深水油气井开采过程环空压力预测与分析

深水油气井投入生产后受到地层高温流体的影响,井筒内温度场会重新分布引起环空压力上升,威胁油气井管柱的安全服役和井筒完整性。为确保深水油气井井身结构和管柱强度符合长期安全稳产的要求,建立了基于能量守恒定律和多层圆筒壁传热原理的深水油气井井筒温度分布计算模型,根据深水油气井井身结构复杂、环空层次多的特点,遵照体积相容性原则提出了计算环空压力的迭代方法,实现了对井筒内温度分布和环空压力的预测与分析。利用温度预测模型和压力计算方法对相关影响因素进行了分析。结果表明:环空温度、压力的上升主要集中在油气井投入生产的初期,随生产时间的增加变化逐渐变缓;产量较低时,井口产出流体的温度与环空温度、压力随产量的上升迅速增加,当产量到达一定数值以后井口产出流体的温度与环空温度、压力趋于稳定;环空温度和压力随着地温梯度的增加线性上升。     

海洋深水高温高压气井环空带压管理

中国南海高温高压油气藏开发过程中,井筒环空带压问题突出,一旦超过允许值将会影响安全生产。为了保证气井的正常生产,需要确定环空压力的合理范围,为此基于ISO 16530-1:2017标准和API RP 90-2的推荐做法,研究并建立了考虑管柱承压能力和关键节点校核的深水高温高压气井环空带压控制值计算模型以及一套环空压力管理图版。研究结果表明:(1)管柱承压能力计算主要针对环空对应的油管和套管;(2)关键节点校核计算主要针对井口装置、封隔器、井下安全阀和尾管悬挂器等;(3)建立了环空最小预留压力计算模型,以确保对深水高地层压力或井底高流压气井的环空施加一定的备压,保证井下管柱和工具在合理环空压力范围内正常工作;(4)以某深水气井为实例进行了计算与分析,得到了考虑和不考虑壁厚减薄情况下随投产时间变化的各环空带压控制值。结论认为,所建立的模型及图版应用于海上深水高温高压气井,使用简便、可操作性强,可以为深水高温高压气井及类似井的井筒环空压力管理提供借鉴。     

南海深水高温高压气井最大环空压力允许值计算方法

深水高温高压气井普遍存在环空带压现象,而深水井通常采用水下井口,使得B、C环空无法进行泄压操作,导致深水高温高压气井在生产过程中存在安全风险。同时,现有的环空带压计算模型并未考虑腐蚀和温度对井下管柱强度的衰减作用,得到的环空带压计算值偏高,无法指导现场生产。因此,针对深水高温高压气井环空带压问题,基于深水环空带压管理推荐做法及深水井特殊情况,综合考虑地层压力衰减、产量调整、高温及腐蚀等因素对管柱强度的影响,分析环空各组件承压等级及管柱强度在深水高温高压气井实际生产过程中随服役年限的变化情况,建立了深水井高温高压气井最大环空压力允许值计算方法,同时基于最大环空压力允许值得到了环空压力管控图版,并开展了实例计算。计算结果表明：深水高温高压条件下,受地层高温影响,在早期生产过程中,最大环空压力允许值主要受生产套管强度影响,到后期生产过程中,由于地层压力衰减,封隔器上下压差增大,最大环空压力允许值主要受封隔器承压等级影响,随服役年限的延长,当环空压力出现异常时,应当通过环空泄压操作保持环空压力在最大环空压力允许值区间内,保证气井安全生产。本文研究成果可为深水高温高压气井环空带压管理方案制定提供...     

