Prediction of the Minimum Depth of Setting for Conductor Anchor Node in Deep-Water Drilling
-
摘要:
深水油气田采用井口吸力锚进行表层建井时，存在井口塌陷或地层过硬不能下入到位的风险。在分析井口吸力锚下入原理的基础上，建立了考虑安装效应的井口吸力锚承载力模型；针对二开固井最危险工况，推导了钻井过程中井口最大荷载计算公式；考虑桩基安全系数，建立了基于承载力的井口吸力锚下入深度模型。利用该下入深度计算模型，计算得到南海X井的井口吸力锚最小入泥深度为10.56 m。采用ABAQUS软件，以南海X井环境参数为基础，建立了有限元模型，计算了井口吸力桩的竖向承载力为8 593.22 kN；同等入泥深度理论计算承载力为8 063.59 kN，误差为6.16%，准确度较高。研究结果表明，基于极限承载力的井口吸力锚下入深度模型能够精准预测井口吸力锚的最小下入深度，提高水下井口下入安装和钻井阶段的安全性。
Abstract:When deep-water oil-gas fields adopt the conductor anchor node(CAN) for surface well construction, the wellhead may suffer from collapse, or the formation is too hard to run it in place. On the basis of analyzing the running principle of the CAN, a bearing capacity model of the CAN considering the effects of installation effect was established. In view of the most dangerous working conditions during the second spud cementing, the formula of maximum wellhead load during drilling was derived, and a depth of setting model for the CAN based on the bearing capacity was established by considering the safety factor of the pile foundation. Through the calculation model of the setting depth, the minimum depth of the setting in mud of the CAN of Well X in the South China Sea was 10.56 m. On the basis of the environmental parameters of Well X in the South China Sea, a finite element model was established by ABAQUS software, and the vertical bearing capacity of the wellhead suction pile was calculated to be 8 593.22 kN. At the same depth of setting in mud, the bearing capacity was theoretically calculated to be 8 063.59 kN, with an error of 6.16%, which reflected a high accuracy. The research revealed that the depth of setting model for the CAN based on the ultimate bearing capacity could accurately predict the minimum depth of setting of the CAN and effectively improve the safety of the subsea wellhead during the installation and drilling stages.
-
Keywords:
- deep-water drilling /
- CAN /
