井口采油树抬升的原因浅析及解决方案

国外某气井在生产时发生井口抬升,30"导管上移10 cm,采油树整体最大上移24 cm,在井口抬升时井口区域伴随着巨响,关井。井口抬升影响油气井的生产,严重时导致生产流程管线断裂,危害平台人员及设备的安全。本文对该井井口抬升的原因进行详细分析,通过力学计算,提出采油树升高的计算方法,并与国内南海油气田气井井口抬升进行对比分析。     

深水气井井筒压力温度分布数学模型的建立

针对在进行凝析气井生产动态分析以及优化设计过程中深水凝析气井井筒压力、温度分布预测、采气工艺等重要问题。考虑应用SRK状态方程与相平衡闪蒸计算模型结合的方法并对此方法进行充分研究。想要构建以相态变化的深水凝析气井的井筒压力和温度耦合的计算模型为基础的计算模型。然而深水凝析气井还存在井身温度分布不规律,气井在海水中暴露的长度较大,井身的传热与地层部位有不同的规律。凝析气还存在井筒里面发生的相态变化比较复杂,这些问题导致单单是设计计算模型是不远远够的。最终还要利用四阶龙格库塔法对计算模型进行解答才能预得到较为完整的数学模型。这样便可以利用建好的数学模型并且通过提供实际的数学参数计算得出水凝析气井井筒内压力以及温度分布。该模型能够预测出水中气井的生产动态分布等问题,能为今后的深水采气工作提供完整数学理论基础。     

深水水下井口抬升及敏感性分析

基于深水油气井典型工况,考虑存在的环空圈闭压力及井口抬升力的作用,综合分析了典型的井口抬升计算模型,进行了锁紧工况下井口系统薄弱点预测及井口抬升敏感性分析。研究发现：环空密封本体与套管挂接触部位应力很大,锁环与限位槽之间的接触位置应力较大,是系统薄弱点位置;同等条件下,上顶力越大或环空压力值越大,套管挂等效应力越大;同等条件下,上顶力越大或环空压力值越大,锁环的位移越大。对深水水下井口抬升的温压敏感性分析包括极限工况、无措施可行性、环空压力管理、地层温度压力等分析。     

高压气井油套环空带压管理技术

高压气井的井筒环空带压产生的问题日益突出,成为开发过程中影响安全生产的重大隐患。调研国内外高压气井环空带压现状,分析了环空带压产生的原因,结合API和NORSOK标准,通过环空压力检测、控制最大允许井口压力(MAWOP)、卸压和升压测试,建立了高压气井环空带压管理方案,提出了用环空压力控制系统管理持续环空压力(SCP)的高压气井,为环空带压的高压气井安全生产提供了借鉴。     

气井井筒积液分析及排水采气工艺研究

气井随着开发的不断深入,在一定地质条件下,会产出水。而当气井自身气量无法将水带出井筒时就会形成井筒内积液。气井井筒积液会造成井口油套压逐步降低,导致生产能力降低,影响气井生产,制约采收率的提高。本文主要通过利用气井动态分析临界流量判断、井筒积液计算等方法对气井井筒积液进行简要的分析,并提出较为合理的排水采气工艺技术方法,从而解决排除气井井筒积液引起的采收率低的问题。     

渤海A油田井口抬升问题解决方案的研究与应用

渤海A油田在开发井作业初期三口井发生了井口抬升现象，严重影响了井筒和井口的完整性及安全性，危及油水井的生产寿命。在实际井身结构、固井数据、地层流体温度及产量等参数的基础上，通过对井口抬升井的数据计算分析，判断井口抬升的主要原因为油水井生产过程中自由套管在热应力作用下伸长，进而产生上顶力导致井口抬升。针对本油田的井口抬升问题，制订了两种应对措施，即采用低密水泥浆体系对φ244.475mm套管全封固井和增大抵消井口抬升所需井口预应力，在实际应用阶段未出现过油水井井口抬升现象，为渤海油田防止现场发生井口抬升提供了借鉴与参考。     