深水油气开采过程中多环空温度变化特征与敏感性分析

深水高温油井开采初期,产出的高温流体与环空液体存在较大的温度差,使得环空液体温度升高。环空温度升高,受热膨胀是导致环空圈闭压力骤增的主要原因,严重影响套管安全、井筒完整性以及油井的安全可持续开采。为了获得深水油井开采初期多环空温度变化特征,基于半稳态井筒传热模型,计算并分析了深水不同环空温度的变化特征。同时,对影响环空温度变化的重要因素,如油井产量、生产时间、地温梯度等对环空温度升高的影响进行分析。分析结果表明,生产时间和油井产量对环空温度的升高影响较大。环空温度升高主要集中在生产初期,尤其是在生产的前两天。环空液体温度随着产量的增加而升高明显,这是由于油管内对流换热系数和单位时间内携带的热量随着产量的增加而升高。另外,地温梯度和采出流体的物理性质同样会对环空温度带来直接的影响。掌握各环空温度变化特征和油井产量及生产时间等影响因素与环空温度升高之间的关系,有助于制定合理的井身结构、合理的开采制度,以确保套管安全、井筒完整性和油井的可持续安全开采。     

海上高温高压气井井口抬升预测方法研究

在深水高温高压气井开发过程中,由于深水井水下井口及水泥返高设计的特殊性,使得深水井井口由于井筒温度升高导致的井口抬升存在更大的风险。因此,针对深水高温高压气井面临的井口抬升风险,在考虑井筒温度变化、环空压力及自由段管柱长度影响基础上,考虑固封段管柱胶结情况,建立了海上深水高温高压气井井口抬升预测方法,并进行了实例计算。研究结果表明,产量、环空压力对井口抬升高度的影响较大,随着产量和环空压力的增加,井口抬升高度随之增大,同时当水泥环胶结受抬升力影响发生破坏后,井口抬升高度增加。     

元坝高含硫气井油套环空正常起压规律

对于元坝这种高含硫并于近期大幅度提产的气井来讲,温度效应引起的环空压力也是一类不容忽视的井筒安全威胁。首先结合元坝气井产水并且产气中含非烃成分的实际生产情况,建立了考虑非烃校正的气液两相流井筒温度、压力计算模型和温度效应引起环空压力预测模型,通过实例计算和参数敏感性分析获得了油套环空正常起压规律,并提出了相应的环空压力控制措施。然后通过不同产气量和产水量情形的模拟计算,建立了油套环空起压类型判断图版,并将该图版进行了现场应用,实现了元坝3口重点井的起压类型判断。结果表明：降低环空流体热膨胀系数、提高环空流体等温压缩系数和油套管变形系数都是控制环空压力的有效方法;投产初期预留一定环空气腔高度有利于降低环空压力。     

深水高温高压气井井筒服役安全状态评价

随着深水油气资源开发不断深入,地质条件日趋恶劣,高温高压环境逐渐成为常态,常伴有井筒完整性失效问题发生。针对深水高温高压气井开发过程中存在的井筒完整性失效问题,基于相关完整性标准,考虑生产过程中井况风险因素及屏障风险因素,完善了深水高温高压气井井筒完整性风险评价体系,并基于深水井相关定义及温度压力管理经验,采用层次分析及风险矩阵方法对井深、水深、压力、产量、温度、H₂S分压与CO₂分压等风险因素进行了量化,优化了深水高温高压气井井筒完整性风险评价模型,对井筒完整性风险等级进行了划分,开展了实例评价。结果表明,通过模型评价可量化得到深水高温高压气井井筒完整性风险值及风险等级,且螺纹密封、油套管材料、防腐措施等因素为影响深水井井筒完整性的主要因素。在设计及生产管理过程中应对风险主控因素重点考虑。     

