迪那2井完整性评价及风险分析

迪那2井是塔里木盆地的一口高压气井,该井试油结束后发现套压异常,经测试证实井筒完整性存在问题。按照油气井完整性管理理念,对该井进行异常情况分析和风险识别,并根据NORSOK井筒完整性指导意见,对本井进行一级屏障、二级屏障的划分及完整性评价,评价结果认为该井一级屏障失效,二级屏障不合格,井筒完整性类别为红色,存在较大安全风险,应采取维修措施或封井。该井的分析评估流程及方法,对同类高压气井的分析评估具有借鉴意义。     

磨溪高石梯区块震旦系探井钻井完井完整性评价

油气井完整性评价是完整性管理的重要内容。开展油气井完整性评价的目的在于通过对油气井建设和生产过程中风险因素的识别、评价和控制,防止地层流体发生无控制流动,确保油气井安全生产。文章从分析地层压力特征入手,分别针对磨溪高石梯区块震旦系探井钻井和完井过程的完整性进行了初步评价,重点分析了井身结构、钻井液密度、井控和套管装置等井屏障组件的完整性,钻井期间各开次和完井期间各阶段的完整性。整体评价结果表明,该区块震旦系探井钻完井工程具有完善的井屏障系统,各个作业阶段配置的井屏障组件总体上 是有效的,井屏障系统能有效隔挡地层流体,从而保证井筒的完整性和钻完井工程作业的安全运行。     

高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例

四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含 H₂S 和 CO₂等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。研究结果表明 ：(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础 ;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据 ;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供...     

鲁迈拉油田井身完整性管理体系的建立与应用

鲁迈拉油田油水井的最初设计仅仅考虑了储层与地面之间放置一个压力屏障,而不是国际上普遍采用的双屏障体系,同时由于油井产出流体伴生腐蚀介质,造成了包括油套管腐蚀等很多潜在风险。加之鲁迈拉油田由于战争因素油水井井口年久失修,井身完整性问题频发,严重影响了油田生产作业。2010年以来,通过对鲁迈拉油田井身完整性问题开展调查研究,借鉴国际相关标准,形成了一套完备的井身完整性诊断及维修管理体系。4年间,常规维护保养近7 000井次,完整性诊断工艺应用400井次,井口及井下油套管修复作业约100井次,使75口油水井恢复了完整性。井身完整性评价及管理体系的成功应用,减少了油田HSE事故发生概率,降低了产量损失,油田累计增油370×10~4t。     

高压气井环空压力许可值确定方法及其应用

对于高压气井,在采气过程中环空带压现象非常普遍。环空压力过高可能导致潜在的安全生产事故;若环空压力过小,则井口处油套压差过大,安全系数过低,油管长期疲劳生产,也易发生事故。因此,针对高压气井,有必要给出环空压力安全范围,以指导安全生产。为此,借助ARP RP90海上油气井环空套压管理和NORSOK D-010 油气井钻井与作业时的完整性等2个公认的国际技术标准,将带压环空进行了分类：油管-生产套管环间、生产套管-技术套管环间、两层套管环间,然后用承压构件的强度、水泥环及保护液注柱压力对气井环空的安全性能进行综合评价,给出了适合塔里木油田的高压气井环空最大、最小压力许可值的确定方法,用以指导高压气井的方案设计和安全生产。该方法已经在该油田展开现场应用,对于高压气井的环空压力安全管理具有重要意义。     

气井完整性屏障系统可靠性定量评价方法研究

高温高压高含硫气井当前已经形成了基于两级完整性屏障分析的气井完整性评价方法,该方法将井完整性屏障评价分为一级井屏障和二级井屏障,通过孤立的分析各级屏障部件服役状况来确定气井完整性状况,但针对大量非三高气井的完整性评价,直接采用两级屏障分析方法获取的井完整性评价结论过于保守,因为单一的屏障部件削弱和失效并不会导致井筒流体不受控制的进入地表或大气。因此,文章引入一种全新的井完整性分析方法。该方法将气井完整性屏障作为一个不可分割的整体进行系统可靠性分析,通过引入事件树分析方法,对井屏障系统进行泄漏路径识别,构造事件树及系统逻辑框图,分析各个泄漏路径上各级完整性屏障部件的失效概率,并依据系统逻辑框图定量计算气井井屏障系统发生失效的可能性。     

高压裸眼油气井钻采一体化井口大四通装置

针对高压裸眼油气井完井转试油时存在的井控风险,设计并制造了钻采一体化井口大四通装置。该装置采取多尺寸套管密封形式和加长防磨套设计,法兰尺寸同时符合钻井防喷器和试油防喷器、采油树安装要求,结构及性能满足钻井和试油、采油工艺。在钻揭高压目的层之前提前安装钻采一体化四通,目的层钻进作业依托一体化四通顺利完成,完钻后直接下入测试-完井一体化管柱进行放喷测试。140 MPa钻采一体化井口大四通在塔里木油田FY104、GL1、ZG70井的成功应用表明,该装置能缩短钻完井周期8 d,降低作业成本,操作方便,可靠性高,适用于高压油气井的试油完井作业。     

