井下节流技术在南海东部高温气田的应用

南海东部海域某深水气田属于高温气田,受高温天然气的影响,完井管柱和生产管柱产生轴向变形,导致采油树升高,引起井口管线应力变形,严重影响生产安全。通过减小产量可以降低温度对完井管柱和生产管柱的影响,进而减小采油树升高幅度。降产控制采油树升高会导致产量缺口,且不利于气田协同开发。针对该问题,本文通过神经网络方法找到引起采油树升高的主控因素。在此基础上,本文通过研究天然气自身特性,提出了节流降压降温方案,建立了井筒温度模型,设计并制造了适用于高温气井的井下节流工具。该工具在现场成功实施后,有效降低了井筒温度,减少了采油树升高,保障生产安全的同时提高单井产能17万方/天。通过以上研究,总结并形成了一套可用于不同高温气井、同一高温气井的不同生产时期的井下节流工艺设计方案,保障了高温气井安全生产,同时实现了单井高效生产、气田协同开发,对于高温气田的开发具有很好的指导意义。     

气田采气管线天然气水合物生成条件预测

延长气田地面集气工程采用高压集气工艺,天然气在井口未经任何处理,经高压采气管线输送至集气站内进行集中处理。在一定温度和压力条件下,极易在采气管线中形成天然气水合物堵塞管道,影响采气管线的正常运行,因此,对采气管线水合物的生成条件进行预测是非常必要的。结合天然气管道动力学与天然气水合物统计热力学模型,利用VB编制了计算软件,以延长气田采气管线为例,对管线中天然气水合物的生成条件进行预测和分析,从计算结果可以看出,该水合物生成条件的计算方法在实际工程应用中具有一定的实用价值。     

考虑温度影响的水下井口疲劳损伤计算方法

水下井口系统与隔水管系统共同构成连接平台与地下油藏的通道。钻井、完井、修井作业过程中泥浆循环导致井筒温度发生变化，并且平台运动、波浪等产生的循环动载荷通过隔水管作用于水下井口，造成水下井口疲劳损伤。首先建立深水井筒温度场计算模型，将温度场计算得到的井筒温度分布施加于水下井口精细有限元模型，采用局部等效方法得到水下井口的等效梁模型，把等效梁模型作为子模型代入隔水管-井口耦合模型中进行水下井口动态响应和疲劳损伤计算，研究泥浆循环作业过程中井筒温度对水下井口疲劳热点处疲劳损伤的影响，并研究不同水泥环返高对水下井口疲劳损伤的影响。结果表明，对于水泥环返高无缺陷的水下井口，50 h内不考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在导管接头处，其值为1.00×10^-2；考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在套管接头处，其值为3.59×10^-2。当水泥环返高缺陷分别为-2 m和-5 m时，与水泥环返高无缺陷相比，套管（接头和焊缝）的疲劳损伤减小，而导管（接头和焊缝）的疲劳损伤增加，最大损伤均发生在套管接头处，其值分别为3.55×10^-2和3.48×10^-2。     

定向射孔水力压裂起裂压力研究

现有的定向井水力压裂起裂压力预测模型未同时考虑套管和水泥环的影响。为此,建立了同时考虑套管和水泥环的井周应力分布新模型,在此基础上,利用定向射孔孔周应力模型对起裂压力进行了计算与分析。研究结果表明:定向射孔套管井在最大地应力方位射孔时,套管与水泥环外部地层最容易起裂;随地层弹性模量和泊松比的增大,起裂压力逐渐升高;对比"套管+地层"、"套管+水泥环+地层"2种模型下的起裂压力,发现在考虑水泥环的情况下起裂压力更高。结合渤海油田垦利6-4区块A井现场实际压裂施工情况,将井周应力分布新模型计算得到的起裂压力与实际井底闭合压力进行对比,两者误差为5. 7%,符合现场作业实际。研究结果对于定向射孔水力压裂设计有一定的指导意义。     

