标准中虽提供了拉、扭耦合条件下钻具接头极限载荷的确定方法,但由于基于很多假设性条件,所得结果与实际情况间存在较大误差,特别是在深井、超深井等复杂钻井作业中,这种误差更大。基于钻具接头的三维弹塑性有限元分析,分别计算了3种主流规格钻具接头在不同轴向拉伸载荷条件下的极限工作扭矩,通过对计算结果的多项式拟合,得到钻具接头的极限工作扭矩计算公式,并绘制出钻具接头的极限工作扭矩图版,形成实际工况下的钻具接头极限工作扭矩快速确定方法。     

超深井钻柱粘滑振动特征的测量与分析

粘滑振动是引起钻具失效、影响钻井时效的复杂振动形式,国内外学者对其产生机理进行了大量研究,但至今没有定论。采用ESM钻柱振动测量工具测量了某超深井井下钻柱的三轴加速度,通过分析三轴加速度的特征,研究了井下钻柱的粘滑振动特征。结果表明:实测井段发生了大量的粘滑振动,粘滑振动频率约为0.11 Hz,粘滑振动周期约为9.0 s,粘滞时长达4.0 s,滑脱阶段井下钻柱转速最大达330.0 r/min,约为地面转速的2.75倍;粘滑振动与地面测量扭矩波动具有很好的对应关系,说明可以通过地面测量扭矩特征初步判断井下钻柱是否产生粘滑振动。频域分析结果表明,当发生滑脱运动时,径向加速度的频谱中粘滑振动频率对应的能量幅值最大,同时还包含横向共振频率和与井壁接触产生的外激励频率等,但轴向振动的频谱中粘滑振动频率对应的能量幅值较小,表明钻柱粘滑振动过程中扭转振动最为突出,并存在强烈的横向振动和较弱的轴向振动。研究结果对描述粘滑振动的特征、判断超深井钻井过程是否发生粘滑振动和及时采取消除粘滑振动技术措施具有指导作用。      

超深井海洋钻机井架的研制

为满足水深更深、钻深能力更强的海洋钻机的需求,研制了9 000 m海洋超深井钻机井架。该井架最大钩载6 750 k N,满足海洋9 000 m钻机作业需要。通过有限元分析优化及采用单斜瓶颈式结构,减轻了井架重力;采用新型栓装结构,降低了安装难度;采用了三维设计技术,减少了加工制造过程中的问题。最大钩载静载荷试验中测得的最大应力为120.2 MPa,测试点材料的屈服强度为345 MPa,结构的安全系数大于API Spec 4F规范要求的数值(1.67),这说明井架设计满足API Spec 4F规范要求。     

新型特殊结构钻杆在塔河油田超深井的应用

井底水力能量是影响超深井钻井速度的主要因素之一,通过对超深井水力能量进行分析,采用Ф177.8 mm小接头外径和Ф101.6 mm大水眼的Ф139.7 mm双台肩钻杆,能有效降低循环压耗,增加钻井排量,提高超深井的机械钻速。6 000 m井深使用Ф139.7 mm双台肩大水眼钻杆,在相同排量下循环压耗比普通Ф139.7 mm和Ф127 mm API钻杆分别降低3.47 MPa和10.91 MPa;相同压降下排量比普通Ф139.7 mm和Ф127 mm API钻杆分别提高4.5 L/s和10 L/s。子母接头钻杆配合气动卡盘使用,实现了超深井单吊卡起下钻,有效减少了钻杆本体的损伤,可节约起下钻时间。现场试验表明,新型特殊结构钻杆可有效提高超深井钻井速度。     

基于水力能量利用效率的超深井钻井提速技术

水力因素是影响钻速最活跃的因素之一。为了最大限度地利用水力能量,提高超深井钻井速度,利用编制的软件,对影响水力能量利用效率各因素进行了分析。结果表明,超深井采用?139.7 mm钻杆代替?127 mm钻杆,1000 m可减小泵压约0.6 MPa;黏度每降低10 mPa·s,泵压可降低0.4 MPa左右;密度每增加0.1 g/cm3,泵压增加0.8 MPa左右;排量每增加1 L/s,泵压增加1 MPa以上。同时,分析了超深井钻井喷射钻井的可行性及实现方式,指出超深井水力参数设计需按最小流量法设计,为提高超深井钻井速度提供了有益的参考。     