深水工况下套管柱载荷分析

深水钻井施工风险高,成本高昂,需要研究科学的套管设计方法,以避免或减少因设计不合理而造成的井下事故与复杂情况。目前套管柱强度设计方法缺乏对深水钻井工艺条件的考虑,因此有必要进行深水套管柱载荷分布的研究,以弥补现有设计方法的不足。考虑深水作业过程中隔水管解脱、钻井液漏失、套管试压和固井等复杂工况,针对不同的工况,给出了套管内压、外挤及轴向等套管载荷的计算方法,并对国内一口深水井进行了实例分析。分析结果表明,原有的套管柱强度设计方法不能满足深水套管柱设计的要求,考虑深水特殊作业工况是正确选择套管柱的前提。该套管载荷的分析计算方法可用于陆地及浅海钻井套管柱设计。     

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。     

高温高压含硫气井试油井筒安全风险识别与控制

高温高压含硫气井试油过程中工况变化频繁,作业期间由于井筒温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形,封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生,存在极大的安全风险。为此,在对高温高压含硫气井试油特点分析基础上,以"因子"分析方法为手段,分析试油井筒安全风险点,并将井筒风险类型初步分为:先源型风险和后源型风险。进而探讨了试油重点工况和高风险点的安全控制措施:作业前,先对井筒内的生产套管、油管、井下工具等强度及其所适宜环境进行安全风险识别与综合评价,再根据评价结果及作业要求来优化试油方案、优选器材和设备;作业中把优化评价结果用于控制施工作业程序及不同工况操作的工艺参数。现场实际应用的效果表明,该方法能够较好地指导试油井筒风险的辨析,及时削减或是消除潜在的安全隐患,确保试油期间井筒安全。同时指出,应根据目标区块试油工艺和井下工具的变化,开展更细致、深入的分析,以便制订更具针对性的措施。     

WELLCAT软件的三超气井完井设计优化

塔里木库车山前气井的超高温超高压超深特点使油套管的安全性面临着严峻的挑战,传统的油套管校核方法难以适应三超气井的设计要求。为此,对Wellcat软件进行了深入挖潜,发现通过油套管的安全校核,可 以对压裂液、完井液、油管等因素进行参数优化,确定最佳的完井液密度和压裂液参数,给出最优化的油管配置,合理控制泵压、排量和油套压等参数,达到优化完井设计的目的。WELLCAT软件不仅提高了油套管校核的精度和效率,而且能对试油完井的参数设计进行系统优化,确保试油完井作业过程的井筒完整性。     

组合测井方法在深层气井套管质量评价中的应用

针对深层气井的特点提出了小直径多臂井径和电磁探伤相结合的深层气井套管质量评价方法,并采用该方法对AS9-P5井、AS27-P1井和AS3-P2井的井下套管进行了测试。结果表明,小直径多臂井径和电磁探伤深层气井套管质量检测技术可以有效判断深层气井井下套管风险程度,为压裂、完井方式、修井和射孔方案的制定提供可靠依据。     

高温高压气井完井技术难点与对策

高温、高压气井地质情况复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点。在调研国内外高温、高压气井完井技术基础上,结合室内实验和现场试验,研究认为安全性与经济性矛盾突出、连接漏失和封隔失效、作业工况及井下条件复杂、装置及工具性能要求高是该类气井完井面临的主要难题。解决对策是：通过采用封隔器完井、套管回接、厚壁套管、复合套管柱、特殊螺纹连接、抗硫井口、井下安全阀以增加井筒安全性,通过选用抗硫材质、缓蚀剂等方法以提高抗腐蚀性能,通过加强井筒完整性管理、井控工作以提高作业及生产过程安全。     

双鱼石构造超深超高压含硫气井完井管柱完整性设计探讨

双鱼石构造超深小井眼气井超高压、高温、含硫特征明显,完井作业及后期生产过程中完井管柱失效风险高,完整性面临诸多挑战。高温高压含硫气井完井管柱作为完井及生产期间的一级井屏障,对于保障完井管柱完整性尤为重要。在室内材质腐蚀实验基础上,评价了耐蚀合金材料和抗硫碳钢材料的抗腐蚀性能;通过管柱力学分析校核,优化了满足完井及生产要求的油管组合。针对不同的投产需求,设计了两套完井管柱结构,满足了完井管柱完整性要求。同时,提出完井管柱井屏障组件之间的适应性以及完井压井液与完井管柱完整性之间的关联性,为提高超深超高压含硫气井完井完整性提供了指导性建议。     

