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控压钻井在 Auger 张力腿平台上连续获得成功 编译 黄兵 苗娟 肖振华 西南石油大学 审校 石晓兵 西南石油大学 摘要 壳牌勘探开发公司在墨西哥湾 GOM Auger 项 目的 深水 张力 腿平 台 T LP 上使用控压钻井 MPD 连续实施 侧钻小井眼二次开发。利用动态环空压力控 制 DAPC 系统成功实施 4 口侧钻井,消 除了井漏和井眼失稳事故。使用 MPD 能连 续提高钻井作业效率,接近先前认为难以达 到的油藏目标。由于压力衰竭导致破裂梯度 减小,先前认为不能钻达的油层间隙,用 MPD 却能钻进并且无下套管事故。最近的 MPD 钻井设计把静态泥浆密度减少到孔隙 压力以下, 控制有效钻井安全系数。后来的 MPD 钻井操作中,井底压力给定值变化减 少,目标压力窗口之外的额定值消失。Au ger 的油田二次开发需要对钻井设计和 MPD 设计再次核查。在整个 4 口 MPD 侧钻井的 作业时间里,实施 MPD 操作的细节聚焦于 工程和操作的改进。 关键词 MPD DAPC 侧钻井 井底 压力 当量循环密度 DOI10 3969/j. issn. 1002641X 201001 010 1 引言 Auger TLP 是壳牌公司在墨西哥湾 GOM 的第一个深水开发项目。T LP 锚系在 2 860 ft 1 ft 3048 cm的 Garden Banks 426 区块,从 1994 年开始生产。5 个主力油藏的产量已经超过 5 10 8 bbl 1 bbl 0 159 m 3 , 油藏压力从原始状 态衰减超过了 5 000 psi 1 psi 6895 kPa 。 通常在成熟的油田,钻井挑战随着油藏压力的 衰减而改变。岩石力学分析认为,由于应力在砂岩 和超负载页岩重新分布,Auger 的压力衰减导致破 裂梯度 FG 减小。压力衰减导致破裂梯度减小 成为狭窄钻井安全系数的一个关键部分。 超负载页岩和原始压力砂岩的井壁稳定必须保 持。在传统钻井中,井壁稳定只能通过泥浆密度的 静水压力获得。现在的井眼几何屈服、环空摩擦压 力或当量循环密度 ECD 都比最初开发时高, 在 侧钻井二次开发中, 破裂梯度减小的挑战会更加复 杂。增加的 ECD 与原始泥浆密度结合, 需要更大 的钻井安全系数,这与压力衰减导致安全系数减小 相冲突。 当从唯一的排流点增加产量时,二次开发钻井 保持产量以正常速度下降。1999 2002 年间,Au ger 先期侧钻井操作中,成功率小于 30。7 口井 中只有 2 口侧钻井达到 3个井槽后成功地钻井、下 套管和完井。对事故时间和费用全面审核后,停止 下一步侧钻。 后期的钻井核查结论表明,井漏事故是侧钻失 败的根源。侧钻井的常规操作涉及扩径、井控、缩 径、封堵和泥浆漏失,这些再次证实所面临的狭小 钻井区域的挑战,泥浆密度与钻井 ECD 的结合比 达到钻井安全系数更有效。 MPD 被认为是一项解决狭小钻井安全系数环 境的挑战技术。Auger 的 MPD 系统提供了井口所 用回压的自动控制, 通过井口泥浆密度的减少控制 ECD 的幅度,并且在整个钻井过程中保持恒定的 井底压力 CBHP 。 2 MPD 解决方案 MPD 是一项用于提高 Auger 二次开发效果的 倡导方法,它可以解决井壁失稳问题, 最终钻达先 前难以达到的油藏目标。CBHP 的 MPD 方法在各 种相态钻井中保持井内相同的压力,包括泵入、流 出或起下钻。当钻井系统的变化导致井底压力 BHP 增加或减少时,必须控制其他变量来抵消 这种改变。 Auger MPD 方法在钻井流速下,能够减少基 于井口 ECD 的井口泥浆密度。