深水高温高压油气生产致井口抬升预测研究

深水高温高压井油气开发过程中,由于油气流将井底热量携带至井口,容易出现井口抬升现象,可能导致井口装置密封失效,存在较大的安全隐患.为提高深水油气田开发井全寿命周期的完整性,针对深水高温高压井油气开采阶段,建立了深水高温高压油气开发井筒温压场及井口抬升高度计算模型,并基于自主研制的高温高压油气开发井口抬升模拟实验装置,开...     

深水高温高压油气生产致井口抬升预测研究北大核心CSCD

深水高温高压井油气开发过程中,由于油气流将井底热量携带至井口,容易出现井口抬升现象,可能导致井口装置密封失效,存在较大的安全隐患。为提高深水油气田开发井全寿命周期的完整性,针对深水高温高压井油气开采阶段,建立了深水高温高压油气开发井筒温压场及井口抬升高度计算模型,并基于自主研制的高温高压油气开发井口抬升模拟实验装置,开展了不同工况条件下的井口抬升模拟实验研究。研究结果表明:井筒温度升高及其引发的圈闭压力是造成井口抬升的两大主要因素;本文建立的模型计算结果与实验数据相对误差小于10%,可用于预测不同工况条件下的井口抬升高度。本文研究结果对于优化固井及地面管线设计、提高深水高温高压井井口完整性具有较好的指导意义。     

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。     

海上气田井口装置抬升高度预测技术研究及应用

海上生产气井高效开发时,高温高压会带来井口抬升、环空带压等现象,直接影响气井安全生产及开发,甚至带来巨大经济损失。针对目前井口装置抬升预测研究较少以及不足之处,通过建立新型多因素井口抬升预测方法,突破了其他方法考虑因素单一的瓶颈,大大提高了预测精度,并分析了产量、生产时间、各环空压力、固井情况等影响因素对井口装置抬升量的影响及井口抬升高度;通过正交实验分析,得出了主要影响因素的强弱顺序,并将模型应用于DF1-1-×井进行了验证,模型计算高度与现场实测高度十分接近,并预测该井生产期间最大井口抬升高度约为6.8 cm。该方法可对未来高温高压及深水开发气田井口抬升高度进行预测及进行环空泄压建议,对钻完井设计、工程施工及油气田安全生产管理具有重要的指导意义。     

一种预测井口抬升高度的新方法

井口装置抬升高度预测对高温高压高产油气井管柱设计、固井设计、完整性评价等至关重要,但井口抬升预测模型受各层套管自由段长度影响较大。为了准确地解释各层套管自由段长度并预测井口抬升高度,分析了井口抬升机理,建立了多管柱井口抬升计算模型,应用粒子群多目标优化算法,基于生产过程中的系列产量与井口抬升高度数据反演得到了各层套管自由段长度,形成了井口装置抬升高度的预测方法,并对四川盆地磨溪区块某高温气井不同产量下井口装置抬升高度进行了预测。预测结果与井口实际抬升量对比表明:本方法能够预测井口装置抬升,预测平均误差较小,满足工程需要,且不影响油气井正常生产,可行性强。研究成果可用于预测井口装置抬升高度、制定油气井完整性管理措施并且指导其安全生产。     

超深水钻井简化井身结构安全性分析

建立了超深水简化井身结构的井口系统力学分析模型,研究了简化井身结构安全性分析流程,分析了简化井身结构承载能力并与常规井身结构进行对比,研究了导管和套管环空内固井水泥返高变化对井口安全性的影响;结果表明：简化井身结构不满足极限工况井口强度要求,上部需配置2根20in套管单根,仅有上部环空内的固井质量对井口安全性具有显著性影响,极限工况下固井水泥返高的最低要求为3m。     

