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2026年02期

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油气人工智能 | 基于数据增强和自动机器学习的钻柱振动识别方法

油气人工智能 | 基于数据增强和自动机器学习的钻柱振动识别方法

摘要：准确识别井下钻柱振动对于提高钻井效率，减少复杂风险具有重要意义。针对常规振动识别机理方法存在诸多假设，难以完整精细刻画井下管柱的运动过程，同时井下测量数据获取成本高、时效性较差等问题，提出了一种基于数据增强和自动机器学习的井下振动智能识别方法，预期通过该方法的应用实现仅通过地面参数即可精准识别井下振动状态。该方法包括：将地面低频录井数据与井下高频振动数据进行处理，建立地面-井下多源数据融合数据集；引入基于自动机器学习方法，利用堆叠层和权重层实现振动智能识别模型的自主建立与自动优化；针对振动案例少导致的模型稳定性和泛化性不足的问题，利用生成对抗网络（GAN）进行数据扩充，引入领域知识构造新特征，实现振动小样本数据增强，进一步提升模型性能。研究结果表明，基于数据增强和自动机器学习的井下振动智能识别方法建立的振动智能识别模型能够捕捉振动与地面参数的复杂映射关系，其准确率高达 94.0% ，在精确率、准确率、召回率和 F1 分数上均优于其他常规模型；数据扩充和特征增强能够显著提升模型性能，优化后准确率、召回率和 F1 分数分别提升了 7.04% 、 10.30% 和 8.75% ，该模型可实现振动严重程度的实时、准确评估，为精确的振动控制策略提供科学依据，有望为实现高效安全钻井做出重要贡献。
钻井技术与装备 | 随钻工程参数对钻头磨损影响规律的试验研究

钻井技术与装备 | 随钻工程参数对钻头磨损影响规律的试验研究

摘要：针对传统钻头磨损评估方法存在的局限性，以及对钻头磨损程度监测手段较少的现状，提出了一种基于随钻工程参数（转速、扭矩、钻速）的钻头磨损评价方法。通过模拟不同岩性（玄武岩、花岗岩、石灰岩、片麻岩、砂岩）的钻探过程，系统研究了随钻工程参数与钻头磨损等级之间的关系。研究结果表明：岩石强度是影响钻头磨损程度的首要因素，钻头磨损程度在一定范围内与转速正相关，但当转速达到 1800r/min 后，磨损等级不再显著变化；扭矩对钻头磨损等级的影响最为显著，只有当扭矩小于 7.8N?m 时才会出现4级磨损，并且 78% 的4级磨损发生在转速为 2400r/min 的工况下；而钻速对磨损的影响相对较小。研究成果可为优化钻探参数、提高钻探效率并降低成本提供理论依据。
钻井技术与装备 | 基于周期衰减聚类的环空动液面监测方法

钻井技术与装备 | 基于周期衰减聚类的环空动液面监测方法

摘要：在钻井及油气生产过程中，环空动液面监测对识别井下异常工况和保障井筒安全具有重要作用。声波监测法因成本低、实时性强而被广泛应用，但在实际井场中，井下结构复杂、环境噪声干扰及液面多次回波叠加容易造成液面波与接箍波混叠，导致声波传播时间和声速提取精度受限，进而影响液面深度计算。为此，提出了一种基于周期衰减聚类的环空动液面监测方法。对采集到的声波回波信号进行变分模态分解，获得多个不同中心频率的本征模态分量；根据液面波主要集中于低频段的特性，筛选相关模态并重构液面特征信号；结合液面回波在时域上呈现周期性衰减的特点，对液面波峰值点的相对时间间隔进行分析，并对峰值相对距离进行聚类，由液面点平均间隔确定声波往返液面的传播时间；同时依据接箍波在特定频段内能量集中的特性，结合方差贡献率筛选接箍波模态分量，并利用高分辨复制调频谱细化算法（ZoomFFT）对接箍波频谱进行细化分析，提取主频以计算环空声速，随后结合声波传播时间实现液面深度计算。基于实际井场连续监测数据的试验结果表明，该方法能够在噪声干扰和液面回波重叠条件下稳定识别液面点及接箍波特征，液面深度测量相对误差小于 1% ，具有较高的稳定性和工程适用性。研究结果可为环空动液面自动监测提供可靠的技术支撑。
钻井技术与装备 | 钻柱黏滑振动的模糊自适应PID控制研究