在钻井过程中, CBH P 的 MPD方法与一个把井眼变成闭合系统的 附加井口装置一起运行。在钻井过程中,井口回压 可以补偿由泥浆密度减少和其他钻井操作造成的井 底压力减小。由于缺乏处理流体的井口设备,在海 上 MPD 操作中要避免地层流体或注入流体的 33 黄兵等 控压钻井在 Auger 张力腿平台上连续获得成功 流入。 钻井系统的各个部分必须要合理并且努力达到 CBHP。关键部分包括环空井口压力、钻井流体密度 和流变性、岩屑载荷、环空摩擦、井眼几何形状、 钻杆旋转速度和起下钻速度。各种变量,如岩屑载 荷 机械钻速,ROP 、钻杆旋转 RPM,r/ min 和泥浆流变性能都可调整, 使得井底压力发生小的 改变。用 DAPC 代替环空摩擦损失的环空压力应用 是成功的 MPD操作最显著和最重要的因素。 在钻井模式中,井口泥浆密度被调整到所需的 ECD, 接单根时用井筒中的井口回压达到 MPD 给 定值。为所用的回压变化提供一个安全容许限度, MPD 接单根时给定值的密度要略小于钻井 ECD。 MPD带来的操作风险是超压或带压事故。超 压事故可能超过破裂压力并诱导扩径或井漏。带压 事故包括 BHP 减小到井壁稳定以下或孔隙压力导 致井壁坍塌或流体注入。危险识别是 MPD 系统设 计的关键, 用于这类事故中保护井眼的应对计划。 分析 MPD 操作的附加成本,远远优于漏失、 可能的填井侧钻和由井壁失稳问题伴生的延缓开发 的费用。 3 MPD 钻井设计 钻井设计始于所钻井段压力范围的界定。地层 孔隙压力、破裂压力和井壁稳定数据基于先前得到 的油田数据而来, 包括钻井偏移数据、油藏压力数 据、油层物理数据、地球物理数据。这些数据审查 并取得一致结果后,钻井工程师用于设计每个间隔 层的井底压力窗口。在 Auger,由于油藏压力衰 减,钻井窗口变得狭窄,从而促使 MPD 的 CBHP 技术的使用。 为了成功地在 Auger 进行小井眼侧钻,间隔 层设计必须把井底压力窗口保持在 05 0 8 lb/ gal 1 lb/ gal 120 kg/ m3 ,这是通过保持井壁稳 定和防止井眼坍塌所需的最小 BHP 定义的,同时 要低于破裂压力和泥浆漏失。然而, 在侧钻小井眼 中循环的 ECD 在 1 0 1 4 lb/ gal 之间,比静态井 口泥浆密度更大,而这很大程度上取决于钻杆设 计。在钻间隔油层时, 静态泥浆密度必须减小或略 微低于最大孔隙压力,并且低于最小的井壁稳定 压力。 通过使用 DAPC 增加环空压力当量到 BHP 的 环空摩擦部分,当钻井泵因接单根而关闭时, 500 600 psi 的压力就会失去。BHP 能保持几乎恒定 的压力并保持在狭窄的操作压力窗口内。 水力学模型对 MPD 钻井设计至关重要。在设 计中模拟了许多情况,用于决定最优的循环速度、 立管压力和环空流速。这个折中办法是为了确保在 立管压力限内和保证足够的岩屑从井底移出,因 此, 主要的目标是最小化 ECD。为了清楚地了解 不同的 ROP、RPM 值和循环速度对 ECD 的影响, 下入了很多灵敏计。 钻井参数改变前,应用水力学分析不断地预测 钻井操作中的 BHP 结果。为了安全地保持 BHP 在所需的操作窗口内,基于实时的钻井数据,要经 常做出调整。 在设计中, 泥浆流变学是一个重要因素,在操 作过程中,当流变性不切实际地显著变化时,问题 就能被准确地找出。由于小井眼的几何形态,泥浆 流变性对环空摩擦有显著影响,最终, 要求井口泥 浆密度在有效的钻井安全系数内提供钻井 ECD。 低的剪切速率黏度的测定更多地代表了钻井环 空速度并极大地影响环空摩擦损失。泥浆流变性控 制的折中办法是必须控制到最小环空摩擦, 同时还 能提供足够的井底清洁和重晶石悬浮。先前使用的 加重合成基泥浆体系的典型读数为 3 6 r/ min。