- bearing capacity model /
- depth of setting /
- prediction /
- finite element simulation
-
沁南区域煤层气主力储层15号煤层具有割理及微孔发育、煤层易破碎的特点，进行水平井钻井时外来流体易侵入煤层，引起煤层井壁坍塌和储层伤害[1-2]。国内煤层气水平井钻井使用的钻井液主要为清洁盐水和聚合物钻井液。清洁盐水具有良好的保护储层能力，但沁南区域水平井段长，15号煤层易破碎、坍塌，使用清洁盐水钻井风险高[3-4]。聚合物钻井液具有稳定煤层井壁的能力，完钻后可破胶解堵，但沁南区域15号煤层温度低，氧化破胶剂普遍存在低温破胶困难，破胶后残渣含量高，且聚合物钻井液储存条件苛刻，对环境、人员不友好等问题，导致其应用受限[5-7]。目前使用的钻井液无法完全满足沁南区域15号煤层水平井钻井对稳定井壁、低温破胶和保护储层的需求。
瓜尔胶具有低温易破胶，破胶后残渣含量低的优点，生物酶破胶剂具有破胶专一、易低温破胶的优点；但瓜尔胶一般用作压裂增稠剂，生物酶破胶剂也常用于压裂破胶和废弃物生物降解[8-10]。国内外学者对瓜尔胶钻井液鲜有研究，研究范围也仅限于降解性能、流变性能等方面的室内评价[11-13]，尚未系统性研究低温、易塌煤层气水平井钻井施工对其稳定井壁、低温破胶和保护储层等方面的性能需求。因此，将瓜尔胶引入钻井液中作为增黏剂，并与生物酶破胶剂配套使用，开展了瓜尔胶加量优化和生物酶破胶剂优选，评价了瓜尔胶钻井液稳定煤层和保护储层的性能。瓜尔胶钻井液在保留聚合物钻井液性能的基础上，可实现低温破胶，达到稳定井壁与保护储层的目的[14-16]。
1. 15号煤层特征及钻井技术难点
沁南区域石炭系太原组的15号煤层孔隙度4.75%～5.75%，渗透率0.26～0.85 mD；裂隙较3号煤层更为发育，且具有破碎结构和原生结构共存的特点，普遍具有丰富的割理和裂隙，微裂缝较多，多呈平形状、不规则网状、丝状和树枝状成组出现；孔隙普遍被矿物充填，矿物种类较多，包括黏土矿物、黄铁矿、石英和方解石等。15号煤层的上述特征除造成储层连通性较差外，较多的割理和裂隙也导致15号煤层的力学性能较差，与3号煤层相比更容易坍塌[17-18]。
以15号煤层为目的层的煤层气水平井，水平段长800～1 000 m，储层温度30～40 ℃，煤层压力系数0.20～0.60。该区块使用清洁盐水钻进15号煤层，水平钻进时间超过1 d后，煤层普遍存在坍塌，造成钻井失败。使用常规聚合物钻井液钻进时，虽能保证煤层井壁稳定，但储层温度较低造成破胶困难，投产后存在产气量低的问题。保证煤层长水平段井壁稳定、降低聚合物钻井液对煤层的伤害和保证侵入煤层的钻井液可破胶返排，是沁南区域15号煤层水平井钻井的技术难点[19]。
2. 瓜尔胶钻井液及破胶液研究
2.1 瓜尔胶钻井液的配方
根据上文所述15号煤层水平井的钻井技术难点及施工经验，保持钻井液的黏度可维持煤层稳定，基于15号煤层孔渗低、连通性较差的特点，要求钻井液的滤失量不高于20 mL，以满足钻井施工要求。设计钻井液组成为清水+增黏剂+降滤失剂+辅助添加剂。
2.1.1 瓜尔胶加量优化
从保护储层角度讲，瓜尔胶加量越小，残渣含量就越低，储层保护效果就越好。但为保证水平井井眼清洁和井壁稳定需求，钻井液要维持一定的黏度，根据该区块水平井的钻井经验可知，钻井液漏斗黏度为40～50 s时可满足水平井井眼清洁和稳定井壁需求。选取淡水基压裂液使用的羟丙基瓜尔胶作为钻井液增黏剂，测试清水加入不同量瓜尔胶后的漏斗黏度，以优化瓜尔胶的加量。瓜尔胶为江苏昆山某厂生产的羟丙基瓜尔胶，测试结果见图1。
由图1可知：随着瓜尔胶加量增大，溶液的漏斗黏度持续升高；瓜尔胶加量达到0.5%时，溶液的漏斗黏度为43 s；瓜尔胶加量达到0.6%时，溶液的漏斗黏度为52 s，可以满足水平井施工对钻井液黏度的要求。现场施工时，瓜尔胶加量可根据实际情况在0.5%～0.6%间选择。
2.1.2 瓜尔胶耐盐性能评价
该区块要求钻井液密度为1.00～1.10 kg/L，以KCl为钻井液密度调节剂。测试瓜尔胶钻井液中加入不同量KCl后的漏斗黏度，以评价瓜尔胶的耐盐性能。瓜尔胶钻井液配方为清水+0.6%瓜尔胶，测试结果见图2。
![]()
图 2 瓜尔胶钻井液加入不同量KCl后的密度和漏斗黏度Figure 2. Density and funnel viscosity of guar gum drilling fluid after adding different amounts of KCl由图2可知：随着KCl加量增大，瓜尔胶钻井液密度呈上升趋势，漏斗黏度呈略微下降趋势；KCl加量为16%时，瓜尔胶钻井液的密度达到1.10 kg/L，漏斗黏度降为45 s。总体来看，瓜尔胶钻井液的漏斗黏度稳定在52～45 s，在现场对钻井液漏斗黏度要求范围内，能够满足现场钻井要求。