钻井技术与装备 | 钻柱黏滑振动的模糊自适应PID控制研究

摘要：深部钻井中破坏性的钻柱黏滑振动将对油气钻采工程的实施造成严重阻碍，其强非线性与不确定性导致该问题长期以来缺乏高效解决方案，亟需简单有效的控制方案。为有效抑制钻柱黏滑振动，采用集中质量法建立了钻柱的二自由度扭转振动模型；基于此模型，考虑前馈扭矩和角速度误差，提出了模糊自适应PID控制方案，无需依赖精确的数学模型，利用模糊理论构建输入和输出之间的非线性关系，从而实现PID参数的自适应调整；为验证所提控制方案的有效性，结合 5200m 实例井的钻柱结构参数，在钻井参数摄动下，与传统的PID控制器、模糊控制器及LQR最优控制器进行了控制效果的对比分析。分析结果表明：在期望速度、驱动扭矩及钻压等参数摄动下，传统控制方案自适应性不足，存在动态响应迟缓、超调量大及稳态误差显著等问题，而模糊自适应PID控制器通过参数实时优化调整，展现出优异的鲁棒性与适应性，能适应不确定的钻井条件；转盘和钻头的角速度均能在 25～30 s内快速地追踪并稳定在期望值，动态响应速度快；超调量严格控制在 2.50～6.33rad/s 范围内，且稳态误差极小。提出的模糊自适应PID控制方案综合性能优异，设计简单，可在大范围复杂钻井工况下有效抑制钻柱黏滑振动，为保障钻井过程的平稳高效提供技术支撑与理论参考。
钻井技术与装备 | 可连续堵漏钻进多功能工具研制与试验

钻井技术与装备 | 可连续堵漏钻进多功能工具研制与试验

摘要：近些年，深井、超深井钻井完井技术虽有了长足进步，但井漏仍然是深层、超深层油气开发过程中常见的井下复杂问题之一，钻井工程中因井漏而带来的经济损失占总成本的 25%sim 40% 。针对井漏问题，提出一种用于水泥浆堵漏的连续堵漏-钻塞作业方法，能够减少水泥浆堵漏和钻水泥塞作业的起下钻趟数，从而极大缩短水泥浆堵漏作业周期。基于此，对比分析了液压式、机械式、机械可控节流+液压驱动、液压可控节流+液压驱动等4种技术原理的优缺点，优选“机械可控节流 + 液压驱动”作为研究的技术原理；利用《水力计算手册》和《钻井工程技术手册》以及流体仿真分析，建立了液压推力理论计算公式；采用刀块误扩张结构、 45^° 扩张斜角刀块、防水泥浆堆积固化结构、三长中心相连刀翼、钻头一体式结构、大通径水眼等设计，研发出了可连续堵漏钻进多功能工具。室内测试和现场试验结果表明：液压推力理论公式计算结果较准确，能够为可连续堵漏钻塞多功能工具系列化提供理论支撑；多功能工具在钻试-X井“一趟钻”完成了注水泥浆和钻水泥塞作业，且钻水泥塞形成的井眼尺寸达到设计直径，实现了不起钻条件下的连续堵漏-钻塞作业，较常规作业节约1趟钻，其推广应用有望大幅缩短水泥浆堵漏作业周期。
钻井技术与装备 | 加长钻杆关键参数设计研究

