摘要：南海莺琼盆地超高温高压区块油气资源潜力巨大,随着超高温高压区块勘探力度的逐步加大,海上超高温高压气井裸眼完井测试的需求逐渐上升。目前海上超高温高压气井的裸眼完井测试存在巨大的风险和挑战:高密度测试液清喷困难,极端条件下易造成测试液稠化沉淀堵塞测试管柱;超高温高压测试条件下,测试管柱配置较为复杂,同时管柱伸长量设计不合理,存在测试工具失效的风险;井壁岩石不稳定性风险较高,存在着井壁坍塌、地层出砂、埋卡封隔器等风险。为解决上述难题,自主研发了一套适用于海上高效勘探开发的超高温高压气井裸眼完井测试关键技术:研发了沉降稳定型测试液,通过在原完钻钻井液基础上添加抗高温降滤失剂和增加石灰含量增强沉降稳定性能;在常规测试管柱的基础上增加RD循环阀和选择性测试阀并合理计算测试管柱的伸长量,优化设计了测试管柱结构;合理优化海上平台的测试管线流程和装置布局,有效降低了测试过程中的风险;考虑测试过程中井壁不发生剪切破坏的前提下,制定了合理的测试压差和测试时间。该技术在南海超高温高压气井DF13-Y-Y井中进行了现场应用并取得了圆满成功,为后续海上超高温高压井的裸眼完井测试积累了宝贵经验。

摘要：南海莺–琼盆地地质构造复杂,存在高温高压地层,钻井液安全密度窗口窄,为预防下套管作业过程中产生的波动压力可能诱发的井漏、溢流甚至井喷等井下故障,在充分调研南海莺–琼盆地常用井身结构的基础上,建立了下套管过程中井筒内波动压力计算模型,分析了套管–井眼间隙等不同因素对下套管和注水泥过程中环空压力的影响,对套管–井眼间隙进行了优化。该方法在LD10–2–x井进行了应用,该井五开井段的套管–井眼间隙进优化结果为15.00～19.55 mm,其实际的套管–井眼间隙为17.45 mm,在设计的合理间隙范围内,该井套管下入安全,注水泥过程中未发生井漏、溢流等井下故障。这说明可以根据下套管过程中井筒内波动压力和下套管及注水泥过程中的环空压力优化套管–井眼间隙,为南海莺–琼盆地井身结构设计提供依据。

摘要：深水表层导管是深水油气钻井与生产的重要通道,是水下井口装置的主要持力结构,表层导管下入深度直接影响到水下井口的稳定性以及海上作业安全。基于表层导管基本功能和主要安装方法,针对不同海底的土力学特性,开展了钻入法和喷射法安装表层导管适应性及选择方法研究。基于油气井表层导管垂向受力分析,揭示了表层导管及上部井口载荷与表层导管外表面摩擦力之间关系,建立了钻入法和喷射法表层导管合理下入深度模型。从油气井表层导管横向受力分析出发,揭示了井口载荷、表层导管尺寸、表层导管钢级壁厚、表层导管出泥高度对水下井口稳定性影响规律,建立了水下井口出泥高度设计方法和计算模型。表层导管下入深度计算方法已在中国南海水深300~2619 m的几十口深水井得到成功应用,该研究成果支撑了这些油气田的钻完井安全高效作业和后期油气生产安全运行。

摘要：南海莺琼盆地由于地质成因复杂,具有地层温度、压力高,压力台阶多、压力窗口窄的特点,导致该区域的钻完井作业常常会出现井涌、井漏甚至是涌漏同存复杂,造成该区域部分井的作业难点多、成本居高不下。而控压钻井能够精确控制井底当量密度,降低窄压力窗口井控、井漏风险,从而实现安全高效钻进,并且陆地高温高压控压钻井技术已在塔里木、四川等多个区块进行了应用,形成了一套成熟的技术体系。结合海上超高温高压X1井的实际情况,对海上超高温高压控压钻井从井底ECD、施工参数、应急井控3个方面进行作业设计分析。应用实践表明,该系统可通过控制回压的方式在海上高温高压井进行井筒动态承压试验、起钻、接单根作业,并可以精确监测井下溢流、井漏复杂,使得高温高压钻井风险降低、作业成本减少,为该系统在海上高温高压区块及深水高温高压区块的推广应用提供了借鉴。

摘要：裸眼测试时,最优测试管柱伸出长度难以确定,伸出长度不当会导致清喷携液耗时过长,井底积液等问题。为此,采用CFD软件中的多相流模型和VOF模型建立了裸眼清喷仿真模型,分析了不同测试管柱伸出长度对携液效率的影响,给出不同排气量下的气液组分云图,讨论了测试管柱伸出长度和排气量的变化对携液效率的影响。分析结果表明:在低排气量下,随着测试管柱伸出长度的增加,清喷携液效率越高,井底积液越少;随着排气量的增加,当排气量超过临界携液排气量,由于湍流作用的影响,测试管柱的加速作用并不稳定,测试管柱内存在低于裸眼井段内速度的流体质点,并且裸眼井段与测试管柱间隙之间速度极小,速度大多为0,测试管柱伸出量对清喷携液效率的影响会越来越小。所得结果可为高温高压井裸眼测试提供理论指导。