温度与压力作用下页岩气井环空带压力学分析

为解决页岩气井环空带压的问题,进行了压裂及生产过程中温度和压力变化对页岩气井环空带压影响的力学分析。以弹性力学为基础,建立了页岩气井直井段双层套管系统的力学模型,基于界面上应力相等及位移连续条件,推导了各界面的径向应力计算方程,并讨论了套管内压、温度、地应力等因素对水泥环封隔能力的影响规律。研究结果表明:温度升高、内压及地应力增大、水泥环弹性模量增大均有利于提高水泥环的封隔能力,减小套管壁厚有利于增加界面的径向应力;随着井深的增加,界面径向应力变大,水泥环封隔能力增强,提高直井段下部水泥环的封隔能力是降低井口环空带压风险的关键;第一界面和第二界面是固井失效的危险点,提高第一、第二界面的固井质量,有利于降低形成环空带压的风险。      

利用预应力固井方法预防水泥环微环隙研究

深层页岩气水平井环空带压问题较为普遍,套管-水泥环界面处微环隙是导致环空带压的主要原因。针对该问题,运用力学实验手段和数值模拟方法,分析了预应力固井条件下微环隙的产生与发展,明确了不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数。结果表明:套管内压越小,水泥环保证密封完整性时可承受的循环载荷次数越多;循环载荷作用下微环隙宽度为30.89μm是发生气窜的临界值。预应力固井显著降低了初次塑性变形量,增大了塑性变形增量;考虑预应力作用下套管产生的径向预应变,预应力固井技术显著降低了微环隙的宽度,增加了多级压裂过程中水泥环密封完整性的耐受压裂段数。预应力值越高,微环隙出现前的耐受压裂段数越多;压裂段数相同的情况下,预应力越大水泥环微环隙越小。现场应用结果表明,采用预应力固井技术及低弹性模量水泥浆,可以有效缓解深层页岩气水平井套管环空带压现象。研究结果可为页岩气水平井固井提供技术支持。     

环空加压固井对双层套管水泥环界面径向应力的影响

环空加压固井技术能有效提高水泥环密封能力、降低环空带压问题的发生,为了准确掌握其作用的力学机理,基于弹性力学和界面位移连续条件,考虑环空加压固井施工过程,建立了环空加压固井套管–水泥环界面应力计算模型,研究了环空加压固井提高双层套管–水泥环系统密封能力的力学机理,并采用试验方法验证了理论模型的准确性.利用建立的力学分析...     

JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术

随着页岩气大规模开发,针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多,但同期页岩气井环空带压情况并未缓解,对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题,建立了水泥环密封完整性评价装置,针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析,并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压,而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用,压裂投产后带压井比例下降了82%,有效解决了页岩气井环空带压难题,提高了页岩气井水泥环长期密封完整性,保障了页岩气田安全开发。     

井内压力变化对水泥环密封完整性的影响及对策

川渝气区的部分井因井内压力大幅度改变,导致水泥环密封完整性失效而发生气窜,引起环空带压。为此,考虑水泥环初始应力状态及井内压力变化特点,建立了水泥环力学模型,论述了页岩气井管柱试压和大型体积压裂、川中高压气井固井后大幅度降低钻井液密度、地下储气库井周期性注采作业等典型工况下水泥环密封完整性可能破坏的形式。研究结果表明:试压和压裂可能导致水泥环周向拉伸破坏,形成径向裂缝;井内压力大幅度降低,使套管壁处水泥环承受的径向拉应力超过抗拉强度,破坏界面胶结,形成微环隙;周期性交变载荷可能引起水泥环疲劳破坏。相应的针对性技术对策为:根据后期作业井内压力变化,选用力学性能匹配的弹性水泥浆或柔性自应力水泥浆;常规套管固井在碰压后立即进行管柱试压;固井后井内压力大幅度下降的井,应用径向预应力固井技术和封隔器防止气窜。     