钻井技术与装备 | 加长钻杆关键参数设计研究

摘要：加长钻杆作为一种能够显著减少接箍使用数量的重要钻井工具，在应对深井与长水平井等复杂井型时，可有效降低因接头部位易发生失效事故而引发的作业风险，从而提升整体钻井作业的安全性与经济效益。针对当前加长钻杆在关键参数设计方面缺乏系统性与科学指导的现状，开展了加长钻杆关键参数设计研究。通过建立加长钻杆的静力学分析模型，系统揭示了钻杆在井眼中的受力与变形行为，并明确区分了加长钻杆与井壁之间的2种典型接触类型，为后续分析奠定了理论基础。在此基础上，结合全井筒系统多体动力学模型，设计并完成了3组系统性的数值模拟试验，重点探究了井眼狗腿度、钻杆尺寸以及材料钢级这3个关键因素对加长钻杆最大允许长度的影响规律。为了全面验证加长钻杆的适用性，还选取了垂直深井、大位移水平井以及具有多目标层的复杂结构井3种典型工况作为实例，进行了详细的模拟应用分析，进一步证实了加长钻杆在不同井型中使用的有效性与优势。研究结果表明：在弯曲井段，钻杆长度随狗腿度的增加呈现单调递减的趋势，在直井段受到同样的弯矩作用时，长度更长的钻杆更容易与下井壁接触。建议加长钻杆直径在 127mm （5in）以上，钢级选用S135以上。所得结论可为加长钻杆的关键参数设计及现场应用提供技术支持。
海洋石油装备 | 基于有限差分法的隔水导管定向打桩偏移特性研究

海洋石油装备 | 基于有限差分法的隔水导管定向打桩偏移特性研究

摘要：为明确定向打桩过程中隔水导管偏移机理，建立了定向打桩过程中的全段隔水导管控制微分方程，并基于有限差分方法进行求解，提出了隔水导管定向打桩偏移计算模型。探究了关键因素对隔水导管定向打桩偏移特性的影响规律。研究结果表明：当导管管鞋处坡口角度从 10^° 增加到 60^° 时，同一入泥深度处导管端部水平横向偏移增加，且随着入泥深度的不断增加，不同坡口角度导管之间端部水平横向偏移差距逐渐增大；隔水导管直径越大，其抗弯刚度越大，使得同一入泥深度处导管端部水平横向偏移量越小。以中国南海某区块为工程实例，对隔水导管定向打桩偏移特性进行计算分析，相比施工实测数据，计算误差最大为 7.06% ，相比有限元法最大误差为6. 56% ，验证了计算模型的准确性。研究结果可为现场隔水导管定向打桩防碰绕障施工提供理论指导。
海洋石油装备 | 海上油田同心精细分层注气工艺研究及应用

海洋石油装备 | 海上油田同心精细分层注气工艺研究及应用

摘要：注气开发是低渗透油田补充地层压力、提高油田采收率的主要方法。单管投捞气嘴分层注气工艺在渤海油田面临调配时无法实时读取井下数据，且无法实现井下注入量的精确调配等问题。为此，开展海上油田同心精细分层注气工艺技术研究，同时研制了分层注气工具及工艺配套技术。研制的分层注气工作筒最高耐温 150°C 、最高耐压 60MPa ，可实现注气量的无级调速；研制的注气流量测试工具采用集流式测试，可对各个层段进行单层测试，可实现与井下仪器的双向通信。现场应用结果表明：同心精细分层注气工艺井下测调成功，适用于完井通径 98.55mm 、井斜角不大于 60^° 的井况，有效解决了气密封、气体腐蚀、气体冲蚀及注气安全等难题；注气合格率达 97% 以上，整体分层注气调配时间由 48h 缩短到 12h 。研究结果可为海上低渗油田高效气驱提供新的技术手段。
海洋石油装备 | 南海水下采油树安装极限下放深度计算方法