高温高压井套管多环空压力体积耦合分析

生产过程中,高温高压井套管环空温度上升,加热密闭环空液体,导致套管外载增大,威胁套管的安全。鉴于此,考虑多个套管环空压力体积耦合效应,基于Lame厚壁筒公式,建立了内外压作用下套管径向位移方程,分析了不同温差下套管径向热膨胀、套管径向压缩、环空流体热膨胀和环空流体压缩引起的环空体积变化量;依据PVT状态方程,建立了多环空的压力体积耦合计算模型,分析了典型高温高压井B、C密闭环空的压力。计算结果表明,随着温度的升高,B环空受热膨胀,引起C环空体积减小、压力升高;环空温度每升高10℃,B环空的压力上升5.3 MPa,C环空的压力上升5.7 MPa,与试验测量数据4.9 MPa较接近;随着温度升高,C环空压力增幅明显大于B环空。研究结果可以为套管环空压力管理提供依据,确保生产过程中井筒完整性。     

深水高温高压气井钻井循环温度压力耦合计算与分析

深水高温高压气井钻井过程中,井筒大温差、大压差效应会使钻井液性能发生较大改变,进而影响井筒流动参数和钻井施工安全,因此准确模拟井筒温压场对确保深水高温高压井安全钻进至关重要。根据深水钻井工艺和高温高压地层的特点,充分考虑了井筒温压场和钻井液性能相互影响,结合增压管线流体进入隔水管环空引起的传热和传质,建立了适用于深水高温高压气井钻井的井筒瞬态温度压力耦合计算模型,提出了相应的迭代求解算法,并通过实例计算,进行了参数敏感性分析。研究结果表明：本文模型计算值与现场实测数据基本吻合,验证了模型的正确性;隔水管增压管线排量会使环空温度显著降低,进而影响整个井筒温度,因此不可忽略增压排量的影响;钻井液性能受井筒温度和压力影响较明显,在计算过程中忽略温度,压力和钻井液性能之间的耦合作用会产生较大误差。本文研究成果可为深水高温高压气井钻井过程中井筒温压场预测及水力参数设计提供理论指导。     

环空体积膨胀条件下的高压气井环空压力预测方法

针对高压气井生产过程中气窜引发的环空带压问题,重点考虑自由段和封固段套管柱变形引起的环空体积变化,建立了2层环空压力耦合分析模型与数值求解方法,并对该模型进行了验证与算例分析;在此基础上,讨论了综合渗透率、环空气柱温度及环空液体密度等因素对环空压力的影响规律。结果表明:由于气窜的影响,自由段和封固段的套管柱膨胀,使A环空(油管与油层套管之间的环空)体积减小,而使B环空(油层套管与技术套管之间的环空)体积增大;环空体积变化延长了稳定时间,但A,B环空的最大压力均保持不变;随着综合渗透率和环空气柱温度的增加,最大环空压力不变,稳定时间缩短;随着环空液体密度的增加,最大环空压力减小,稳定时间缩短。因此,防止水泥环损坏、降低环空气柱温度及提高环空液体密度,是缓解高压气井环空带压的有效措施。该研究对高压气井井筒完整性的评估与控制具有指导意义。     

深水高温高压井隔热测试管柱技术

现有的深水油气井完井技术施工中通常会将部分完井液圈闭于套管环形空间内,进而在深水测试作业时圈闭流体受高温高压产层热流体的影响而产生井筒附加应力。为消除附加应力对井筒完整性造成的损害,设计了一种应用隔热管进行深水油气井生产测试的圈闭压力控制技术。依据南海深水高温高压井的典型井身结构,构建了测试过程的深水井筒热传导模型,通过基于典型井的井筒传热数值计算,分别对常规测试管柱结构及隔热油管测试管柱结构进行了圈闭环空温度场的数值模拟、圈闭压力计算。研究表明,深水高温高压油气井测试过程中,应用隔热管的测试管柱复配技术,可有效降低高温高压产层流体对套管圈闭空间的附加应力影响,避免了井下事故的发生。该技术为深水高温高压油气井的安全高效测试作业提供了一种新的有效方法。     