基于地质工程一体化的超深井提速提产——以塔里木盆地库车坳陷为例

塔里木盆地库车坳陷油气资源丰富,勘探潜力大,但地质背景复杂,目的层埋深普遍大于6 000 m,甚至超过8 000 m,油气勘探开发难度大。针对库车坳陷超深井地质工程特点及现存问题,基于地质工程一体化理念,提出了解决思路,并介绍了塔里木油田首口盐层下部大斜度井的成功实践。研究及实践表明,地质力学研究有利于减少钻井复杂事故并提高机械钻速,助力有利储集层优选和改造方案优化,支持钻井提速和改造提产;地质工程一体化是复杂油气藏高效开发的必然选择,需要充分发挥多学科协同工作的优势,且贯穿于各井全生命周期,以产生最大的效益,实现从井位部署、钻井工程、完井改造到采油气工程的整体进步,从而助力大油气田建设。     

特殊螺纹油管接头上扣性能三维有限元分析

特殊螺纹油管接头有限元分析多采用二维轴对称模型,不考虑螺纹升角,以主密封面与台肩处的渗透量模拟上扣时金属-金属间的过盈配合。该方法不能准确反映上扣时过盈量与扭矩的对应关系。鉴于此,考虑螺纹升角的影响,利用Abaqus软件建立了某特殊螺纹油管接头三维有限元模型,模拟分析了接头在最佳、最小、最大上扣扭矩下的上扣过程。分析结果表明,所建特殊螺纹接头模型加载扭矩曲线与标准上扣扭矩曲线基本相符;3种扭矩作用下,密封面与台肩环向路径上接触应力较大且分布较为均匀,螺纹啮合处虽有应力集中,但3种状态下最大等效应力远小于材料屈服强度且大小几乎相等;最佳扭矩拧紧状态下该型特殊螺纹油管接头具有最好的密封性能与足够大的连接强度。研究结果有助于深入了解上扣扭矩与密封性能和连接强度的关系。     

隔水管接头密封圈有限元分析

针对海洋石油开采不断向超深水发展,隔水管长度增加导致钻井液压力急剧增大的问题,对隔水管接头密封展开研究。以隔水管接头主管和辅助管线密封圈为研究对象,利用大型有限元分析软件ABAQUS建立其密封有限元模型,对密封圈在不同工作压力下的变形与受力情况进行了分析研究。结果表明,随着工作压力的增加,主管和辅助管线密封圈的接触应力都相应增加,辅助管线密封的应力峰区位置随工作压力的变化而变化;随着工作压力的增加,密封圈的最大剪切应力增大。分析结果可为隔水管接头密封圈的优化设计提供参考。     

大位移井超高抗扭双台肩钻杆接头的设计

为解决大位移井钻杆接头剪切失效的突出问题,根据钻杆接头受扭时的变形协调关系,设计出一种高抗扭双台肩钻杆接头,其结构特征为:主、副台肩长,螺纹锥度小以及牙底圆角半径大。首先基于虚功原理、Von Mises屈服原则以及接触非线性理论,建立该钻杆接头的三维数值仿真模型;然后利用正交优化方法,对其关键结构参数进行正交优化,获得了该钻杆接头关键结构参数的最优组合为:锥度1︰16、螺距6.55 mm、导向面角度29°、承载面角度28°、牙高3.755 mm。进而采用Abaqus和Fe-safe对比计算了该钻杆接头与API钻杆接头的承载性能和疲劳性能。结果表明:①该钻杆接头与API钻杆接头相比,抗拉性能提高10.65%,抗扭性能提高62.5%,抗弯性能提高2.75%,抗压性能提高52%;②该钻杆接头比API钻杆接头的拉压疲劳寿命提高1.19倍,弯曲疲劳寿命提高1.74倍,扭转疲劳寿命提高550倍,复合疲劳寿命提高28.79%。结论认为,该钻杆接头在不降低抗拉能力、抗弯能力和抗压能力的前提下可以大幅提高抗扭能力,可更好地满足大位移井的钻井条件。     