海洋石油装备 | 南海水下采油树安装极限下放深度计算方法

摘要：水下采油树作为水下生产系统的重要组成部分，安装于水下油气井口的顶部，能够实现水下井口与水下管汇等装备的连接。国内水下采油树常用的下放安装方法有钢丝缆绳安装法和钻杆安装法。由于海洋风浪流载荷复杂多变以及钢丝缆绳和钻杆强度低等因素，水下采油树的下放深度受到限制，下放安装过程难以把控。为此，基于波流联合作用理论，通过OrcaFlex软件建立了水下采油树模拟仿真模型，围绕海洋石油708工程船与海洋石油981深水半潜式钻井平台（简称海洋石油981)，针对钢丝缆绳安装法和钻杆安装法，考虑安装船的吊机能力、半潜式平台的顶驱能力、钢丝缆绳和钻杆的强度等因素，研究了不同海况下水下采油树的极限下放深度。同时，针对不同下放深度，分析了2种下放安装方案中采油树的运动响应机理，得到了采油树入水、穿越飞溅区、进入深水区域全过程的运动响应情况。研究结果显示：当作业水深超过 1000m 时，钢丝缆绳安装法的稳定性较低，超过 1500m 时不能满足下放要求；水下采油树钻杆安装法的作业能力较强，安装水深可超 3000m ，更加适用于重型水下装备的安装。研究结果可为我国南海海域水下油气开发的海试安装提供指导。
油气田开发工程 | 基于双指标评价的负压冲砂射流泵排出压力影响研究

油气田开发工程 | 基于双指标评价的负压冲砂射流泵排出压力影响研究

摘要：现有射流泵性能评价体系过度依赖泵效，该指标无法直接反映负压冲砂的工程核心目标（井底砂床清除效率)。为此，提出了负压冲砂射流泵双指标协同评价方法，以固体输送速率和泵效共同表征射流泵的固相抽吸能力；基于Fluent软件开展了固液两相流数值模拟，研究排出压力对射流泵固相抽吸能力的影响。研究结果表明：排出压力对射流泵固相抽吸能力存在临界阈值效应，当排出压力超过 3MPa 时，喉管有效压差降幅超过 80% ，导致固相输送速率呈断崖式下降，而泵效在排出压力为 2MPa 附近达到峰值，揭示能量转化效率与清砂效率的工程悖反现象；高排出压力导致射流泵喉管及下游区域动能耗散加剧，动能急剧衰减，直接抑制固液能量交换能力，间接印证了固相输送能力丧失的本质原因；随着环空固相体积分数升高，固相输送速率增幅约为 40% ，实际作业中需要平衡负压冲砂效率和能效。研究结果可为低压油气井高效冲砂作业提供理论支撑与工程优化准则。
油气田开发工程 | 深层页岩气井高频柱塞举升工艺

油气田开发工程 | 深层页岩气井高频柱塞举升工艺

摘要：随着威荣深层页岩气水平井开采进入中后期，气井产水量大、斜井段积液多，常规柱塞工艺因排液频率低、单周期排液量有限，已难以满足高效排液需求。为此，基于威荣气田完井特点，创新提出了一种高频柱塞举升工艺，研发了“井口套筒+井下撞针+分体柱塞”高频排液组合工具，引入Gidaspow稠密体系曳力修正，建立了分体柱塞连续举升与分离下落的力学平衡模型，在WY29-1HF井开展了先导试验，验证了工艺的有效性。研究结果表明：新工艺将单个开关井循环周期内的柱塞举升次数由传统的1次提升至最高3次，显著提高了单周期排液效率，现场试验日均排液量提升 45% ；针对井下撞针在柱塞频繁撞击作用下容易失效的问题，优化设计了卡箍式井下撞针工具，其定位爪结构相比卡瓦式结构抗冲击能力更强，配合定期维护解决了工具断裂问题；明确了分体柱塞连续举升所要求的最小临界气量条件，所建立的临界气量预测模型与实际观测符合率达 95.8% ；该工艺可与连续气举结合形成“柱塞辅助气举”新模式，实现不关井连续高频排液，日举升频次可达10次，大幅提升了排液连续性。研究形成的高频柱塞举升工艺及配套理论方法，可为深层页岩气水平井中后期高效排水采气提供有效的技术解决方案，对类似气田的稳产增产具有重要借鉴意义。
油气田开发工程 | 水力压裂多尺度裂缝扩展及缝间干扰数值模拟