温差作用下回接套管柱井口抬升影响分析

井口抬升会导致油气井井筒完整性破坏,影响油井的后续生产作业安全。为了研究回接套管柱在固井-生产作业中的井口应力分布及抬升高度变化规律,采用有限元方法,根据顺北区块某井现场工况,利用ABAQUS软件建立了不同工况下多层套管-水泥环-地层多体系统热-固耦合分析有限元模型,分析了回接套管从固井阶段开始到生产时的应力和位移变化,得到了井口应力、抬升高度变化过程及其相关参数的影响规律。分析结果表明:随着水泥浆返高的增加,井口抬升高度单调增加,这表明随着水泥环缺失的严重性增加,套管自由段数越长,在温差作用下可伸长抬升的高度也就越大;随着水泥浆返高的增加,井口固定时回接套管的Mises应力先增大、后减小,并不呈现单调递增或递减的趋势。所得结果可为现场回接套管柱井口抬升现象分析提供一定的参考。     

深水钻井重大事故防控技术研究进展与展望北大核心CSCD

深水钻井具有水深大、离岸远、自然环境恶劣、人员设施集中、作业地层风险高等特点,因此钻井井控事故应急救援难度大。本文从普遍的井喷事故和南海特有的台风事故防控技术着手,重点阐述了井喷早期溢流智能预警技术、水下井口应急封堵技术、深水救援井技术及深水钻井防台策略和应对方案等技术研究进展。展望了我国深水钻井重大事故防控技术下一步研究方向,主要包括深水油气开采重大安全事故演化灾变机理研究、深水井喷智能预警技术研究、水下应急封井装置研制、深水救援井设计和作业技术体系建设、适合南海海况的新型防台应急技术及装备研究、深水油气开采事故应急救援平台搭建等方面。本文成果可为我国深水油气开采重大事故防控技术研究提供参考。     

深水钻井重大事故防控技术研究进展与展望

深水钻井具有水深大、离岸远、自然环境恶劣、人员设施集中、作业地层风险高等特点,因此钻井井控事故应急救援难度大。本文从普遍的井喷事故和南海特有的台风事故防控技术着手,重点阐述了井喷早期溢流智能预警技术、水下井口应急封堵技术、深水救援井技术及深水钻井防台策略和应对方案等技术研究进展。展望了我国深水钻井重大事故防控技术下一步研究方向,主要包括深水油气开采重大安全事故演化灾变机理研究、深水井喷智能预警技术研究、水下应急封井装置研制、深水救援井设计和作业技术体系建设、适合南海海况的新型防台应急技术及装备研究、深水油气开采事故应急救援平台搭建等方面。本文成果可为我国深水油气开采重大事故防控技术研究提供参考。     

高温高压气井自由套管对水泥环应力和完整性的影响

水泥环的密封完整性对降低环空带压、提高井筒安全性、延长气井开采寿命至关重要。为防止环空气窜,高温高压气井油层套管水泥一般返至井口,这给深井固井带来了巨大挑战。考虑井身结构和作业载荷的复杂性,运用Ansys软件建立了存在自由套管时水泥环受力有限元模型,研究了自由套管长度和井口套压对水泥环应力的影响,结果表明,井口套压作用下自由套管的鼓胀效应在水泥环中产生的径向拉应力和轴向应力是水泥环密封失效的主要原因。自由套管段长度对水泥环受力很不敏感,油层套管水泥可考虑不返至井口,但为保持水泥环长期完整性应避免过高井口套压,同时优选水泥浆体系以提高套管与水泥环胶结强度。     