深井岩盐层套管外载的三维有限元分析

深埋于地下的岩盐在一定地应力和温度作用下发生蠕变,对井中的套管产生随时间而变化的外载,致使套管变形甚至挤毁,为此,针对塔里木油田羊塔地区岩盐层的温度、应力状态及其蠕变特性,建立了岩盐层、水泥环和套管耦合的三维有限元力学模型,研究了地应力状态及其大小、井内液体支撑压力对岩盐层套管受力的影响规律。研究表明,非均匀地应力作用下,盐岩蠕变产生的套管外载是非均匀的,在最小地应力方向的套管外载最大,此时若按上覆地层压力计算套管外挤载荷局限性较大。应用新模型对深井、超深井封固岩盐层的?250.83 mm套管、?177.8 mm套管和?206.38 mm 3种技术套管的强度进行了分析,计算结果与该油田技术套管挤毁的情况吻合,可见新建模型是合理的,可为深井岩盐层套管强度设计提供理论依据。     

高压对气井套管接头螺纹接触应力的影响研究

高温高压气井对螺纹密封性的要求要比油井更为严格。对于高压气井中的整个管柱,每一段处于不同的力学环境中,发生泄漏的可能性也不同,因此研究压力对气井套管接头螺纹接触应力的影响,对高压气井套管的合理使用尤为重要。利用弹塑性有限元分析方法,建立了API偏梯型螺纹套管接头的有限元模型,分析了气井压力对套管接头接触应力的影响,提供了研究压力对套管接头螺纹接触应力影响的方法。对于井口压力或井底压力超过34MPa的高压气井,应选用气密性良好的特殊螺纹接头,建议采用金属对金属的螺纹接头套管,以加强螺纹部位的连接强度和密封性能。     

基于数值模型的气井现代产量递减分析及动态预测

传统的气井生产动态预测方法常采用拟稳态产能方程结合物质平衡方程来进行,由于低渗、致密储层流动很难达到拟稳态,预测结果可能存在较大误差。现代产量递减分析技术已成为单井动态预测的新技术,但还停留在解析模型阶段,通常采用叠加原理进行全程历史拟合。由于气井生产阶段产量波动大、流动阶段多,历史拟合计算周期长,解析法难以满足现场需求。针对上述问题,以垂直压裂井为例,建立了不稳定渗流数学模型,采用混合有限元方法获得了定产降压、定压降产和变产变压等3种生产模式的数值解。并根据定产降压解绘制了现代产量递减分析曲线,变产变压解进行全程历史拟合以及先定产降压、后定压降产的组合进行气井生产动态预测。模型结果与Topaze商用软件的计算结果一致,且数值模型的全程历史拟合速度具有明显优势,与传统生产动态预测方法的结果对比以及现场实例分析结果表明,新模型结果准确且方法实用、可靠。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

水平井油气水三相流入动态研究

针对目前流入动态计算方法在计算水平井油气水三相流体产能时存在的问题，基于Petrobras关于垂直井油气水三相流入动态的研究思路，用修正的Cheng方法描述其中的油相流入动态，建立了水平井油气水三相流入动态的计算模型，并分析了水平井井筒变质量流动阻力对水平井流入动态计算的影响。研究结果表明，目前常用的Borisov方法、Giger方法、joshi方法、Renard方法以及Cheng方法在计算水平井油气水三相流入动态时存在较大误差，建议采用该模型计算水平井油气水三相的流入动态。     

含膨胀节固定管板换热器管板的简化计算探讨

为简化带波形膨胀节固定管板换热器管板的有限元分析计算,以某余热回收换热器为例,利用ANSYS软件分别建立该换热器管板的全模型和简化模型,并将两种模型的管板应力及位移分布进行对比。结果表明:简化模型管板的Tresca当量应力分布及径向位移分布与全模型的一致,但简化模型管板的计算最大应力强度值比全模型约大2.6%。计算结果证明此简化方法可行。