这 些说明达到了井眼清洁和重晶石沉降水平, 但是在 小井眼内仍然导致显著的环空摩擦损失。 为了解决环空摩擦损失高于预期值的问题, Auger 选择了一种低剪切黏度 10 12 的新型合 成泥浆系统。这个系统的独特之处在于,对具体的 重晶石颗粒尺寸允许流变性的改变,把 ECD 减少 到 04 06 lb/ gal,且立管压力为 500 800 psi, 仍然能够实现井眼清洁和重晶石沉降。 前面的讨论说明了钻井中的 BHP 设计,然 而, 在起下钻期间保持相同的 BH P 也同样重要。 首先,裸眼段要进行调整,并且在起下钻前要足够 地清洁。对于 Auger 这样的情况,井斜角超过 35 需要钻柱多次循环以清除井底的岩屑床。井眼足够 清洁后, 需要充入更高密度的泥浆用于补充起下钻 减少的泥浆。此操作可一步或多步完成,取决于具 体的 BHP 窗口。 在循环高密度泥浆时,通过调整循环速度和钻 杆旋转速度来保持井底压力的恒定,重泥浆通过环 空向上移动, 取代井筒内先前的低密度泥浆。循环 速度是由不同的环空流体梯度指数设定的, 当循环 34 国外油田工程第 26 卷第 1 期 2010 1 速率减小和井眼几何形态变化时 ECD 降低。通过 准确的设计, 泥浆密度增加,井底压力也能保持 恒定。 当设计起下钻泥浆密度时, 建立抽汲模型并根 据钻杆提汲效果增加泥浆密度来补偿 BH P 的减小 量。记录的随钻压力 PWD 数据用于抽汲模型 确定的每个钻具组合起下,并为后续钻井提供经 验。对于多步加重,MPD 系统保持从井中起出的 回压以补偿抽汲和任何第二次增加的附加静水压力 需求, 典型的是在套管井中一次完成。 如果倒划眼和抽泵需要起出,BHP 控制就更 加困难。封堵处之上会发生 ECD 漏失,在不稳定 地层和井眼坍塌处会导致 BHP 的损失。由于 ECD 的漏失而未使用 MPD 技术,在传统钻井情况下也 会发生漏失。 4 MPD 系统设计 在现有的生产套管中侧钻小井眼, Auger 使用 了一个安装在双隔板生产隔水管结构顶部的地面防 喷器 BOP 组。尽管 T LP 的移动很小,转盘下 需要滑动接头和球接头连接 BOP 组与转动外壳。 通过改变任一转动控制设备 RCD 元件对 BOP 进行定位, 泥浆流入已有的回路管线中。 为了达到上述设计要求,改进了一个内部能承 受高压的 RCD,为其提供一个密封的顶部法兰, 使滑动接头的底部接收器能够连续地提供传输到滑 动接头打捞筒、球接头和转动外壳组合。RCD 元 件通过这种组合安装和回收,标准的钻井泥浆回路 系统在元件渗漏或没有安装元件时使用。 DAPC 是 自动化操作系统,在程序设 定的 BHP 值下保持恒定的井底压力,它的设计目的是 在钻井、连接单根或起下钻期间控制压力。对于 Auger, 该系统程序设定在接单根和起下钻期间保 持恒定的 BHP。钻进时回压是不恒定的,设计的 流速提供足够的 ECD 保持井壁稳定。 Auger 上使用的 DAPC 系统包括 3 个主要设 备节流管汇、回压泵和集成压力控制器 IPM 。 在 IPM 的控制下,节流管汇获得连续的回压调整, 使得 BHP 保持在程序设定值上。连续流体从回压 泵注入节流管汇, 达到精确的 BHP 控制。 DAPC 节流管汇包括 2 个 4 in 1 in 254 mm 一级水力节流阀支路和 1 个 2 in 的二级水力 节流阀支路。在正常钻井时只使用 1 个一级的节流 阀, 其他的备用。备用的 4 in 节流阀支路设定了 静态高压释放, 保护井壁免受高压损坏。 3 个节流阀是液压齿轮驱动节流阀,由安装在 管汇上的液压动力装置 HPU 激活。管汇的另 一作用是一旦功能失调,HPU 可从多个渠道获得 能量。主要能量通过电动马达提供,辅助能量通过 钻井空气提供。