高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理

在高温高压含硫气井中,环空带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发潜在的安全事故。针对开采过程中井筒温度升高使密闭环空流体受热膨胀而导致的环空带压问题,建立了高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压值的计算模型,并进行了实例计算。结果表明,高温高压含硫气井环空流体热膨胀引起的带压值很有可能会引起生产管柱的失效,给油气井安全生产带来威胁。因此,有必要在井身结构设计、套管强度设计与环空保护液优选时,根据油气井正常开采的工作制度,降低开采过程中环空带压值并开展有效的环空带压管理,确保高温高压含硫气井的长期安全生产。     

深水压井井筒瞬态传热及复杂流动行为研究

在深水压井循环期间,随着压井液的循环,井筒瞬态温度场不断变化,导致环空多相流动行为变化复杂,进而影响压井过程中的井筒压力分布.为快速准确地预测深水压井过程中不同循环时间和压井排量下的井筒瞬态温度分布,基于能量守恒原理,综合考虑压井液、钻杆、环空、地层、海水以及隔水管之间的热传递,建立了深水压井过程中井筒瞬态温度场解析模...     

南海西部高温高压井测试技术现状及展望

南海西部高温高压井测试作业面临地层流体流动相态复杂、测试管柱在多种载荷作用下井筒安全难以保障、高压低温状态管线极易生成水合物、地层严重出砂、测试液高温稳定性要求高、海上平台空间受限、人员和设备安全风险高等问题。经过多年的科研攻关和现场实践,形成了一整套海上高温高压测试技术,主要包括:建立海上高温高压测试安全控制系统模型、测试管柱安全性分析技术、井筒安全评估技术、水合物预测与防治技术、出砂预测与防治技术、测试地面流程优化设计技术、高温稳定性测试液技术等,现场应用取得良好的效果。基于当前石油行业形势及后续勘探需求,海上油气井测试信息决策平台的建设、测试设备智能化及深海高温高压测试技术是高温高压井测试的研究方向。     

多封隔器密闭环空热膨胀力学计算方法及应用

环空温度压力变化对高温高产气井多封隔器管柱力学行为和安全可靠性的影响较大。为此,基于动量守恒定律、能量守恒定律及各层环空流体瞬态传热机理,建立了单层和多层环空的温度、压力场计算模型,分析全井筒环空温度和热膨胀压力的变化规律;针对多封隔器完井管柱,综合考虑密闭环空温度效应和体积变化效应,建立了多封隔器间密闭环空热膨胀压力计算模型,研究双封隔器间密闭环空的热膨胀压力变化规律;以南海西部某高温高产气井作为实例开展分析。结果表明:(1)环空温度效应和体积效应共同作用使全井筒A环空热膨胀压力最小,C环空热膨胀压力最大;(2)双封隔器间密闭环空热膨胀压力与环空温差基本上呈线性关系,温度效应引起的压力增量占主导作用,体积效应对压力增量的贡献率随环空温差的增大而增大;(3)确定实例井最大产气量为212×10~4 m~3/d,在产量为160×10~4 m~3/d时,双封隔器最大坐封间距为312 m。结论认为:在强度允许的前提下,选择内径较大的生产套管有利于降低密闭环空热膨胀压力。     

深水气井测试清井诱喷瞬态流动模拟

在深水气井测试作业中,由于缺乏对实际放喷过程中井筒内流态、压力、温度变化的准确认识,无法判断清井诱喷关键参数设计是否合理。为此,基于所建立的井筒多相流瞬态流动模型,以实际深水测试气井为研究对象,进行清井诱喷瞬态数值仿真模拟,真实再现实际工况下井筒内驱替工作液流动情况,量化清井诱喷过程中沿程压力、温度剖面非稳态变化,并对清井诱喷关键参数进行敏感性分析。研究结果表明:(1)模拟油压与实测油压的最大误差在±5%左右,拟合效果较好,验证了模型的准确性及可靠性;(2)清井时间随油嘴尺寸减小而递增;(3)诱喷液垫越高,气体从井底流出的初始速度越快,激动压力越大,清井诱喷时间越短;(4)在保障地面处理设备安全、平稳运行及经济有效的前提下,应尽可能采用大油嘴、大管径测试管柱并设定合理的诱喷液垫高度以完成清井诱喷。结论认为,该研究成果成功实现了深水气井测试清井放喷瞬态流动过程的模拟,对测试工作制度、测试管柱及设备的设计和选型,保证深水测试安全等都具有指导意义。     