考虑气体溶解效应的持续套管压力预测与分析

水泥环失效是导致持续套管压力的重要原因之一,严重威胁油气井的安全生产。基于气体渗流方程,利用水泥环综合渗透率表征水泥环失效程度,建立了考虑气体溶解的持续环空压力预测模型,通过与现场实测数据的对比表明模型具有较高的预测精度。考虑气体溶解可准确预测进入环空的气体泄漏量,溶解效应对于压力早期建立过程具有重要影响,随着溶解度的增加预测误差增大,适当增加压力测试数据有利于减小预测误差。利用建立的模型对陵水气田进行了持续套管压力预测,结果表明,随着水泥环综合渗透率的增加,持续套管环空压力上升速度明显加快,环空流体密度减小会导致持续最大环空压力升高,预置环空体积可以延缓环空压力的上升。从工程角度,保证气井整个服役期水泥环的完整性和考虑钻井液沉降的影响对于环空压力管理具有重要意义。     

海上平台采油树抬升位移测量方法研究

稠油热采过程中由于高压干汽的注入,采油树套管及地层温度升高,产生热应力,出现了采油树抬升现象,影响了油井的正常生产及产量,并导致管线形变,抬升过高会引起安全隐患。针对海上平台注汽采油树抬升问题,设计了位移监测报警系统,可实时监测采油树抬升位移,并研究了电阻法、磁致伸缩法、激光法、拉绳法及电涡流法五种位移测量方法的优缺点及适用性,给出了适用于海上平台采油树抬升测量的推荐做法。     

瞬态力-热耦合作用下水泥环形态对套管应力的影响

基于页岩气水平井压裂工程实际,采用解析法与数值法结合的方式,建立了压裂过程中井筒温度场计算模型和套管偏心、水泥环缺失有限元模型,据此研究瞬态力-热耦合作用下的水泥环形态对套管应力的影响。结果显示:1)页岩气井压裂过程中瞬态力-热耦合作用显著提高了套管应力;套管应力呈先升高后降低的动态变化,最大应力值出现在压裂初期。2)水泥环完整或套管偏心时,瞬态力-热耦合作用降低了套管应力周向分布不均匀差异;水泥环缺失时,套管应力随着缺失角、偏心距的增大而提高。研究结果对于精确计算页岩气井压裂过程中的套管应力具有重要意义。     

页岩气井多簇压裂套管应力影响因素分析

页岩气井储层改造多采用多簇压裂技术实现增产目的，同时也引发了套管失效问题。为研究多簇压裂对套管应力的影响，基于理论公式和有限元分析方法，建立套管应力力学计算模型和多簇裂缝-地层-水泥环-套管三维有限元模型，借助力学模型验证有限元模型的可行性，模拟裂缝簇数、岩石弹性模量、水泥环弹性模量、套管内壁压力和地应力变化对套管应力的影响，并针对威荣区块某井压裂段进行实例分析。研究结果表明：套管应力随着裂缝倾角θ的增大而减小，θ=15°为套管应力风险值；套管应力随着压裂簇数的增加整体呈现先小幅增大后减小的趋势；套管应力随着岩石弹性模量的增大而减小，当岩石弹性模量低于45 GPa时，套管应力随着水泥环的硬度增强而增大；套管应力随着水泥环弹性模量的增大而增大，变内压不会改变套管应力变化趋势；套管应力随套管内壁压力的增大而增大，地应力差值的变化不改变套管应力变化趋势；随着地应力差值的增大，套管应力呈现增大的趋势。研究成果对多簇压裂套管的损坏防治具有一定的指导意义。     

考虑U型管效应的注水泥套管变形问题研究

注水泥过程中的套管变形问题给固井作业带来了巨大挑战。基于U型管效应产生的机理,给出了真空段长度和返出排量的描述方程。考虑温度场对套管变形的影响,推导了传热学方程,用于预测井筒温度场。通过分析注水泥时套管受力情况,建立了相应的套管变形程度计算模型。以新疆油田Z井为例,进行了泵压、真空段长度、注入返出排量等参数的计算。结果表明,当井筒内出现U型管效应时,返出排量不等于注入排量;最佳的注入排量为12～14 L/s,此时套管变形量较小,且不会发生疲劳破坏。当在井口观测到泵压为0时,井筒内就会产生真空段,此时应重视U型管效应可能引发井下复杂。根据敏感性分析,注入排量对套管变形程度的影响最大。在设计注入排量时,可考虑变排量注水泥的设计方法,以便更好地解决该类问题。     