深层页岩气水泥环界面密封失效机理研究

深层页岩气具有埋藏深、地温高、破裂压力高等特点,压裂过程中,大排量和高泵压的施工方式导致气井环空带压的问题较为突出。为此,采用数值模拟方法,构建了考虑一界面胶结损伤的瞬态力-热耦合水泥环密封性评价模型,分析了深层页岩气井大排量压裂过程中水泥环一界面的胶结失效规律。分析结果表明:冷流体的高速注入所产生的较大温降可以降低高压注液期间水泥环一界面的径向应力,从而缓解压力加载阶段水泥环一界面的塑性变形;深层页岩气井水泥环一界面的密封性失效主要发生在停泵泄压阶段,泄压时的井底温降越大,水泥环一界面越易发生胶结失效而产生微环隙;现场可通过降低水泥石的导热系数,采取分段泄压的施工工艺来消除冷流体注入所导致的负面影响。研究成果对深层页岩气井环空带压问题的有效控制具有重要意义。     

页岩气井井筒完整性若干研究进展

在页岩气开发工程中遭遇了井筒完整性问题，主要包括页岩气井水泥环密封失效引起的环空带压问题和页岩气井压裂过程中的套管变形问题。基于目前已有的相关研究成果，总结分析了页岩气井井筒完整性失效问题的相关研究进展情况。随着国内外学者对页岩气井压裂过程中套管变形研究的逐渐深入，认为页岩气井套管变形的主要影响因素包括压裂过程中的温度应力、储层非对称压裂、固井质量差及断层或裂缝滑动等。其中，压裂过程中断层或裂缝滑动造成的页岩气井套管剪切变形机理已经受到越来越多的研究人员关注，并提出可以通过提高套管强度和固井质量、避开断层或裂缝滑动区域来有效降低套管变形的技术对策。页岩气井水泥环密封失效主要由套管内压变化和套管偏心引起的水泥环屈服破坏、界面裂缝引起的窜流等问题造成的，通过采用膨胀水泥、柔性水泥及环空预应力等技术措施可有效减小水泥环密封失效的风险。通过优化设计页岩气井的特殊水泥浆体系，对于有效提高页岩气井水泥环密封完整性具有重要意义。考虑到水泥浆固井密封能力的局限性，还可以附加考虑在井眼环空局部采用机械密封方法达到密封完整性要求。关于页岩气井井筒完整性的研究结果，对于通过体积压裂完井的其它非常规油气井工程相关设计控制也具有重要的参考意义。     

页岩气井水泥环完整性研究

四川盆地内的几个国家级页岩气示范区气井环空带压、套管变形等问题较为突出。为此,通过分析页岩气钻完井过程井筒内压力变化的条件,建立了计算井筒压力变化全过程的应力—应变状态下的套管—水泥环—围岩体系弹塑性力学模型,应用该模型分析了变内压下第一界面、第二界面微环隙的产生和发展,进而结合实际现场数据进行计算。结果表明:(1)加载过程不会产生微环隙,但加载内压的大小决定了水泥环塑性变形的程度;(2)卸载时内压的降低将导致界面受拉,从而产生微环隙,破坏水泥环的完整性;(3)可以通过优选水泥浆配方,提高水泥环力学性能,结合施工工艺措施优化来保障页岩气井水泥环完整性。13口井的现场试验应用结果表明,水平段固井质量平均优质率达92.67%,其中已投产的11口井均未出现环空带压,有效地改善了页岩气示范区的气井环空带压问题。该项研究成果可为同类区块固井水泥环完整性管理提供帮助。     