2.1.3 瓜尔胶钻井液配方确定
为保证钻井液的其他性能，选用可降解的淀粉为降滤失剂，改性矿物油为润滑剂，KCl为密度调节剂，以维持钻井液的整体性能，形成了瓜尔胶钻井液配方：清水+0.5%瓜尔胶+0.3%改性淀粉+5.0%KCl +1.5%润滑剂。其基本性能：漏斗黏度45 s，表观黏度25 mPa·s，塑性黏度14 mPa·s，动切力11 Pa，动塑比0.78，静切力6/8 Pa，API滤失量13.2 mL，滤饼厚度0.05 mm，pH值9.0，润滑系数0.09。
该钻井液黏度适中，动切力和动塑比较高，能够满足水平井井眼清洁需求；润滑系数为0.09，且滤饼较薄，能够满足水平井施工对钻井液润滑性能的要求。钻井液基本性能在设计范围内，可满足煤层气水平井钻井需求。
2.2 生物酶破胶液
为确保瓜尔胶钻井液的储层保护性能，完钻后需使用破胶液对其破胶。为此，优选了在低温下可实现瓜尔胶钻井液降解破胶的生物酶破胶剂，同时在破胶液中加入助排剂，以实现破胶后顺利返排。设计破胶液组成为清水+生物酶破胶剂+助排剂。
2.2.1 生物酶破胶剂优选
为解除瓜尔胶等聚合物对煤层的伤害，需要在完钻后对其破胶以解除伤害。参照《水基压裂液性能评价方法》（SY/T 5107—2016）中的破胶性能评价方法，在瓜尔胶钻井液中加入不同种类和不同量的破胶剂，在30 ℃的水浴中加热12 h后，使用六速旋转黏度计测试其在100 r/min（剪切速率为170 s−1）转速下的表观黏度，并测试钻井液破胶后的残渣含量（表观黏度低于3 mPa·s时视为完全破胶），结果见表1。 Ⅰ型生物酶破胶剂为胍胶糖苷特异性水解酶和淀粉糖苷特异性水解酶的复配产品，Ⅱ型生物酶破胶剂为胍胶糖苷特异性水解酶。
表 1 不同种类破胶剂的破胶效果Table 1. Gel breaking effect of different breakers破胶剂类型 破胶剂及加量 表观黏度/（mPa·s） 残渣含量/（mg·L−1） 空白样 49.0 未破胶 氧化破胶剂 0.30%过硫酸铵 21.0 未破胶 0.70%过硫酸铵 21.0 未破胶 0.10%次氯酸钙 4.5 未破胶 0.20%次氯酸钙 3.0 590 复合生物酶 0.02%Ⅰ型生物酶破胶剂 15.0 未破胶 0.05%Ⅰ型生物酶破胶剂 4.5 115 0.08%Ⅰ型生物酶破胶剂 4.5 108 0.10%Ⅰ型生物酶破胶剂 3.0 120 单一生物酶 0.02%Ⅱ型生物酶破胶剂 6.0 未破胶 0.05%Ⅱ型生物酶破胶剂 4.5 240 0.08%Ⅱ型生物酶破胶剂 3.0 251 由表1可知：在30 ℃温度下，瓜尔胶钻井液中加入过硫酸铵养护12 h，不能破胶；加入次氯酸钙虽能破胶，但次氯酸钙属于危险化学品，使用局限性较大；加入0.1%Ⅰ型生物酶破胶剂和0.08%Ⅱ型生物酶破胶剂时，瓜尔胶钻井液的黏度均降至3.0 mPa·s，表明瓜尔胶钻井液完全破胶。残渣含量越低，对储层的伤害也就越低，瓜尔胶钻井液加入次氯酸钙、Ⅰ型生物酶破胶剂和Ⅱ型生物酶破胶剂破胶后的残渣含量分别为590，120和251 mg/L。综合考虑破胶剂的加量和破胶后的残渣含量，选择Ⅰ型生物酶破胶剂作为瓜尔胶钻井液的破胶剂，加量应不低于0.1%。
2.2.2 助排剂加量优化
对于煤层气井，表面张力是影响破胶液返排的最重要因素之一，基于助排剂性价比和有效降低表面张力的原则，选择氟碳型表面活性剂为助排剂，以利于钻井液滤液和破胶后钻井液的返排。参照《压裂液通用技术条件》（SY/T 6376—2008）中的相关规定，破胶液的表面张力不大于28 mN/m时可满足返排要求。
破胶液加入不同量的助排剂，使用TX500™型旋转滴超低界面张力仪测试其表面张力，根据测试结果优化助排剂加量。破胶液的配方为清水+0.1%Ⅰ型生物酶破胶剂，试验结果见表2。
表 2 破胶液加入不同量助排剂后的表面张力Table 2. Surface tension of gel breaking fluid at different cleanup additive dosages助排剂加量，% 表面张力/（mN·m−1） 降低率，% 0 65 0.1 35 46.15 0.2 28 56.92 0.3 18 72.31 0.4 12 81.54 由表2可知：随着助排剂加量增大，破胶液的表面张力不断降低；助排剂加量为0.2%时，破胶液的表面张力为28 mN/m；助排剂加量为0.3%时，破胶液的表面张力为18 mN/m。因此，助排剂的最优加量为0.2%～0.3%。