环空带压对深水水下井口疲劳损伤的影响规律

海洋深水油气井测试过程中,高温产液上返时会加热周围套管及多层套管环空内的液体,引起液体在密闭井筒环空中膨胀,产生环空带压。环空带压的存在会改变水下井口疲劳热点处的应力状态,进而对水下井口疲劳损伤产生不利影响,制约了深水油气井长期安全高效运行。为了给深水油气井的长期安全运行提供更加科学的指导,考虑环空液体物性参数、井筒环空液体热膨胀和环空体积变化的耦合影响,建立了水下井筒环空带压计算模型,采用迭代法对环空带压进行了求解,将获得的环空带压施加到水下井口有限元模型上,然后以高压井口头与表层套管的焊缝为研究对象,研究了环空带压条件下水下井口疲劳热点处的应力状态;在此基础上,分析了环空带压、水泥浆返高和高压井口头出泥高度对水下井口疲劳损伤的影响规律。研究结果表明：①环空带压的存在会加剧水下井口的疲劳损伤,压力越高,疲劳损伤越严重;②表层套管外水泥浆返高与泥线的距离越大,水下井口的疲劳损伤越小;③高压井口头出泥高度越大,水下井口疲劳损伤越大。结论认为,有效地控制水下井口的环空带压与合理地设计井身结构,有助于减少水下井口的疲劳损伤。     

温度效应及环空条件对井口抬升影响规律研究

为预测深水高温井生产过程中的井口抬升量,基于套管热膨胀效应及热力学基本原理,建立了不同温升条件下单层自由套管及多层套管耦合井口系统抬升量预测模型,设计了3层同心钢管柱为主体的试验装置,开展了不同工况下井口抬升模拟试验,得到了温度效应、环空上端部约束状态和环空压力等因素对井口抬升量的影响规律,提出了解决深水水下井口抬升的主要工程措施。研究结果表明:以试验模型为例,当最内层管柱温度从45℃升高至150℃的过程中,在模拟传热条件下,3层管柱环空上端部敞开时,各层管柱抬升量与其温升呈线性增长规律;环空上端部焊接为整体时,73.0和114.3 mm管柱最终抬升量相对上端部敞开状态分别减小26.50%和21.80%,177.8 mm管柱最终抬升量增加4.06%;环空密闭并加压20 MPa时,73.0、114.3和177.8 mm管柱最终抬升量相对无压力时分别增加了23.84%、26.79%和25.36%;温度及环空条件对井口抬升量影响显著,理论预测值与试验值误差为1.59%~8.93%。研究结果可为深水高温井井口抬升控制措施的制定提供技术支持。     

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。      

大压差条件下水泥环密封完整性分析及展望

为解决目前页岩气井、深井油气勘探开发中广泛存在的环空带压问题,结合理论研究成果及实验室模拟结果,分析得出了目前在"深层、低渗透、非常规"油气资源勘探开发过程中,大压差条件是造成水泥环密封完整性失效主要原因的认识。通过对四川盆地页岩气井、安岳气田和塔里木盆地库车山前等区块高温高压深井在钻井、压裂、生产过程中大压差工况进行梳理和定量计算,运用计算结果解释了上述两个地区气井在大压差条件下水泥环密封完整性失效的原因:加载阶段水泥环周向出现的拉应力、加载—卸载工况使水泥环产生塑性变形、在卸载过程中界面产生拉应力等,造成水泥环拉伸破坏及界面微环隙,从而破坏密封完整性。归纳总结了井筒全生命周期各环节出现密封完整性失效的风险,初步提出了大压差条件下保障水泥环密封完整性的应对措施:①提升水泥石抗变形能力;②提高第一界面及第二界面胶结力;③提高界面接触力。     

涠洲K油田复杂工况旋转尾管固井技术

南海西部的北部湾盆地涠洲K油田X1井是一口工况较为复杂的定向井,存在井斜大、裸眼段长、高温、储层压力衰竭带来的异常低压,同时具有较高的气油比等因素共同作用,给固井作业带来极大的挑战。由于φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼环空间隙较小,如果采用常规静态尾管固井技术固井顶替效率偏低,将会导致井下漏失和无法压稳地层,引起气窜,造成压力衰竭和高温目的层位的固井质量难以满足后期射孔开采的要求。为了保证复杂工况下油气水层间良好封隔,该井选择使用旋转尾管下入固井技术和抗高温早强防气窜水泥浆体系,同时优选新型油基钻井液冲洗液和隔离液,有效清洁滤饼,并且实现胶结面的润湿反转;使用软件对尾管旋转扭矩进行精确模拟和提高尾管下入居中度,完成了压力衰竭和高温目的层φ177.8 mm尾管固井作业。采用高清扇区水泥胶结测井仪器进行SBT扇区水泥胶结测井结果表明:油气水层实现了良好的层间封隔,全井段固井质量优,较邻近区块的K2井有了明显的改善,满足了后续射孔开采的要求。      