基于Fluent的水下采油树本体流动与传热特性分析

为了研究流体在水下采油树本体中的流动特性规律,针对中国南部某水下气田1500 m水深采油树,建立了采油树本体、油管悬挂器和内部流道模型,通过Fluent开展了水下采油树本体内部流场和温度场稳态和非稳态耦合传热仿真分析。结果表明,流体在采油树本体T型流道内流动时,流道内压力分布均匀,速度在通道转折处上拐角变大,下拐角流速变小,盲管段温度比流动区域低;入口温度、入口流速、海水温度和T型管尺寸都对流动和传热有所影响。最后通过在原模型基础上增加保温层,对水下采油树进行非稳态耦合传热分析,得出停井工况8 h流体温度的下降曲线,确定了计算最优保温层厚度的方法。     

基于环空窜流组合模型的套管环空压力预测

为准确预测套管环空上方的持续环空压力,以水泥环裂隙与固井界面微环隙为环空窜流通道,用一维不稳定渗流描述气体在水泥环中的运移过程,基于物质守恒和体积守恒,将环空窜流等效渗透率计算方法补充到持续环空压力预测模型中,依此建立了套管环空压力计算模型,并给出了迭代求解方法,实现了对水泥环真实密封性的定量评价。通过与现场实测数据的对比,验证了模型预测套管环空压力的准确性。研究结果表明:窜流通道等效渗透率和初始环空压力只会影响套管环空压力的上升速度;而气层泄漏压力和水泥环封隔长度会同时影响上升速率和环空压力极值;改善水泥浆配方以及合理调控水泥返高是现场防治套管环空压力较为可行的措施。研究结果可为现场套管环空压力的风险评价与管理控制提供理论依据。     

基于APDL考虑地层弹性的自由套管段强度分析

为快速准确地探究地层弹性对自由套管段受力的影响,利用ANSYS软件及其二次开发语言APDL,开发了一种仿真模拟与数值计算方法。针对自由套管段密闭环空温度变化导致的环空压力变化,考虑地层的弹性约束效应,对套管-水泥环-地层组合体进行热-结构耦合分析,计算了自由套管段的等效应力和径向位移。研究结果表明:在地层高温场和内部流体高温场的联合作用下,生产套管与水泥环接触部位容易出现最大应力,尤其是在与水泥环顶端接触的生产套管内壁处容易出现应力集中现象,建议在该部位增加承力部件以减小应力集中;实际工程中,若套管内部存在压力作用,建议保留一部分环空压力,保留压力范围应结合套管结构参数、环境温度和内部流体压力等参数而确定;在环空泄压情况下,自由套管段的径向位移一直增大,其增大趋势不随套管是否存在内部流体压力而改变,表明泄压过程中自由套管段的直径在内外压差作用下逐渐增加;考虑地层弹性使得仿真模拟更加符合实际,从而提高了数值计算的准确性。所得结论可为套管的强度模拟及防止套管失效提供参考。     

莺歌海盆地高温高压气田完井技术

南海莺歌海盆地F气田为高温高压气田,其高温、高压、高含CO₂的特点造成井筒的完整性难以保障。为此,根据储层特点,选择了合理的完井方式;依据安全性与经济性兼顾的原则,选择了改良13Cr材质的油套管;根据气田的特点及开发要求,设计了不同井型的生产管柱及射孔管柱,选择了合适的井口采油树及井下工具,并研制了新型环空保护液,最终形成了适用于海上高温高压高含酸性气体气田开发的完井技术。F气田10余口井应用了该技术,生产过程中未出现环空带压现象。实践表明,该完井技术能有效降低井筒带压风险,为规模开发莺歌海盆地高温高压气田提供技术支持。      