四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

四川盆地页岩气井环空带压井比例较高,对气藏高效开发和气井井筒完整性带来了挑战。通过对国内页岩气开发区块环空带压实际情况的具体分析,运用同位分析方法确定气体来源,采用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究,明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律,形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术:在浆柱结构完全满足密封要求的基础上,利用相间填充技术和降低水泥石孔隙度方法,开发出低孔隙度低弹性模量水泥浆体系,弹性模量低至4.2 GPa,相比常规水泥石35%的孔隙度,孔隙度降低27.1%,水泥石弹性变形能力大幅提升。现场5口井的应用实践证明,固井质量优质率达到100%,且未发生环空带压现象,对环空带压的控制具有良好的借鉴作用。     

抗高交变载荷水泥浆的研制及其在涪陵页岩气井的应用

针对页岩气井普遍存在的套管环空带压问题,从提高固井水泥环长久密封完整性角度出发,研制了具有钢筋混凝土力学性能的絮状弹韧性材料DeForm,并以其为基础配制了一种适应页岩气井大型分段压裂的抗高交变载荷水泥浆。室内性能评价试验结果表明,该水泥浆具有优良的弹韧性和耐久性,可有效提高水泥环的抗交变载荷能力,实现水泥环与套管的同步形变,保证井筒的长久密封完整性。该水泥浆在涪陵页岩气田9口井进行了现场应用,固井优质率达到88.9%,套管环空带压率为0,效果非常显著,为预防页岩气井套管环空带压提供了新的技术途径。      

瞬态力－热耦合作用下水泥环完整性分析

页岩气井工程实践表明,套管压裂易导致水泥环完整性发生破坏出现环空带压。基于套管压裂工程实际,建立井筒温度场模型和套管－水泥环－地层组合体有限元模型,采用解析法和数值法结合方式,计算页岩气井压裂过程中瞬态力－热耦合对水泥环应力大小、分布影响规律。结果表明:压裂过程中水泥环内外壁温差先增大后减小,压裂初近内壁处存在陡峭温度梯度,易导致内壁应力显著提高;瞬态力－热耦合作用导致水泥环内壁应力大幅提升,加剧了水泥环完整性失效的风险,压裂初期为水泥环易发生损坏的“风险段”;水泥环内壁最大应力随着时间变化,易产生“多裂纹”形态,加剧环空带压。研究结果可为页岩气井压裂过程中水泥环完整性设计控制提供参考。     

页岩气井环空带压防治难点分析及对策

页岩气开发越来越受到重视,国内页岩气已投产井环空带压现象严重,影响了页岩气井安全高效开采。根据气井环空带压形成原因,结合页岩气井施工工艺,分析了页岩气井环空带压防治难点,主要包括套管密封失效处理难度大、长水平段油基钻井液钻进固井质量难保证、固井后施工作业对水泥环和套管外加载荷复杂。由于页岩气井开发工艺的特殊性,若页岩气井采用常规油气井环空带压预防和控制技术,其不足之处主要是套管密封失效处理后承压能力不高、常规清洗液对油基钻井液清洗效率低、水泥石韧性不能满足压裂要求。针对页岩气井环空带压防治难点和常规防治方法在页岩气井的适用性,提出从套管密封失效修复、提高油基钻井液钻进水平井封固质量、水泥环完整性破坏后修复三个方面对环空带压进行防治,并提出了相应的技术措施和建议,为页岩气井环空带压的防治提供技术参考与指导。     

自密封水泥浆技术研究与应用

涪陵焦石页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区。一期工程已投入生产的166口井中表层或技套一层环空带压或两层环空均带压井为145口,占总井数的87.35%;井口环空带压的主要原因是固井水泥环密封失效造成。涪陵页岩气井地质构造特殊,浅表层普遍存在有浅层气问题,另一方面页岩气井普遍采用大型体积压裂技术完井,水泥环的完整性极易在压裂施工中受到破坏,这些都是导致水泥环密封失效的原因。井口带压问题不仅影响着后期的施工作业,也增大了完井风险。因此,提高水泥环的整体密封性,防止环空气窜是改善页岩气井井口带压问题的关键。笔者通过对水泥环密封失效的原因分析,提出了自密封水泥浆体系的设计原理和思路,通过实验评价和现场应用发现自密封水泥浆具有良好的封堵性,针对页岩气、天然气井具有明显的封固和密封作用。     