多管柱热应力模型预测采气井口装置的抬升

井口装置抬升现象常见于稠油热采井、注采井,生产气井却十分罕见。由于高产气井在生产过程中井口温度高,大温差使得井口附近自由段套管产生热应力变化,进而导致井口装置抬升,破坏气井完整性、损坏地面流程,引发灾难性的后果。为此,分析了因大温差导致套管热应变而引起井口装置抬升的机理,建立了气井井口装置抬升的多管柱热应力模型,并对井口装置的抬升高度进行了实例计算,其预测结果与实际监测结果十分接近,预测结果可靠。研究认为:随着气井产量的增加,井口温度逐渐升高,井口装置抬升高度将不断升高;而表层套管自由段长度对井口装置的抬升高度最为敏感,多层套管固井质量差时对井口装置抬升高度影响较大。最后指出了气井井口装置抬升带来的安全风险,并提出大产量气井应以保证固井质量、合理配产以及加强气井环空压力监测等3项技术措施来预防、监测采气井口装置抬升。     

高压气井套管回接固井预应力技术

针对套管回接固井质量不好,未能将尾管重叠段已经存在或潜在的窜流通道堵死,致使气井生产时井口带压的问题,回接固井作业时采取了很多技术措施,但都没有从根本上解决回接固井质量问题。为此,通过增加回接管柱管内外静液柱压差、井口憋回压方式,在固井施工过程中通过液柱压强转换为作用在回接套管本体上的预应力,在水泥浆凝固时该应力就迫使套管贴紧水泥石,防止水泥浆凝固时管柱和水泥环微环隙的形成,提高固井质量。几口试验井的测井结果表明：所采取的固井技术措施行之有效,能够保证套管回接的固井质量。     

水平井空心地锚的研制与应用

针对目前国内现有的预应力固井实心地锚主要应用于直井,不能应用于水平井的现状,研制了水平井空心地锚,用以解决稠油热采水平井在注蒸汽开发过程中出现的井口抬升、井口冒油冒汽等问题。该水平井空心地锚在使用时串接在稠油热采水平井完井管串之中,与筛管顶部注水泥工艺配合,进行提拉预应力作业,不影响目前的钻井固井及后期采油作业工序,且不会影响大井斜段的固井质量。介绍了该地锚的结构、工作原理、性能特点以及技术指标,并对该地锚的锚爪进行了应力分析以及室内抗拉试验,达到了设计指标。该水平井地锚研制成功后,已在胜利油田新春采油厂成功应用,应用效果良好。     

深水水下井口完井作业窗口分析

完井作业窗口是进行完井作业的各种极限环境条件,对于指导深水海底井口完井作业具有重要意义,根据完井作业模式可分为下钻刮管窗口、完井管串下放窗口和极限连接窗口等。完井作业时,隔水管强度、井口与导管强度、井口倾斜角度、完井工具的通过性以及挠性接头的转角等都是限制完井作业的重要因素。通过建立张紧器–隔水管柱–井口及导管和土壤的耦合模型,研究并量化影响深水海底井口完井作业最重要的限制条件隔水管上、下挠性接头转角,并结合其他限制条件形成海底井口完井作业的作业窗口确定方法。对南海某探井进行了实例计算,明确了该井完井作业各种模式所允许的极限环境条件,为深水油气田开发的完井作业提供参考。