油层套管内压力变化与水泥石压力变化的相关性

在油气井中,油层套管内压力变化是最普遍、最常见的一种现象.油层套管内的压力变化不仅会引起油层套管发生变形和受力变化,还会引起水泥石和技术套管发生变形和受力变化.掌握了油层套管内压力变化和水泥石内外侧压力变化的相关规律,就能掌握油层套管、水泥石的载荷变化情况,从而有效地对油层套管、水泥石进行安全分析,并提出更为有效的油层套管保护措施.文章着重研究油层套管 水泥石 地层体系中油层套管内压力变化与水泥石压力变化相关规律,同时给出一些算例供读者参考,然后介绍油层套管 水泥石 技术套管 地层体系的一些求解处理方法,最后介绍水泥石内外侧压力变化值的应用.     

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。     

蠕变岩层地层刚度和松弛时间对套管外挤力的影响

蠕变岩层套管外挤力计算要考虑蠕变松弛时间和固井水泥环性能的共同作用,目前的计算模型没有同时考虑两者的影响,使得计算结果偏差较大。在考虑水泥环作用条件下,建立了蠕变地层下套管外挤力黏弹性模型,利用该模型研究了松弛时间、地层刚度和水泥环性能对套管外挤力的影响。研究结果显示,不考虑水泥环作用,蠕变岩层套管外挤力与无蠕变作用的套管外挤力最终值相同,考虑水泥环作用时,蠕变岩层套管外挤力取决于水泥环性能;与以往蠕变岩层套管外挤力主要受地应力与蠕变率影响的认识有所不同,影响蠕变岩层套管外挤力的主要因素还包括地层刚度和松弛时间,它们影响套管外挤力大小和峰值、稳定值变化趋势;考虑内压和水泥环作用时,所得到的蠕变岩层套管外挤力远大于SY/T 5724-2008套管设计标准计算得到蠕变岩层套管外挤力,该标准中蠕变岩层套管外挤力计算方法仍然值得商榷。利用所建模型和实验结果,分别对伊拉克Missan油田和中原文中油田蠕变盐膏层段套管外挤力进行比较分析,在相同地应力和蠕变松弛时间作用下,地层刚度不同,套管外挤力相差很大,所得结论与现场情况相吻合。     

页岩气水平井固井质量对套管损坏的影响

四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区采用水平井方式开发页岩气藏,部分井由于套管损坏导致压裂过程中不能顺利下入桥塞、连续油管不能顺利钻磨桥塞等问题,甚至部分井段被迫放弃压裂作业,直接影响了气井产量的提高。为此,以WH1井为例,在分析该井压裂过程中套管损坏问题的基础上,认识到固井质量差是该井套管损坏的主要原因。然后,应用ABAQUS有限元软件,结合现场实际参数建立模型,对水泥环窜槽缺失、套管偏心和井径变化等3种固井质量差的形式,进行了数值计算,得出了固井质量对套管应力的影响规律:①水泥环缺失时会在套管内壁上产生较严重的应力集中,且套管应力随缺失角度的增加而增加;②套管偏心和水泥环缺失同时作用会极大增加套管应力,甚至达到套管屈服值;③井径变化对套管应力影响较小。该研究成果可对今后页岩气开发提供有益的指导作用。     

基于FTA定性的简易水下井口设计可靠性分析

水下井口作为水下生产系统的核心装备,下端连接导管和套管,上端支撑防喷器组和水下采油树等水下装备,是整个水下生产系统的重要组成部分。特别是在浅海作业环境中,外部易受到风浪影响,一旦发生失效,将会造成严重的后果。基于浅水水下井口的结构特点,建立了水下井口失效事故树模型(FTA),划分了基本事件和最小割集,分析了基本事件结构重要度,对水下井口装置关键部件的风险程度进行了评估。结果表明:低压井口头、环形密封总成、高压井口头、套管悬挂器、防磨补芯装置和导向基座是水下井口设备发生失效的关键部件。针对失效关键部件提出设计优化建议,从而提高海洋油气生产的整体安全可靠性。为建立一套适用于浅水简易水下井口及采油树风险评估与安全可靠性技术体系提供了重要参考依据。     

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。