在两者都失败的情况下,通过对指 定的蓄电池再充电人工地获得能量,仍然保持程序 设定的 BHP 值在自动控制下。 DAPC 系统的第二部分是回压泵。与节流管汇 相似,操作完全在 IPM 控制下。当钻井泵的流速 降至给定的限度之下时, 回压泵提供准确、即时的 回压。这通过在连接过渡期间 从钻井泵入到抽空 和返回 传递稳定的泥浆流到节流管汇,提供稳定 BHP 的能力来实现。通过简单地改变 IPM 的设定 值, BHP 也能在接单根期间增加或减少。 测量、检测、分析和控制都集成在 DAPC 系 统的第三部分 集成压力控制器 IPM 中。 IPM 包括一个控制电脑、可编程逻辑控制系统、 实时水力模型和数据通信网络,提供通过 DAPC 节流管汇保持 BHP 恒定所需的自动化软件控制和 数据采集。人机交互 HMI 为技术人员提供了 组配和调整 IPM 和整个 DAPC 系统的手段。 准确的 BHP 控制需要稳定流的准确数据。在 钻井期间,IPM 需要稳定流数据保持对 BHP 的准 确控制。日常更新的钻井参数和 PWD 工具的实时 数据通过数据通信网络传给 IPM。特别重要的是 钻井泵的冲程数据,该数据是 DAPC 系统操作的 关键。 IPM 使用泵冲程作为主要指示器,表明泵在 工作时泥浆在流动, 以及井筒中存在环空摩擦。两 个独立的钻井泵冲程计数器是为了减少数据干扰或 机械失效,确保提供不被干扰的数据。如果一个冲 程计数器失效或显示不稳定的流速,允许手控开关 代替传感器,IPM 的改变是系统操作员程序设 定的。 在偶然事故中,所有的钻井数据传输发生故 障, 系统技术员可以手工输入冲程速率。水力模型 连续地向 IPM 提供所需的计算数据以维持设定值。 使用模型和人工输入冲程速率,IPM 仍然能产生 DAPC 系统所需值和连续地控制 BHP。 安装在 DAPC 节流管汇下部的是一个质量流 量计和密度计, 提供通过这个系统的所有流体的测 35 黄兵等 控压钻井在 Auger 张力腿平台上连续获得成功 量数据。一旦发生堵塞或失效事故, 安装在管汇上 的计量仪迅速进行更换。连续流体流出监测结果以 图形形式与泵入流体相比较,以检测地层流体量和 井下漏失。密度测量检测返回流体的含气量, 当加 重或稀释泥浆系统后提供快速的返回泥浆密度检 测。 5 工程改进 在每口 MPD 井中都会出现井底压力波动。为 了维持恒定的 BH P 值,IPM 通过程序设定控制波 动在一个特定的安全操作容许范围内。最初的 BHP 允许限度是 0 3 lb/ gal, 但是改进后系统变 化值减小到设定值的 02 lb/ gal。 DAPC 系统的一个显著的改进是 BH P 控制直 接通过活动的一级节流阀实现。在最初的 IPM 方 案中, 井中的回流泥浆通过一个一级节流阀支路, 同时回压泵通过二级节流阀支路。当一级节流阀支 路关闭或不活动时,早期的 IPM 在连接时使用二 级节流阀控制回压。在连接中, 当可靠和有效的钻 井泵过渡时, 需要从一级到二级节流阀控制的延伸 过渡。这个过程需要在回压控制传递之前,在一级 和二级支路之间建立管线压力动态平衡。每次接单 根都需要 DAPC 系统执行多个瞬时的控制操作, 包括开启回压泵, 动态地关闭 4 in 节流阀和调整 2 in 节流阀以改变钻井泵的流速。最后,当压力相 等后, 打开支路间的隔离阀。由于这些步骤需要过 渡时间,因此过程中增加了接单根时间。通过活动 的一级节流阀改变回压控制使得 MPD 接单根时间 与传统的钻井操作相同,提高了 BHP 控制的准 确性。 改进的回压控制只通过一级节流阀, 二级节流 阀用于抵抗超压事故。这个新功能使 DAPC 系统 可进行压力卸载操作和消除由标准的开关型安全阀 导致的破坏压力峰值。