套管封固段变形对高温高压井环空圈闭压力影响规律

高温高压井在钻井及生产过程中,由于密闭环空流体受热膨胀产生的环空圈闭压力严重影响着气井的安全,环空圈闭压力大小与密闭环空体积变化密切相关。为研究套管封固段变形对环空圈闭压力的影响,根据弹性变形理论,在建立套管— 水泥环—地层协调变形模型的基础上,综合考虑环空流体参数、套管变形等因素,建立了多管柱环空圈闭压力计算模型,结合实际案例分析了套管变形对环空圈闭压力的影响规律。研究表明考虑套管封固段变形预测的环空圈闭压力值较不考虑该因素时降低约13%,且与现场实测值更接近。该研究对于指导高温高压井的套管柱设计及安全生产有重要的现实意义。     

高温高压井ECD计算

随着深部油气藏的勘探和开发，高温高压深井及超深井的数量大幅度增加，而高温高压、窄安全密度窗口安全钻井是当前国内外未能很好解决的重大技术难题，钻井工艺技术面临易发生井漏、井喷等事故的挑战，准确计算钻井过程中井下ECD分布对突破该技术难关有重要意义。为此，文章从研究高温高压钻井过程中循环温度场分布出发，分析了温度和压力对钻井液密度的影响规律，建立了不同温度和压力条件下的ECD实时耦合模型。该模型由动态压力和温度模型耦合而成。通过计算分析表明，井底钻井液密度和地表钻井液密度有很大差别；温度增加，钻井液密度下降；压力增加，钻井液密度增加。在高温高压钻井过程中，随着循环时间的增加，环空下部井段温度呈指数降低，ECD升高；环空上部井段温度呈指数升高，ECD降低。随着排量增加，环空下部井段温度降低，ECD近似呈线性升高；环空上部井段温度升高，ECD呈指数降低。     

高温高压高酸性气田环空带压井风险级别判别模式

气井环空带压是高温高压高酸性气田的普遍问题,环空异常带压将严重威胁气井安全生产,亟待进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,以失效发生的可能性、危害性及当前状态为参数,依据相关行业标准,结合现场经验,提出影响气井完整性的30项因素,并逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,可把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。研究表明:气井生产工况和工艺措施决定完整性失效发生的可能性和危害性,当前状态是判别气井完整性最重要的参数,环空压力和泄漏速率可作为“一票否决”的参数。     

库车山前构造高温高压储层环空密封固井技术

塔里木油田库车山前构造白垩系储层埋藏深,温度压力高,地层复杂,裂缝发育,安全固井密度窗口窄,油气活跃,整体固井质量较差,固完井后环空易气窜,严重影响后期安全生产。文中在分析库车山前构造白垩系储层固井难点的基础上,针对性地提出了提高库车山前高温高压储层环空密封能力固井技术,从变排量注替设计、防漏堵漏水泥浆体系、环空辅助密封工具应用3个方面综合提高固井后的环空密封能力,并在KS地区某井进行了配套技术的现场应用。现场应用表明:提高库车山前构造高温高压储层环空密封能力的固井技术,能够有效解决该地区储层固井易漏失、固井质量差、环空气窜等固井难题,为类似复杂易漏深井储层尾管固井提供了宝贵的经验。     

用于高温高压井的一种新型Mn3O4／KCl水基钻井完井液

在沙特阿拉伯的阿拉伯半岛,钻开Unayzah-B天然气储层需要较高的钻井液密度(±95 lb/ft/ 3).因为碳酸钙的酸溶性较高,所以曾经应用碳酸钙配制这种钻井液.但是,当钻进5/(7/8/) in(1 in=25.4 mm)的井眼时,发生卡钻事故,导致了昂贵的打捞和/或侧钻作业.为了减少这些问题,添加了重晶石,以减少配制钻井完井液所要求的固相含量.但是,重晶石是酸不溶解的,可能引起地层伤害.沙特阿拉伯的阿拉伯美国石油公司开发了基于Mn/-3O/-4的钻井完井液,用来钻进较深的天然气储层.1 μm的粒度中值、球形和高密度(4.8 g/cm/ 3)等性质使之成为比碳酸钙(密度2.78 g/cm/ 3和D/-/{50/}=10 μm)和硫酸钡(密度4.25 g/cm/ 3和D/-/{50/}=20 μm)更好的加重材料.为了设计密度为95 lb/ft/ 3(1 lb/ft/ 3=16.02 kg/m/ 3)的KCl/Mn/-3O/-4水基钻井完井液,进行了一系列实验工作.过去用于钻进Unayzah-B储层的两个常规流体是KCl/BaSO/-4/CaCO/-3钻井液和甲酸甲/碳酸钙钻井液.实验工作包括新流体和两个常规液体的流变性、热稳定性、API和高温高压滤失量等的测量和对比.新开发的钻井液与普通钻井液相比,有更好的热稳定性和滤失控制能力,能为深井钻井节约时间和成本.     