3. 稳定井壁和储层保护性能评价
为了验证瓜尔胶钻井液维持煤层井壁稳定的能力和对煤层的保护效果，评价了瓜尔胶钻井液的相关性能，并与现场使用的清洁盐水、常规聚合物钻井液进行了对比。
3.1 煤层井壁稳定性能评价
取数块同一煤块上钻取的岩心（煤块取自15号煤层矿井，埋深约800 m）进行抗压强度试验。将煤岩岩心在不同钻井液中加压5 MPa浸泡24 h后，使用TAW-1000型岩石三轴试验机测试其单轴抗压强度，每种钻井液浸泡2块岩心作为平行样，利用抗压强度表征钻井液对煤层井壁的稳定效果（见图3）。瓜尔胶钻井液配方与2.1.3节相同，常规聚合物钻井液配方为清水+0.4%黄原胶+0.3%PAC-LV+5.0%KCl。
![]()
图 3 不同钻井液对煤岩抗压强度的影响Figure 3. Influence of different drilling fluids on compressive strength of coal rock由图3可知，煤岩经8%KCl盐水浸泡后，抗压强度的下降幅度最大，经常规聚合物钻井液和瓜尔胶钻井液浸泡后，抗压强度的下降幅度相当。浸泡过程中，盐水易沿煤岩割理侵入煤岩内部，造成煤岩抗压强度降低；瓜尔胶钻井液和常规聚合物钻井液侵入煤岩的速度和总滤失量远低于盐水，抗压强度的下降幅度也最小。瓜尔胶钻井液稳定煤层井壁的效果与常规聚合物钻井液相当。
3.2 储层保护性能评价
针对不同类型钻井液，使用JHDS-Ⅲ型高温高压动态失水试验仪和KDY-50型岩心流动试验装置进行钻井液对煤层的保护性能试验。首先，用地层水饱和待测煤岩岩样，用氮气测试煤岩岩样在束缚水饱和度下的初始渗透率；然后，在压差3.5 MPa条件下用钻井液污染煤岩岩样，再用2倍孔隙体积的破胶液反向驱替，测试破胶液驱替后煤岩岩样在束缚水饱和度下的气测渗透率，计算渗透率恢复率。试验用钻井液配方同2.3.1节，试验结果见表3。
表 3 煤岩渗透率损害试验结果Table 3. Permeability damage test results of coal rock煤岩
编号污染工作液 气测渗透率/mD 气测渗透率
恢复率，%束缚水饱和度，% 污染前 污染后 QS-2-4 8%KCl盐水 0.22 0.20 87.50 54.71 QS-2-5 常规聚合物钻井液+破胶液 0.21 0.10 47.86 63.25 QS-2-6 瓜尔胶钻井液+破胶液 0.55 0.47 85.16 58.24 QS-2-9 瓜尔胶钻井液+破胶液 0.34 0.29 85.08 54.50 由表3可知，常规聚合物钻井液在破胶后对煤岩的伤害率依然在50%以上，而清洁盐水和瓜尔胶钻井液对煤岩的伤害率都较小。瓜尔胶钻井液破胶后煤岩的渗透率恢复率在85%以上，略低于清洁盐水，表现出良好的储层保护效果。
4. 现场应用
目前，沁南区域15号煤层使用瓜尔胶钻井液钻的井年均达20口以上，解决了清洁盐水不能稳定煤层井壁和常规聚合物钻井液存在储层伤害的问题。与使用清洁盐水的井相比，使用瓜尔胶钻井液的5口水平井未发生井下故障，平均钻井周期缩短了32.1%，平均井径扩大率从21.4%降至13.3%，单井日产气量同比提高15.0%～25.0%。下面以PZ*E4-4H井为例介绍瓜尔胶钻井液的应用情况。
PZ*E4-4H井为单分支水平井，主要目的层为15号煤层，完钻井深1 650 m，最大井斜角105°，水平段长1 046 m，纯煤层进尺838 m，煤层钻遇率80.11%，钻井周期16.90 d，水平段钻井周期8.35 d。
该井水平段采用瓜尔胶钻井液钻进，按上文配方配制瓜尔胶钻井液，将其漏斗黏度调整至45 s左右开钻。钻进过程中补充瓜尔胶胶液，维持钻井液黏度；间歇开启离心机，以清除有害固相，并将钻井液密度维持在1.03～1.07 kg/L；根据定向托压及扭矩变化情况适时加入润滑剂，每钻进100 m使用漏斗黏度100 s左右的稠浆清扫井眼。该井15号煤层厚度较薄，水平段多次钻遇煤层顶底板的泥岩地层，但瓜尔胶钻井液性能稳定，钻进期间仅有少量掉块，未发生阻卡等井下故障，瓜尔胶钻井液表现出良好的稳定煤层井壁的效果，且其黏度、密度和滤失量等性能参数与常规聚合物钻井液相当。
该井下入玻璃钢筛管后，挤注生物酶破胶液破胶，以解除瓜尔胶钻井液的污染，投产后日产气量达2.5×104 m3；与使用常规聚合物钻井液的煤层气水平井相比（水平段长度和煤层钻遇率相似），单井产能从2.0×104 m3提高至2.5×104 m3以上，瓜尔胶钻井液表现出良好的储层保护效果。