循环载荷作用下微环隙的产生及演变

针对页岩气井多级压裂过程中出现的环空带压问题,运用力学实验手段以及数值分析方法,明确了导致B环空带压的主控因素,分析了循环载荷作用下直井段、斜井段、水平段Ⅰ,Ⅱ界面微环隙产生和演变的过程。实验结果表明:循环载荷作用下水泥石产生了累积塑性应变,初始塑性应变最大(0.28%),后续呈近似线性增长,20次循环后达0.65%。全尺寸水泥环密封能力评价实验表明,B环空Ⅰ界面在14个循环加卸载后监测到气体。数值模拟结果与实验结果具有较好的一致性。降低套管内压、降低弹性模量至2～4 GPa、提高泊松比至0.27以上,有利于保持水泥环密封完整性。研究成果可为压裂过程中水泥环密封完整性设计及控制提供参考,并具有重要的理论和工程意义。     

基于水泥石实验数据的水泥环力学完整性分析

气井环空带压是高温、高压、高酸性气井开发中面临的一个重要难题。为此,针对从固井到生产作业中影响固井水泥环力学完整性的问题,采用弹塑性力学理论,建立套管-水泥环-地层系统耦合力学模型,求解水泥环Tresca应力和径向位移。结合龙岗气田X井尾管固井水泥石三轴应力实验获得的弹性模量、泊松比、抗压强度、屈服应变等岩石力学参数,进行了尾管固井段水泥环力学完整性评价：①固井初期,同一井深处,井筒内压力越大,水泥环受到Tresca应力和水泥环径向位移越大;相同内压下,随着井深的增大,水泥环受到的Tresca应力变化很小,但水泥环径向位移增加较为明显。②生产阶段,由于井筒内压力逐渐降低,水泥环受拉应力作用,水泥环移动方向与固井初期移动方向相反,随着压力的降低,在同一井深处,水泥环受到的Tresca应力和水泥环径向位移都变大;随着井深的增加,Tresca应力和径向位移逐渐增大。评价结论认为该井测试及生产期间不会引起尾管段水泥环力学完整性失效。     

渝东地区常压页岩气水平井充氮泡沫水泥浆固井技术

为了解决渝东地区常压页岩气水平井用生产套管固井时易漏及分段压裂后环空带压的技术难点,研究了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。通过优选发泡剂、稳泡剂,设计了泡沫低密度水泥浆;基于高压气体状态方程,进行了泡沫水泥浆全过程平衡压力及浆柱结构设计,建立了井筒压力条件下的泡沫水泥浆密度计算模型,形成了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。泡沫低密度水泥浆的密度调整范围为0.80～1.55 kg/L,水泥浆中泡沫的半衰周期为33.8 h,泡沫水泥石的弹性模量为4.6 GPa。泡沫水泥石在循环载荷测试条件下的残余应变为0.21%,具有良好的力学性能;采用全过程平衡压力固井技术和分段注气泡沫低密度水泥浆注结构设计方法,能满足固井防漏要求。渝东地区20口常压页岩气水平井应用了机械充氮泡沫水泥浆固井技术,固井过程中未发生漏失,固井质量优良率100%,且压裂后未出现环空带压现象。研究和现场应用表明,采用机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以解决渝东地区常压页岩气水平井生产套管固井时的漏失问题,且泡沫水泥石具有良好的弹性变形性能,能够防止压裂后环空带压。      