深水油气井全生命周期环空圈闭压力预测模型

准确预测环空圈闭压力对维持油气井井筒完整性、延长油气井生命周期具有十分重要的意义.基于P VT状态方程,结合井筒瞬态传热模型与环空体积计算模型,建立了耦合环空体积-温度变化的深水油气井全生命周期环空圈闭压力预测模型.模型计算结果与试验数据的误差约为6.6％.实例井计算结果表明:环空圈闭压力与环空流体压缩系数、地温梯度及...     

深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用

深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂、钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD)难以准确预测。为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度、流变参数与温度、压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响、海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD计算模型进行完善。研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD越高。利用模型对南海ST362-1d井进行实例计算,ECD模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%。该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值。     

深水高温高压井钻井液技术

LS25-1S-1深水高温高压井实钻井深为4 448 m,完钻层位为梅山组,采用六开井身结构,φ212.7 mm井段为目的层段,压力系数预测为1.70~1.84,安全密度窗口窄,需重点关注井控、防漏和水合物生成的预防;同时由于井底温度约为147℃,而出口温度只有17℃,保持钻井液在高密度下的高、低温稳定性、防重晶石沉降、良好流变性和储层保护是该井段技术重点。以LS区块气源为研究对象,通过利用水合物抑制软件HydraFLASH绘制不同抑制剂浓度下水合物P-T相图,优选出钻进及静止期间水合物抑制配方:（9%~15%）NaCl+5% KCl+10% KCOOH+（0~45%）乙二醇。选用了抗高温降滤失剂HTFL,其加量为0.8%时体系高温高压滤失量小于10 mL,泥饼质量好。研发了一种新型的封堵剂PFFPA,PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果。性能评价结果表明,该体系抗温达170℃,高低温流变性平稳,能抗10%的钙土污染,而且沉降稳定性好,封堵能力强,渗透率恢复值在80%以上,储层保护效果好。在现场应用中,通过Drill Bench软件模拟,将排量降至1 400 L/min,此时ECD为1.94 g/cm3,小于漏失压力当量密度（1.96 g/cm3）,ROP为10 m/h,岩屑传输效率仍在85%以上,满足携岩要求。该井顺利完钻,表明该套钻井液技术解决了现场作业难题。      

海上高温高压井测试工艺优化研究

高温高压井作业一直是石油行业公认的作业难点之一,由于其苛刻的温压环境,使得常规井作业中的工具难以适应,常常由于工具失效而引发一系列工程事故。测试作业更是高温高压井作业中一个高风险部分,之前海上高温高压测试工艺存在插入密封下插困难、环空温度、压力变化影响工具正常操作等问题,作业条件受限。在"安全第一"的作业理念下,随着技术的进步,作业经验的不断积累,通过RD旁通试压阀和选择性测试阀的配合使用使得现行工艺越来越完善,解决了目前高温高压井测试工艺中存在的局限,有利于更好地达到测试的地质目的。于是一种新的高温高压测试工艺在实践中形成。     

JHJ环压式高温高压岩心实验仪应用

开展油层保护研究工作,用钻井液、完井液对天然或人造岩心进行人为损害是必不可少的一个试验环节,以前主要采用高温高压动失水仪[1]进行动态和静态损害试验。但在应用中发现,如果只需要对岩心进行静态损害试验,用高温高压动失水仪就有很多不便之处,如钻井液、完井液用量大; 仪器结构庞大,操作不便; 清洗麻烦,试验时间长,增加了劳动强度等。JHJ环压式高温高压岩心实验仪的研制成功解决了上述问题。     

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10-14 Pa-1。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。      