二级节流阀的新型 IPM 控 制功能可追踪接单根期间井口压力的增加或减少。 在 Auger 的前 2 口井中,质量流量计的回流 测试往往是不连续、不稳定的。分析可能的原因包 括流量计尺寸不合适、通过 DAPC 节流阀的上游 波动、平台振动、上游管道系统和流量计安装方 向。为解决上述问题, 对流量计管汇进行了重新设 计。流量计方向从垂直改变为水平放置。进液管改 为直的,用软管代替钢制管线减小从上到下传输系 统的振动。流量计从 4 in 减少到 3 in, 并把它安装 在离 DAPC 节流阀更远的位置。平台振动也通过 改进流量计底部的滑移而消除。最终, 井底循环速 率计量精度提高了 2 3,提高了 MPD 操作的 检测能力。 前面在钻井设计部分讨论的是在起下钻之前驱 替重泥浆。实质上只有两个参数在控制 BHP,即 泥浆密度和循环速率。重泥浆被驱替, 环空摩擦通 过减少井底泵入流率来调整,以维持恒定的 BHP。 使用井下PWD工具测量实时BHP,容易维持恒定 的 BHP。然而,MWD 信号随着循环速率的减小 而丢失。 在 Auger 的原始井中,一旦 PWD 信号丢失, 井下循环速率根据粗略的计算减小。分析记录的 PWD数据得出结论BH P 维持在 0 2 lb/ gal 范围 内。但是,0 2 lb/ gal 在最小的破裂梯度之上,发 生了渗漏,需要进行改进,这要基于实际的水力学 模型,通过预备的循环速率表来达到, 它考虑了井 眼几何尺寸的改变和环空摩擦损失。加重后的 PWD 记录结果表明,在压力窗口内用 01 lb/ gal 的波动能够达到恒定的 BHP。 写入的 MPD 程序需要保证一个合理的执行计 划。最初,程序是用来校正 MPD 设备,测试套管 内的 MPD 操作设备, 接单根,校正钻井泵和更换 RCD 元件。随着钻井项目的开展,这些程序基于 每口井的操作经验和对 MPD 系统的判断而不断 改进。 最显著的改进是 RCD 元件的更换程序和详细 的井控关闭程序的添加。当更换元件导致 BHP 值 超出上下限时, 会发生意外事故。引发这些意外事 故的根源是缺乏足够详细的元件更换程序。没有详 细的程序,在操作中每次更换都用不同的方法保持 井口压力。详细的讨论得出标准的操作程序,并在 应用中一致地使用。这样,BH P 超限情况就会完 全消除。 关于井控程序, MPD 几乎能瞬时地增加井底压 力, 停止附加流体的侵入。关于检测侵入流体, 环 空压力能够迅速地增加到安全系数水平, 低于预期 的最小破裂梯度。用DAPC 系统能立即增加BHP 压 力以阻止流体侵入。在关闭 BOP 之前向井内泵入, 准备的关闭程序可反应增加压力的能力。一旦侵入 流体先于关闭 BOP 组之前消除, 与传统钻井操作中 关井期间的流体侵入相比较,有所改进。 36 国外油田工程第 26 卷第 1 期 2010 1 6 执行改进 理解 MPD 的基本原理,知道如何应对意外事 故这是对钻井技术人员的基础培训。最初的目标是 为钻井工人提供一个 MPD 基础概念,教其如何在 Auger 小井眼钻井上具体应用。 MPD培训的难点就是提高现场钻井工人的信 心, 使其能准确地应对突发的钻井事故。尽管 Au ger 项目的突发事件很少, 但一旦事故发生,应采 取正确的反应保证钻井安全。 在第一口井之后, MPD 设备的安装时间显著 减少。由于平台空间和载荷限制,每口井都需要安 装和拆卸设备。大约600 ft 的2 in 和 4 in 钢管需要 安装, 先前从第一口井拆卸的管子都已经编码并对 设备安装照相,后面的井再按相同的结构安装上 去,这样就减少了安装时间。 当 BOP 组与井还连为一体时,RCD 的安装是 脱机操作的。这样可以消除 RCD 安装的关键路径 时间的使用。