油气田开发工程 | 水力压裂多尺度裂缝扩展及缝间干扰数值模拟

摘要：页岩油储集空间内部发育大量不同尺度的裂缝，研究多尺度裂缝扩展形态及不同尺度裂缝相互干扰对裂缝扩展的影响，对水力压裂的设计和施工具有重要意义。建立了水力压裂多尺度裂缝扩展有限元仿真模型，在验证有限元模型有效性的基础上，研究了多尺度裂缝扩展形态与不同尺度裂缝扩展过程中的相互干扰，以及不同压裂工况对裂缝起裂压力、裂缝宽度、裂缝长度等参数的影响。研究结果显示：同步压裂工况下，多尺度裂缝间向内侧的扩展受到抑制，并且抑制程度随着其中一条裂缝尺度的增加而逐渐增加；异步压裂工况下，第1条水力裂缝在第2条水力裂缝扩展完成后出现闭合和延伸的情况；射孔间距对起裂压力、裂缝宽度和裂缝长度都有影响，且裂缝尺度越大，完全扩展需要的裂缝间距越大；裂缝与最大主应力方向夹角达到 45^° 时水力裂缝内侧扩展受到的抑制最为强烈，起裂压力达到最大，缝宽达到最小。研究结果可为水力压裂的设计和施工提供一定的理论指导和参考，同时为研究水力压裂多尺度裂缝扩展过程中缝间干扰影响复杂缝网形式，进而影响产能的难题提供新的思路。
油气田开发工程 | 井底复合式抽吸气举工具结构设计及性能优化

油气田开发工程 | 井底复合式抽吸气举工具结构设计及性能优化

摘要：针对天然气井开采后期面临的低压低产和井底积液问题，借鉴射流泵工作原理设计了一种井底旋流引射抽吸气举复合工具。以引射比为评价指标，对不同结构喷嘴及扩散段流道的工具内部流场进行数值模拟，分析工具的排采性能，并对其结构进行优化；分析不同喉嘴比（喉管与喷嘴面积比）和扩散角对工具性能的影响，以及动力气注气速率（简称注气速率）对不同喷嘴宽度工具性能的影响；对优化后的工具进行现场验证。研究结果表明：流道扩散段轴向或径向存在的扩散角会诱发回流，而喷嘴与引射流道交汇处壁面的扩张角度过大则易产生涡流；工具的引射比随着喉嘴比与扩散角的增大均呈现先升高后下降的变化趋势，当喉嘴比为2、扩散段扩散角为 4^° 时，工具内部流场最为稳定，引射比达到最佳；引射比和引射气体流量随着注气速率的增大，同样呈现先升高后下降的趋势，且存在最优注气区间；随着喷嘴宽度增大，工具能达到的最大引射气体流量上升，但所需注气速率也大幅增加，需在实际应用时综合考虑。喷嘴宽度为0.5mm 时的工具综合性能较优，现场整体运行稳定可靠，在优化注气参数后能够实现气井的稳定复产。研究结果可为低压、低产及高含水气井的高效排水采气提供技术支持。
油气田开发工程 | 喷嘴轴线偏移对射流泵引射性能影响研究