水下井口套管悬挂器偏磨事故预防技术

为了防止半潜式钻机施工过程中水下井口套管悬挂器及其连接短节发生偏磨,破坏油气井的完整性,以海上高温高压探井M井钻井过程中?273.1 mm套管悬挂器及其连接短节发生严重偏磨事故为例,分析了作业时海况、钻井平台偏离井口的程度、隔水管挠性接头是否扭卡和套管悬挂器耐磨补心的内径等可能造成套管悬挂器偏磨的因素,结合有限元软件计算结果,提出了以精确监测钻井平台偏离井口程度和选用与套管内径一致的套管悬挂器耐磨补心为主的预防技术措施。M井填井侧钻及后续的11口井进行钻修井、弃井作业时,4台半潜式钻井平台在施工中严格采取相应的预防技术措施,套管悬挂器及连接短节未发生明显偏磨。现场应用表明,预防技术能够有效保护水下井口套挂悬挂器,保证油气井的完整性。      

小间隙高压气井固井技术

毛坝1井是1口高压气井,要求全井封固,固井施工和候凝过程容易出现水泥浆稠化憋泵、水泥浆污染盐岩层、井漏、气窜或井涌等风险。经过对该井的认真研究,采用了尾管固井再回接的方法,优选了套管工具附件、水泥浆体系等配套技术,使该井固井成功,创造了该地区复杂井固井先例。文中详细介绍了毛坝1井的固井设计和施工技术,为今后小间隙高压气井固井提供了经验。     

新疆准中地区老井试油复查可行性分析研究

从井身结构、测试管柱结构、试油事故、修井作业等容易导致试油失败的环节入手．分析了存在的问题并提出了解决的可行性措施。在修井设备工具、修井技术措施、合适的试油管柱结构以及试油工作制度上提出了改进方案。确定准中2、3、4区块的套管程序为：①钻井完井套管要求两级套管：Φ244．5mm表层套管＋Φ178mm油层套管,套管钢级要求为P110以上。②试油发现工业油气流后回接彦178mm套管至井口,并重新固井,之后再进行投产作业。对于中部区块这些异常高压井．采用MFE测试工艺是不适当的,而应采用一次关井阀的APR测试射孔联作工艺。设计选用作业动力动载荷大于150t的修井机（XJ750或以上修井机）为修井作业的动力设备;采取砂埋卡封生产管柱修井措施方案来解决修井遇到的问题。     

钻井院膨胀管侧钻水平井完井技术在塔河油田施工获得成功

<正>2014年4月2日,中国石油集团钻井工程技术研究院(以下简称钻井院)钻井机械所膨胀套管侧钻水平井完井技术在塔河油田TK511CH井施工成功。该井最大井斜63.5°,刷新国产膨胀套管施工井斜记录。TK511CH井采用膨胀套管作为技术套管,封堵深层不稳定泥岩开发塔河油田奥陶系剩余油。为确保TK511CH井作业顺利完成,制定了严谨的施工方案、施工难点及风险控制预案。施工中,全部工序均按设计要求成功实现,连续下入140     

高压高含硫气井钢丝落鱼打捞

针对高压高含硫气井在试井过程中因各种原因导致钢丝和压力计等工具串意外落井事故,通常采用压井方式将井口压力降为0,并将井筒内液体置换为不含硫的流体以确保施工作业人员安全和保护电缆防硫化氢腐蚀,然后采用电缆或钢丝绳索作业打捞井下落物,在落物捞出后,采用气举或关井复压放喷等方式对气井复产。文章介绍的是不通过压井作业,直接采用较粗的抗硫钢丝打捞井下断落钢丝及落物,也就避免了气井复产环节。从打捞方案制定、关键实验数据获取、鱼头位置计算、确保安全的关键技术措施等方面阐述高压高含硫气井钢丝落鱼打捞技术,并以一口硫化氢含量超过60 g/m~3、井口压力超过50 MDPa的GS102井为例采用?3.2 mm抗硫钢丝打捞出断落的?2.34 mm井下钢丝和仪器工具串不仅施工安全,恢复了气井井筒完整性,而且不压井作业勿需复产措施,作业成本大幅下降。     

塔里木油田高压气井压井技术

塔里木油田库车山前高压气井在生产过程中井完整性缺陷,不同程度出现一级屏障失效、二级屏障受损、环空压力超限等复杂情况,采用压回法、置换法等常规方法无法实现应急压井.结合不同作业井井况、压井装备,地面控制设备,压井液类型、压井液密度、压井方法等,采用带压灌注法、节流循环法和高压挤注法等非常规压井方法,可快速有效控制井控风险...