另外,管线布置的改进使得平台上 MPD 设备的试验不需要 RCD。一旦 RCD 元件安 装后这个测试就减少了。 DAPC 系统在开始的每次作业中都要校正,并 且要在 MPD 操作之前进行。该操作通过 调节 DAPC 节流阀优化了从零到最大流率的性能,也限 定了上下行连接的顺序。在第一口井中, 先于裸眼 井,在套管中进行了详细的起下钻校正。在起下钻 操作中也同时培训了现场的钻井工人,提供了所有 MPD 操作的关键知识。由于校正程序的改进,在 后面的井中,DAPC 系统校正和磨铣解扣同时进 行。另外, 通过消除起下钻校正,校正和训练所需 的时间明显减少。 为了消除风险和提高系统可靠性,采用了备用 的 DAPC 回压泵。Auger 侧钻小井眼的钻井流速 只需要 3 个钻井泵中的一个。在第一口井中, 一个 专用的钻井泵是备用泵,但在它安装到 DAPC 管 汇入口上之前,需要进行人工阀操作。使用了一个 自动阀并在 IPM 中进行了程序设定,可立即使用 钻井泵提供连续流体到节流管汇。当 DAPC 回压 泵不工作时,通过备用钻井泵,许多连接成功 进行。 7 结论 在 Auger 上提倡的 MPD 方法在整个钻井过程 中达到了恒定的 BHP 控制,控制了二次开发钻井 带来的窄钻井安全系数的挑战 衰竭引起在产油间隔层和超载页岩上破裂梯 度的减小; 井壁稳定和原始地层井控需要足够的井底 压力; 由于套管几何尺寸使钻杆的环空摩擦压力增 加, 导致 ECD 超过了井口泥浆密度。 Auger 的数据显示,使用自动化 MPD 系统, 4 口侧钻井超过10 000 ft 成功钻进而未出现漏失和 流体侵入。这表明在超过 140 个泵循环的情况下, 99的自动循环在给定容许限度内。当使用防喷器 装置,如 RCD 元件的改变,在给定值范围之外的 大部分超压和带压事故都是在人工 BHP 控制操作 下发生的。 A18 ST3 井 是 Auger 二 次开 发的第 一口 MPD 井,目标位于原始压力油藏断块的上倾方向。 所需的侧钻深度在一个已知的压力衰减油藏之上, 如果使用传统的泥浆密度钻井和预期的 ECD 则有 井漏的危险。侧钻井的井口泥浆密度减少到 0 4 lb/ gal,从而有效地把钻井 ECD 安全地降至最小 破裂梯度以下。使用的泥浆密度仍能提供主要的井 控, 但小于井壁稳定所需。MPD 成功地用于消除 漏失风险,进一步证实了系统能把窄钻井安全系数 井的附加井口泥浆密度降到孔隙压力以下。 A8 ST1 是 Auger 上第二口 MPD井, 目标层 位于两个压力衰减油藏之间。由于有效的钻井 ECD 为 0 8 lb/ gal, 预期的 ECD 为 1 0 lb/ gal, 超 过井口泥浆密度,最初认为是不可钻进的。对于侧 钻, MPD 系统可使井口泥浆密度减小到 05 lb/ gal。井口泥浆密度是 0 2 lb/ gal,低于深间隔层孔 隙压力的一半。通过 MPD 系统保持恒定的井底压 力, 这口井被成功钻进、加重、下套管而没有漏失 和流体侵入事故。 A13 ST 3是 Auger 上的第三口侧钻井, 是在 成功执行了 A8 ST 1 之后新加的 1 口井。目标层 也是严重的压力衰减上倾目标,同时在钻进期间有 3 个附加的压力衰减层。这口井包括了最小的有效 钻井泥浆密度,在总深度处为 0 6 lb/ gal。在钻进 中, 井口泥浆密度会减小 03 lb/ gal。由于套管开 窗磨铣操作后, 在造斜深度处起下钻泥浆密度的需 要, 要求减小井口泥浆密度。在侧钻造斜点,总深 度泥浆密度等于已知的孔隙压力。这层没有商业价 值, 井眼被加重后立即作为地质侧钻被填。 第四口 Auger MPD 侧钻井 A13 ST4 与 ST3 有相同的有效钻井泥浆密度。