5. 结 论
1）针对沁南区域15号煤层水平井钻井施工要求，通过优化瓜尔胶加量和瓜尔胶的耐盐性能，将瓜尔胶与其他处理机复配形成了瓜尔胶钻井液。该钻井液与清洁盐水相比可有效提高煤层的抗压强度，与常规聚合物钻井液相比可实现低温破胶，破胶后残渣含量低，储层保护效果好。
2）基于沁南区域15号煤层的地质特征和钻井需求研究的瓜尔胶钻井液，并未对其滤失量做要求，但对滤失量要求严格的煤层气钻井，还需系统性研究可生物降解的降滤失剂。
3）瓜尔胶钻井液在沁南区域15号煤层水平井钻井中表现出了良好的稳定井壁和保护储层的效果，可在储层温度低、井壁易失稳、储层易伤害的煤层气水平井中推广应用。
-
![]()
图 4 井口吸力锚最小下入深度计算流程
Figure 4. Calculation process of the minimum depth for CAN setting
表 1 陵水区块X井位土质参数
Table 1 Soil parameters of Well X in Lingshui block
土样 取样深度/m 湿密度/(kg·m−3) 不固结不排水试验结果 黏聚力/kPa 内摩擦角/(°) 1 2.38～2.60 1 400 5.60 1.70 2 2.58～2.80 1 440 8.50 1.90 3 2.78～3.00 1 430 7.50 1.90 4 2.98～3.20 1 430 6.40 1.90 5 2.98～3.20 1 450 9.80 2.30 6 3.28～3.50 1 420 3.20 2.60 
下载: 导出CSV
-
[1] 呙义,高晓飞,易会安,等. 海上油田全寿命控水完井技术研究及现场试验[J]. 石油钻探技术,2021,49(6):93–98. doi: 10.11911/syztjs.2021120 GUO Yi, GAO Xiaofei, YI Huian, et al. Research and field test on life-long water control completion technology in offshore oilfields[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(6): 93–98. doi: 10.11911/syztjs.2021120
[2] 牟汉生,陆文明,曹长霄,等. 深水浊积岩油藏提高采收率方法研究: 以安哥拉X油藏为例[J]. 石油钻探技术,2021,49(2):79–89. doi: 10.11911/syztjs.2021025 MOU Hansheng, LU Wenming, CAO Changxiao, et al. Study on enhanced oil recovery method in deep-water turbidite reservoirs: a case study of X reservoir in Angola[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(2): 79–89. doi: 10.11911/syztjs.2021025
[3] 杨进,曹式敬. 深水石油钻井技术现状及发展趋势[J]. 石油钻采工艺,2008,30(2):10–13. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2008.02.002 YANG Jin, CAO Shijing. Current situation and developing trend of petroleum drilling technologies in deep water[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2008, 30(2): 10–13. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2008.02.002
[4] 杨进,李文龙,胡志强,等. 深水钻井水下井口稳定性研究进展[J]. 中国海上油气,2020,32(4):124–130. YANG Jin, LI Wenlong, HU Zhiqiang, et al. Research progresses on subsea wellhead stability of deep water drilling[J]. China Offshore Oil and Gas, 2020, 32(4): 124–130.