套管外防气窜装置的研制

为了预防页岩气井在大型压裂时套管变形对水泥环造成破坏,阻断气窜通道,防止井口环空带压,在分析页岩气井产生气窜通道原因的基础上,研制了一种套管外防气窜装置。通过数值模拟试验、承压变形试验及承压密封性试验,分析了套管及套管外防气窜装置的承压变形规律,验证了套管外防气窜装置的承压密封性能。套管外防气窜装置在70 MP内压条件下,其外部径向变形仅有0.007 mm,不会形成气窜通道,且其在压缩胀封情况下可承受35 MPa的压差,防气窜性能较强。套管外防气窜装置在焦页88-2HF井和焦页93-2HF井产层固井中进行了现场试验,压裂后均未出现井口环空带压现象。性能试验和现场试验表明,套管外防气窜装置能减轻套管变形对水泥环的破坏,防止水泥环因大型压裂出现微间隙,达到防气窜的目的,可为页岩气井防气窜提供一种新的技术手段。      

膨胀水泥环空界面径向应力理论解及实验验证

为了确定固井水泥凝固过程中套管和水泥环初始载荷状态,综合考虑水泥凝固过程中体积膨胀和材料参数的变化规律,推导出水泥凝固过程中环空界面的径向应力理论解。在理论解推导过程中,将水泥环的凝固过程分为多个时间步长,在每一个时间步长中,先计算水泥环无载荷状态下的原始半径,然后依据套管、膨胀后的水泥环和地层3者的协调变形条件,计算出变形后的径向应力,并将其和变形后的半径值一起作为下一步计算的初始数据。通过室内实验测量了套管和地层在水泥凝固过程中的环向应变,实验结果证明了理论解的正确性。计算和实验结果表明,水泥环在凝固过程中,内外两个界面的径向应力均为压应力,其绝对值随着井壁岩层弹性模量的增加而增加。水泥环的弹性模量越大,其凝固过程中对井壁产生的径向压应力越大,而对套管外壁产生的径向压应力反而越小。故对不同弹性模量的地层应采用适宜弹性模量的水泥固井,以达到使系统载荷均衡的目的。     

交变压力下固井界面微间隙产生规律研究

针对油井长期服役过程中的固井界面微间隙产生机理及规律问题,对比国外学者的经典试验,利用ABAQUS有限元软件对套管内压交变作用下的固井界面力学响应进行了模拟分析。分析结果表明,当套管和水泥环应力均处在弹性范围内时,没有微间隙产生;而在高应力作用下水泥环中存在塑性残余变形时,套管内压交替变化将导致套管、水泥环和地层界面变形不再协调,将可能脱开产生微间隙。因此得出结论:套管内压交变作用下的水泥环塑性残余变形是导致微间隙产生的主要原因之一。进一步对影响微间隙尺寸的关键因素及规律进行分析,指出套管内压值越大,产生微间隙的可能性就越大,套管内交变压差越大,微间隙的尺寸就越大;在套管内交变压力作用下,软地层比硬地层固井界面更容易产生微间隙;同时,选用低弹性模量水泥固井界面产生微间隙的可能性则会降低。研究结果对环空带压和环空窜流的产生原因及预防具有重要意义。     

页岩气体积压裂固井界面微环隙产生机理研究

页岩气体积压裂施工过程中地层性质以及固井质量的变化,可能会导致固井界面微环隙的产生,从而威胁油气井的正常生产。为了准确了解页岩气井施工过程中固井界面微环隙的产生规律,基于分步有限元方法,采用场变量以及生死单元技术构建了考虑固井界面存在微环隙的井筒组合体变形数值模型,分析了水泥浆失重、压裂过程中地应力、地层弹性模量变化以及水泥环性质对固井界面微环隙的影响。研究结果表明:压裂过程中地应力的亏空以及水泥浆的失重提高了微环隙产生的概率。微环隙尺寸随着压裂过程中地层弹性模量的降低有所减小;根据施工环境,适当降低水泥环弹性模量有助于降低固井界面微环隙产生的概率。建立的有限元模型以及研究结果能够为压裂施工作业中油气井环空带压的产生提供理论依据。