另外,当钻间隔 下转第 54 页 37 黄兵等 控压钻井在 Auger 张力腿平台上连续获得成功 剪切率下, 弹性贡献很少, 从弹性应力推导出的结 构参数相对从黏性应力推导出的结构参数下降更 快,这与对弹性应力的低估是相一致的。模型预测 值与实验数据很接近, 进一步说明所建立的结构参 数 动力模型 [ 公式 9 ] 的有效性, 对碳黑分散 物系, 也得到同样结果。 6 结论 对牛顿体介质中的触变性材料, 建立了结构动 力学模型。应力包括由弹性和黏性引起的应力,与 结构变化有关。通过弹性聚集应变变化微分方程, 研究控制应力条件下聚集体的应力松弛和伸展。结 构参数动力方程包括剪切裂降、剪切聚集和布朗运 动引起的结构建立等 3项。通过与时间相关的前置 因子反映相关结构特征。有 3 个模型参数通过实验 直接确定, 其余 5 个模型参数需通过一定方法确 定。这个模型能够定量描述剪切率突然增加或降低 后物料应力的变化规律。与现有其他模型不同, 采 用此模型还能够定性分析初始剪切率对应力变化的 影响。即使确定模型参数时没有考虑初始弹性效 应, 该模型还是能够十分准确地描述应力变化。预 测的应力变化与实验结果显示的非指数变化规律相 符。最后,将模型预测结果与实验确定的稳态弹性 应力和黏性应力比较,结果表明预测准确, 从而验 证所建立的模型是正确的。通过这种方式还证明结 构参数和黏性应力及弹性应力间的线性相关假设是 合理的。 资料来源于美国 Journal of Non Newtonian Fluid Mechanics 2006 年第 139 期 收稿日期 2008 1203 上接第 32 页 研究裂缝沿着接触界面 包括产层受上部和下 部梯状应力增加束缚 增长的实验方法已经得到了 发展。在实验期间,当缝长和缝高增长的时候,用 透明的 PMMA 材料可以做连续性的裂缝几何形态 测量。裂缝全宽通过测量和分析光透过染色的压裂 液的强度改变而确定, 这种测量方法最近几年才发 展起来。尽管实验中仅考虑了一种类型的应力变 化,但文中提供的实验方法能够探测裂缝在不同应 力和应力梯度条件下的增长情况。 这些结论为对比数值模拟预测结果提供了重要 的实验基准。 符号说明 a 条形载荷半宽, 2a 等于H L 裂缝半长 P 施加压力 Pf 在裂缝中的注入压力 x 条形载荷中心的坐标 资料来源于美国 SPE 106030 收稿日期 2008 1106 上接第 37 页 层和到达总深度时,井口泥浆密度比孔隙压力小 0 1 lb/ gal, 泥浆密度成功地减小为04 lb/ gal。钻 遇了有商业价值的油层,这口井被加重并下套管 完井。 由井漏和稳定性导致的井眼失稳事故在 4 口 MPD 侧钻井中完全避免。后面 2 口井使用 DAPC 系统达到了难以到达的产层和产量。工作人员连续 性完成 MPD 系统和成功地进行后续侧钻是主要的 进步。具体的操作进步总结为以下几点 从第一口井之后,MPD 的设备安装时间 100 脱机进行; RCD 元件安装之后,MPD 系统的联机压力 测试减小为 1次; MPD 系统的套管井校正减少超过 50 ,小 于 6 h; 在第一口井之后, 系统校正包括了 MPD 偶 然事故培训; 与传统钻井连接相比, MPD 接单根时间节 省超过 40; 关键备用系统的加入使 MPD 系统达到了 100的作业时间; 提高渗入井中天然气和井涌测试监督来提高 流量计的精度; RCD 元件更换提高到 1 h 之内,并消除了带 压和超压事故; 通过保持井底压力,加重 0 5 lb/ gal 不会导 致井漏。 提倡的 MPD 方法有合理的计划和培训时间; 另外,要关注系统的不断改进和其操作性。 资料来源于 IADC/ SPE 112662 收稿日期 2008 1124 54 国外油田工程第 26 卷第 1 期 2010 1