油气田开发工程 | 喷嘴轴线偏移对射流泵引射性能影响研究

摘要：射流泵在青石峁地区气井的增产作业中得到广泛应用。在实际作业中，射流泵普遍依赖经验安装并入井，然而高温高压工况易导致射流泵喷嘴轴线与喉管轴线之间发生偏移。为研究喷嘴与喉管在非同轴线配合下对射流泵工作性能的影响，以射流泵的引射性能为研究对象，选取引射系数与压力损失系数为性能评价指标，基于Realizablek-ε湍流模型开展数值模拟分析。研究了喷嘴轴线相对喉管轴线偏移 10%～60% 范围内射流泵的引射性能变化，系统揭示了轴线偏移对射流泵引射性能的影响规律。研究结果表明：随着喷嘴轴线偏移量的增加，射流泵的引射性能逐渐下降。当喷嘴轴线向上壁面方向偏移时，喷嘴出口处工作流体的最大速度降低 5.3% ，喉管与扩散管上壁面的流体动压升高，工作流体与引射流体的混合效果增强；而喉管与扩散管下壁面则呈现相反的变化趋势；当偏移量达到 10% 时，扩散管下壁面处开始出现混合流体回流与局部湍流现象，引射系数减小 7.8% ，压力损失系数增大 0.5% ；当偏移量达到 40% 时，喉管下壁面处开始出现局部湍流，引射系数减小 23.9% ，压力损失系数增大 1.2% ，随着偏移量进一步增大，混合流体回流区与局部湍流区持续扩展。研究结果可为评估实际工况下射流泵的工作性能提供理论依据，为工程优化提供参考准则。
油气田开发工程 | 连续管全生命周期完井采气一体化工具

油气田开发工程 | 连续管全生命周期完井采气一体化工具

摘要：针对长庆油田新投产气井 ∞50.8mm （2in）连续管取代 _∞60.3mm （ 2% in）常规油管高效完井和低成本开发需求，在分析现有连续管完井技术局限性，以及致密气井投产后全生命周期主要工艺措施需求的基础上，按照连续管一趟管柱完井，多种工艺措施无缝衔接有效排采作业的总体设计思路，设计研发了 650.8mm 连续管完井排采作业配套的多功能集成井下工具组合。该工具组合主要由连接器、上滑套、可溶球、压裂液返排工具短节、剪切销钉、下滑套、节流嘴、堵头、剪切销钉、滑套双瓣阀、阀瓣、限位滑套、筛管等零部件组成。同时形成了6个专属功能区：连接区、压裂液返排区、投球封堵区、节流区、临时封堵区及过滤区。该井下工具组合可实现带压投放连续管完井管柱、投产初期压裂液返排或诱喷、高压期井底节流生产、低压期速度管柱携液、间歇期柱塞气举以及衰竭期投球封堵带压起管等工艺。在长庆苏里格气田30余井次的现场应用实施，实现了带压完井、压裂液返排、节流生产以及柱塞气举多个生产流程，有效率达到 100% ，验证了新投产气井全生命周期连续管一体化完井工艺的可行性，以及井下工具组合的实用可靠性，为新投气井全生命周期低成本高效开发提供了一种新方法。研究成果可有力支撑国内致密气的高效开发和提质增效目标的实现。
油气田开发工程 | 国内电动压裂技术现状及发展建议