油基钻井液在高温高压下的密度预测新模型

在高温高压井中,当钻遇复杂地层时需及时调整钻井液的密度。目前所建立的油基钻井液在高温高压条件下的密度预测模型都是根据实验结果建立的经验模型,尽管这些模型具有较高的拟合精度,但当钻井液密度发生改变时,其模型中的各项回归系数就不再适用。建立了一个新的密度预测模型,其特点是,当油基钻井液配方不变时,可根据某一给定密度油基钻井液的含温度、压力的密度模型,准确地预测其加重后在高温高压条件下的密度。并且,将模型计算值与实验数据进行对比可以发现,加重材料的加入会对钻井液造成一个附加的体积变化,因而经本研究修正后的预测模型具有更高的准确性。     

Pressure and Temperature Prediction of Transient Flow in HTHP Injection Wells by Lax-Friedrichs Method

The authors present a system model of partial differential equations concerning the variation of the pressure and temperature at different time and depth in high temperature-high pressure (HTHP) gas wells. Finite difference methods with Lax-Friedrichs scheme are improved to solve this set of conservation equations. The basic data of X Well (HTHP well), 7,100 m deep, located in Sichuan basin, Southwest China, is used for case history calculations. Gas pressures, temperature curve graphs along the depth of the well are plotted at different time. Comparing with the results without considering the influence of heat-transmission, the calculating results are more fitting to the values of real measurement. The comparison indicates that the new method is of high accuracy.     

海上自喷油井关井井口压力预测方法

油井生产过程中紧急关井的井口压力是合理选择井口设备以及管线的重要依据,但目前缺乏该方面的理论计算方法。分析认为水击压力主要受关井瞬间流体流速、压力波传播速度和流体密度等3个因素影响,建立了水击压力及由井底压力恢复引起的井口压力变化的计算方法;综合考虑水击压力和关井压力恢复的影响,研究了生产油井紧急关井情况下井口压力的变化趋势。研究表明:中高渗地层的井口压力随着时间的增加而增大,关井时间越长,井口压力越大;低渗地层的井口压力会在短时间内突然增加。      

高温深井钻井液当量循环密度预测模型

在高温深井中,钻井液密度、流变性受压力和温度的影响较大,如果按照钻井液地面物性参数来计算当量循环密度,则会产生很大误差,在孔隙压力与破裂压力差值很小的井中,可能会产生井涌、井喷或井漏等后果.从钻井循环期间井筒温度场模型入手,建立了高温高压钻井液密度、当量静态密度、流变参数以及当量循环密度预测模型.经实验验证,所建立的高温高压钻井液密度、流变参数模型的预测值与实测值一致,相关系数都在0.99以上,使用当量循环密度模型比用常规方法计算结果更为准确.该模型为压力管理钻井技术提供了理论依据,对于合理控制井下压力,预防复杂和事故的发生具有指导意义.     

高温高压井套管柱设计和强度校核

从温度对套管柱强度的影响、下部套管柱双轴应力计算等几个方面讨论了高温高压对套管柱设计和强度校核的影响 ,提出了一套适用于高温高压井套管柱设计和强度校核的理论方法 ,并给出了该方法的计算步骤 ,编制了相应的计算软件。通过现场应用 ,证明该方法切实可行     

Prediction of Temperature and Pressure Distribution in HTHP Injection Gas Wells with Thermal Effect of Wellbore

In this article, a coupled system model of differential equations was derived in radial form to predict the pressure, temperature of formation, and temperature of wellbore in high-temperature–high-pressure gas wells. In the model, the thermal effect of formation was simplified as heat conduction, both the steady heat transmission model in the gas wellbore and the unsteady heat conduction model in the formation were considered, and the pressure effect due to variations in temperature was considered according to the gas equation of state, which links the temperature with the pressure. The finite difference method was used to simulate the solutions of the coupled models. The basic data for X Well (high-temperature–high-pressure gas well, 7,100 m deep) in China were used for case history calculations and a sensitivity analysis was performed for the models. Graphs of the curves for gas pressure and temperature along the depth of the well were plotted with different gradients, injection volumes, and the characteristic of heat transfer in the formation. The results provide technical reliability in well test design in high-temperature–high-pressure gas wells and the dynamic analysis of production.     

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。     

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。