深水气井测试求产阶段管柱内天然气水合物防治方法

深水气井测试求产过程中,预防与控制天然气水合物(以下简称水合物)堵塞对于保障测试安全至关重要。为此,通过分析不同测试条件下的井筒温压场分布,应用水合物生成—沉积及分解计算方法,评价了不同测试制度下全测试过程中管柱内水合物的沉积与堵塞程度的变化;在此基础上,提出了基于水合物防治的深水气井测试求产方法。研究结果表明:(1)深水气井测试过程中井筒内常形成水合物堵塞风险最大的环雾状流型,测试过程中采取防止水合物堵塞措施比防止水合物生成更加合理;(2)常规四点测试方法要求设置流温较低的低产气量测点,但高压、低温的井筒环境容易导致水合物生成、沉积,测试持续时间过长会增加测试管柱的堵塞风险;(3)所提出的适合于深水气井测试的混序测试制度在不改变测试产气量与时长的前提下,通过调整测点顺序形成的井筒温度变化使水合物沉积层分解,降低了测试过程中测试管柱的最大堵塞程度;(4)对于无出砂、无应力敏感、无反凝析且不产水的深水气井推荐使用三点或二点测试法,相对于四点测试法,前者能有效降低测试管柱内的水合物沉积、堵塞风险,同时又能在保证产能方程准确性的前提下缩短测试时间、降低测试成本。结论认为,该研究成果可以为深水气井的现场测试施工提供帮助。     

高温高压气井生产过程井筒温度场分析

高温高压气井在生产过程中受到地层高温流体的影响,井筒温度原有的平衡被打破,井筒温度重新分布会引起环空压力增高,威胁井筒安全服役和井筒的完整性。为了准确预测井筒温度,基于质量、动量、能量守恒、传热学、井筒传热理论,再考虑气体焦耳-汤姆逊效应、气体温度、压力、密度及物性参数的影响,建立井筒温度预测模型;将流体物性参数根据不同的温度压力分段计算,可提高模型计算的精确性。最后,通过实例计算分析了环境温度的影响因素。     

深层气井油套环空泄漏点关键参数地面诊断技术

深层气井开发过程中存在油管柱泄漏失效导致的油套环空异常带压现象,易造成气体泄漏、井口顶升和管柱损坏等事故,威胁井筒安全。与传统井下测井方法相比,采用地面诊断技术可快速判断油管泄漏程度,精准定位井下泄漏点,避免生产管柱扰动,实现对井筒潜在风险的“早发现,早识别”。首先根据压力平衡原理建立泄漏点深度求解模型,其次采用小孔模型描述气体泄漏过程,构建基于环空体积相容性原则的气体聚集增压模型,应用控制变量法对环空带压敏感性因素进行定量分析,并根据泄漏点深度和当量尺寸差异,结合环空泄压恢复测试曲线特征,将油套环空起压规律划分为4类典型模式。以案例井参数为例,油管柱泄漏失效条件下引发的油套环空带压按物理过程划分为管柱小孔泄漏、气液两相运移和气穴聚集增压3个阶段,随着时间推移,油套环空压力和气体体积逐步上升,泄漏速率逐渐降低,直至泄漏点内外侧压力平衡时趋于稳定,其中“浅部大孔、高压快升”的起压模型风险等级最高;经过反演计算,案例井油套环空压力值26.1 MPa,泄漏点当量尺寸2.1 mm,最大泄漏速率0.20 m3/min,井筒安全风险相对较高,建议采用机械修补、化学堵剂等方式进行密封堵漏。