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。     

深水钻井测试与生产过程井口抬升计算

建立了深水井测试及生产过程中井口处产生的热膨胀力与井口抬升量力学模型,结合具体井身结构计算了井口热膨胀力与抬升量,并分析了各层套管水泥浆返高与温度变化对井口热膨胀力与抬升量的影响。结果表明:井口处产生的热膨胀力远大于剪切销钉的承载力,很容易造成剪切销钉剪断,从而导致井口抬升;表层套管水泥浆返高对井口抬升量的影响最大,生产套管影响最小,各层套管的水泥浆返高对井口总膨胀力均无影响;随着各层套管温度的升高,井口总热膨胀力及井口抬升量均线性增大。可为水下井口设计和测试及生产过程中的参数设计提供理论依据。     

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。     

海上油田生产井口抬升原因分析及对策研究

井口抬升现象危害十分严重,影响油井正常生产寿命和产量,甚至导致油气井关停,同时对井控风险极大。在介绍H1井井身结构和固井工艺的基础上,采用WellCat软件建立了井口抬升分析模型,基于井筒温度剖面和自由套管热载荷伸长量模拟计算了井筒抬升量,并结合抬升原因给出了复产措施。分析结果表明:H1井井口抬升的主要原因是?244.48 mm套管自由段过长,产量升高后,在热应力作用下套管伸长,产生上顶力导致了井口抬升现象。给出了3种有效的复产措施:即对自由套管段挤水泥封固、限定产量生产及生产管柱采用隔热油管。可为解决稠油热采井的井口抬升问题提供了参考。     

海上油田生产井口抬升原因及应对策略

探讨了海上油田生产井口抬升的原因、应对策略，并借助某井为案例，探讨了井口抬升的原因及表现形式，并提出了相应的复产解决措施。以期为海上油田生产井口抬升问题的解决提供一定借鉴价值。     

海上热采及高温井口抬升机理与对策

海上热采及高温井口抬升危害极大,严重影响油井生产寿命且增大了井控风险。鉴于此,建立了井筒三维温度场分析模型、多载荷耦合工况下水泥环完整性分析模型以及多管柱复杂井口抬升理论计算模型,形成了一整套井口抬升机理分析方法。研究结果表明:由注热或提升产量引起的高温产生热载荷,破坏固井一界面胶结形成自由套管,在热载荷作用下产生上顶力而导致井口抬升。在此基础上,给出了针对性的对策及建议。研究方法可有效分析海上热采及高温井口抬升机理,给出的对策及建议可帮助问题井复产,并为类似热采井开发生产提供指导。     

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。     

基于数值模拟结果的海上热采井工况预测研究

基于海上热采井的计算机模拟研究结果,进行井下工况分析,为井口抬升的回缩复位提供一种预测方法。分析海上热采井数值模拟结果,得出了井口抬升量与井下工况的关系,提出了抬升后井口的回缩复位情况的预测方法;为海上热采井进行安全生产提供理论依据。     

深水条件下高温气井井口抬升的螺旋屈曲效应

井口抬升高度对深水高温油气井安全生产具有重大影响,传统预测模型只考虑了温度效应和鼓胀效应对井口抬升高度的影响,未充分考虑螺旋屈曲效应对井口抬升高度的影响。鉴于此,借助井筒温度模型,在考虑温度效应和鼓胀效应的基础上,加入螺旋屈曲效应,建立了井口抬升高度预测模型并进行求解,得到较为准确的井口抬升高度。实例计算结果表明:随着时间的延长和产量的增加,螺旋屈曲效应引起的各层管柱屈曲段长度、井口抬升力以及抬升高度都将增加,但增加的幅度逐渐减小,最后趋于稳定;生产过程中生产套管和技术套管始终处于受压状态,对井口抬升起主要作用;表层套管和隔水导管处于受拉状态,管柱不发生屈曲现象。研究结果对井口抬升高度预测及油气井安全生产具有重要的指导意义。