油气田开发工程 | 国内电动压裂技术现状及发展建议

摘要：随着非常规油气资源开发需求增长，传统柴驱压裂技术因功率低、能耗高、污染大等问题难以满足绿色、低碳、环保、智能化开发的要求。为理清电动压裂技术发展脉络，推动其进一步应用，系统分析了国内外电动压裂技术现状，总结技术瓶颈并提出发展建议。通过文献调研、企业案例对比及现场应用数据分析，梳理国内外电动压裂技术发展历程、装备特点及市场应用现状，结合国内典型工区的实际需求，评估技术优势与不足。研究结果表明，国内电动压裂技术快速发展，形成 1875～6000kW 装备体系，设备稳定性与信息化水平全球领先，参与工作量占比超 40% 。东方宏华、石化四机等企业主导研发，实现了“源-网-荷-储”供电方案及智能一键压裂功能，电动压裂泵单机功率高（等效 2～2.5 台柴驱压裂车）、占地减少 27% 、能耗降低31% 、碳排放趋零（电网供电），能适应复杂工况，但存在电网带载能力不足、撬装设备移运性差等问题，制约规模化应用。建议通过电网增容改造、多电源组合提升供电能力；优化设备轻量化设计，推广车载式装备；发展智能集控与故障预警技术，实现 24h 连续作业。未来需聚焦自动化、智能化方向，完善“源-网-荷-储”生态，推动电动压裂技术向海上及分散井位扩展。研究结果可为我国电动压裂技术长足发展提供支撑。
石油管工程 | 基于薄板样条插值的管道三维成像技术研究

石油管工程 | 基于薄板样条插值的管道三维成像技术研究

摘要：油气管道作为能源运输的关键基础设施，在长期服役过程中受输送介质腐蚀、土壤电化学侵蚀、应力循环作用等多重因素影响，极易滋生局部腐蚀、裂纹等缺陷。这类缺陷兼具隐蔽性与高危害性，对检测技术提出了精准三维成像的迫切需求，只有实现缺陷的高精度三维呈现，才能为后续的缺陷量化评估与风险预警提供可靠数据依据。而在油气管道缺陷检测的数据处理流程中，曲面重建算法是三维成像的技术核心，其性能直接决定了整体缺陷检测的精度，对保障油气管道的长期安全稳定运行具有重要意义。为解决传统曲面重建算法在管道局部腐蚀缺陷重构中精度不足、细节丢失的问题，提出基于薄板样条插值（thin plate spline，TPS）的管道三维成像技术。该技术充分利用TPS算法在非线性曲面拟合中兼顾插值精度与曲面光滑性的优势，以管内检测机器人采集的点云数据为基础，经噪声剔除等预处理后，通过数据反求构建TPS曲面插值系数与权重矩阵。针对机器人周向旋转易导致点云数据偏移的关键问题，建立旋转误差补偿模型优化数据精度，最终基于MATLAB完成三维模型的构建与仿真分析。研究结果显示，基于TPS的算法重构精度高、形态清晰，考虑周向旋转时模型表面更圆滑。研究结果可为管道三维成像技术提供新的技术路径，对提升油气管道缺陷检测评估准确性、降低运营风险具有重要工程价值，可为相关技术发展提供参考。
石油管工程 | 非地层滑移因素下套管变形修复技术研究

石油管工程 | 非地层滑移因素下套管变形修复技术研究

摘要：玛湖油田在水平井压裂过程中，受高压流体注入和复杂地层应力的影响，套管变形和损坏问题显著增加，严重影响井筒的完整性及后续作业。同时，相较于由地层滑移导致的套管变形，非地层滑移引起的套管变形具有较高的修复技术可行性。为此，针对玛湖地区非地层滑移引起的套管变形，设计了新型套管修复工具。基于该工具，建立了套管修复效率评价模型和强度变化评价模型，并验证了数值模拟模型的精度。通过数值模拟分析，研究了修复工具所需的修复力、修复前后套管强度变化及修复工具修复效率。分析结果表明，修复工具在提供大于114.003kN 的修复力（对应液压缸提供的液压力为 23.603MPa ）时，可确保修复作业的有效性和可靠性；修复后，变形后套管平均壁厚从 9.09mm 降至 8.59mm ，抗外挤强度由 92.90MPa 降至修复后的59.53MPa ，为完好套管强度的 64.08% ；修复工具可将套管平均横截面积从 8.42×10^-3m² 恢复至8.93×10^-3m² ，平均增加 0.51×10^-3m² ，平均修复效率达60. 30% 。研究成果可为玛湖油田压裂作业过程中套管变形治理提供理论参考。

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