[5] 秦源康,刘康,陈国明,等. 海洋水合物地层导管吸力锚贯入安装负压窗口分析[J]. 石油钻采工艺,2021,43(6):737–743. doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.008 QIN Yuankang, LIU Kang, CHEN Guoming, et al. Negative pressure analysis for the penetration installation of conductor suction anchor in marine hydrate reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(6): 737–743. doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.008
[6] 刘正,刘和兴,同武军,等. 深水吸力桩新型表层建井技术适应性分析[J]. 石油工业技术监督,2021,37(4):57–62. doi: 10.3969/j.issn.1004-1346.2021.04.016 LIU Zheng, LIU Hexing, TONG Wujun, et al. Adaptability analysis of new constructing well technology with suction pile for deep-water wells[J]. Technology Supervision in Petroleum Industry, 2021, 37(4): 57–62. doi: 10.3969/j.issn.1004-1346.2021.04.016
[7] 李莅临,杨进,路保平,等. 深水水合物试采过程中地层沉降及井口稳定性研究[J]. 石油钻探技术,2020,48(5):61–68. doi: 10.11911/syztjs.2020095 LI Lilin, YANG Jin, LU Baoping, et al. Research on stratum settlement and wellhead stability in deep water during hydrate production testing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(5): 61–68. doi: 10.11911/syztjs.2020095
[8] MACKERETH F J H. A portable core sampler for lake deposits[J]. Limnology and Oceanography, 1958, 3(2): 181–191. doi: 10.4319/lo.1958.3.2.0181
[9] 代恒军. 软土中吸力锚承载力分析[D]. 杭州: 浙江大学, 2008. DAI Hengjun. Ultimate capacity of suction anchor in clay[D]. Hangzhou: Zhejiang University, 2008.
[10] ANDERSEN K H, LAURITZSEN R. Bearing capacity for foundations with cyclic loads[J]. Journal of Geotechnical Engineering, 1988, 114(5): 540–555. doi: 10.1061/(ASCE)0733-9410(1988)114:5(540)
[11] CHENG Xinglei, WANG Jianhua, WANG Zhexue. Incremental elastoplastic FEM for simulating the deformation process of suction caissons subjected to cyclic loads in soft clays[J]. Applied Ocean Research, 2016, 59: 274–285. doi: 10.1016/j.apor.2016.05.015
[12] 刘永刚. 砂土中提高筒型基础承载力的应用研究[D]. 天津: 天津大学, 2010. LIU Yonggang. Applied research on improving bearing capacity of bucket foundation in sandy soil[D]. Tianjin: Tianjin University, 2010.
[13] 丁红岩,李占印. 粉土中吸力锚土塞形成模型试验[J]. 华北石油设计,1999(4):8–12. DING Hongyan, LI Zhanyin. Model test of soil plug formation in suction bucket in silt[J]. Huabei Petroleum Design, 1999(4): 8–12.
[14] 丁红岩,刘振勇,陈星. 吸力锚土塞在粉质粘土中形成的模型试验研究[J]. 岩土工程学报,2001,23(4):441–444. doi: 10.3321/j.issn:1000-4548.2001.04.012 DING Hongyan, LIU Zhenyong, CHEN Xing. Model tests on soil plug formation in suction anchor for silty clay[J]. Chinese Journal of Geotechnical Engineering, 2001, 23(4): 441–444. doi: 10.3321/j.issn:1000-4548.2001.04.012
[15] 丁红岩,杜杰,戚兰. 吸力锚下沉过程中土塞高度计算[J]. 天津大学学报,2002,35(4):439–442. doi: 10.3969/j.issn.0493-2137.2002.04.006 DING Hongyan, DU Jie, QI Lan. Height of soil-plug calculation in suction anchor[J]. Journal of Tianjin University, 2002, 35(4): 439–442. doi: 10.3969/j.issn.0493-2137.2002.04.006
[16] 丁红岩,张浦阳. 海上吸力锚负压下沉渗流场的特性分析[J]. 海洋技术,2003,22(4):44–48. DING Hongyan, ZHANG Puyang. Suction penetration seepage field's characteristics of suction anchor[J]. Ocean Technology, 2003, 22(4): 44–48.
[17] API. API RP 2GEO:2011[Z]. 2014-10.
[18] 蒋杏雨. 宽浅式筒型基础在粉质粘土中的承载力研究[D]. 天津: 天津大学, 2015. JIANG Xingyu. Analysis on bearing capacity of wide and shallow bucket foundation in silty clay[D]. Tianjin: Tianjin University, 2015.
[19] 李广信, 张丙印, 于玉贞. 土力学[M]. 2版. 北京: 清华大学出版社, 2013: 298-302. LI Guangxin, ZHANG Bingyin, YU Yuzhen. Soil mechanics[M]. 2nd ed. Beijing: Tsinghua University Press, 2013: 298-302.
[20] 蔺文龙. 安装效应对桩靴弹塑性力学行为的影响研究[D]. 重庆: 重庆大学, 2021. LIN Wenlong. Study on the influence of installation effect on elastoplastic behavior of spudcan[D]. Chongqing: Chongqing University, 2021.
[21] 秦伟. 海上风电大直径开口钢管桩锤击贯入过程研究[D]. 南京: 东南大学, 2020. QIN Wei. Impacted penetration progress researches of large-diameter open-ended steel pipe pile applied in offshore wind farm[D]. Nanjing: Southeast University, 2020.
[22] 周波,杨进,周建良,等. 深水喷射扰动对表层导管承载力的影响规律[J]. 中国海上油气,2016,28(1):98–102. ZHOU Bo, YANG Jin, ZHOU Jianliang, et al. Pattern of influence of disturbance caused by jetting on bearing capacity of surface conductor in deep water zones[J]. China Offshore Oil and Gas, 2016, 28(1): 98–102.
[23] 周波,杨进,刘正礼,等. 深水钻井表层导管静置时间窗口设计[J]. 石油勘探与开发,2014,41(2):234–238. doi: 10.11698/PED.2014.02.14 ZHOU Bo, YANG Jin, LIU Zhengli, et al. Design of structure casing soaking time in deepwater drilling[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(2): 234–238. doi: 10.11698/PED.2014.02.14
[24] 马宝金,魏士鹏,文江,等. 吸力桩基础设计与建造安装关键技术研究[J]. 石油工程建设,2021,47(2):82–86. doi: 10.3969/j.issn.1001-2206.2021.02.019 MA Baojin, WEI Shipeng, WEN Jiang, et al. Design, fabrication and installation of suction pile foundation[J]. Petroleum Engineering Construction, 2021, 47(2): 82–86. doi: 10.3969/j.issn.1001-2206.2021.02.019
[25] 叶建良,秦绪文,谢文卫,等. 中国南海天然气水合物第二次试采主要进展[J]. 中国地质,2020,47(3):557–568. doi: 10.12029/gc20200301 YE Jianliang, QIN Xuwen, XIE Wenwei, et al. Main progress of the second gas hydrate trial production in the South China Sea[J]. Geology in China, 2020, 47(3): 557–568. doi: 10.12029/gc20200301
-
期刊类型引用(4)
1. 叶建平. 中国煤层气勘探开发及其科技进步历程回顾与思考. 煤田地质与勘探. 2025(01): 114-127 . 
百度学术
2. 李彦操，刘金明，邱春阳，赵成龙，杨倩云，杨大伟. 埕北326 A-7大位移井钻井液技术. 四川化工. 2024(01): 40-44 . 百度学术
3. 白杨，王路一，李翔，窦幻君，罗平亚. 煤层气储层保护钻井液技术研究进展. 天然气工业. 2024(10): 182-194 . 百度学术
4. 梁龙军，陈捷，颜智华，高为，易旺，胡海洋. 六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术. 断块油气田. 2023(04): 616-623 . 百度学术
其他类型引用(1)
计量
- 文章访问数: 326
- HTML全文浏览量: 172
- PDF下载量: 58
- 被引次数: 5