基于常规动态监测的低渗气藏气井积液判识方法

井筒积液判识对低渗气藏提高气井生产能力和气藏采收率有着十分重要的意义。提出多种基于常规动态监测资料的气井井筒积判识方法,并明确界定了各种方法在低渗气藏现场适应性。首先,根据压恢试井资料建立压力、压力导数与拟时间双对数曲线,利用井筒储集段后期压力导数曲线的"驼峰效应"判识井筒积液;该方法适合具有压恢试井资料且生产能力相对较好气井。其次,根据压力梯度测试资料绘制静压梯度曲线,利用曲线偏转特征判识井筒积液;该方法准确性高,但要求气井具有压力梯度测试资料,应用范围相对较小。再次,根据油压、套压、产量测试资料绘制生产曲线,利用油、套压"剪刀腿"形态及产量锯齿形特征判识井筒积液;该方法现场应用广泛,但对积液判识相对滞后。最后,根据气井井口压力、产量等常规生产数据,建立单井渗流模型,通过对比理论计算井底流压及井口压力折算井底流压判识井筒积液;该方法要求对气井动储量及储层特征有较准确认识。研究成果为气井临界携液流量评价及排水采气措施制定提供了依据。     

涪陵气田页岩气井临界携液流量计算新模型

气井井筒积液会引发产量下降,井口压力降低等一系列问题,影响气井的正常生产。目前对于积液预测所使用的临界携液模型主要有:Tunner模型、Coleman模型、李闽模型等,它们之间的差别为携液系数的变化,无本质区别。为了更准确的预测涪陵气田页岩气井的临界携液流量,基于Tunner模型,考虑返排液量和井斜角对临界携液流量的影响,得到了适用于涪陵气田页岩气井的临界携液模型。     

海上高温高压气田完井投产关键技术

随着海上石油天然气勘探开发的不断深入,高温高压等复杂天然气藏的勘探开发随之增加,而高温高压气井在投产过程中出现的环空带压、完井管柱失效等问题,对气井的安全生产提出了严峻的挑战。通过对水合物、油嘴冲蚀、井口抬升和环空压力管理等方面进行研究,形成了一套适应于海上高温高压气田完井投产关键技术。该技术在东方高温高压气田中成功应用,已投产21口高温高压气井生产情况良好,无环空压力异常情况,为类似海上高温高压气田投产提供借鉴。     

凝析气井井筒水合物生成位置预测

凝析气井井筒水合物是生产过程中经常遇到的问题,本文针对某凝析气井,对水合物的形成条件进行了论述,采用水合物P-T图回归公式法对该凝析气井在不同压力条件下水合物形成的温度进行了预测,计算出了该井在不同产量条件下的井筒温度分布和压力分布,根据计算结果得知：产气量为11.98×10^4m^3/d时水合物生成温度曲线与井筒温度曲线在距离井口175m处相交,此时温度为22.8℃。若存在自由水,则从此深度到井口的油管段形成水合物。针对该凝析气井情况,建议采用加注甲醇（己二醇）和地面加热升温措施以防止水合物的形成。     

海上高压气井井口抬升分析

由于地层高温流体的影响,管柱以及管柱间流体的膨胀导致套管伸长,采油树以及附属装备升高;井口的抬升给采油树以及生产管线带来结构风险,井筒内套管的膨胀影响到井筒的完整性。本文以套管热膨胀力、环空圈闭压力及套管上覆载荷三种力平衡为基础,根据实际井的基本数据建立数学模型,提出求解该数学模型的算法,通过数学模型求解出的数据与井实际数据误差在5%内,计算方法适应性较好,模型建立准确。     

带封隔器气井套压允许值计算浅谈

带有封隔器的气井套管环空出现带压情况,压力过高将给气井生产带来安全隐患。为研究此类气井套压最大允许值的通用计算方法,针对此类气井井身结构,模拟井筒压力分布情况,判断井筒压力危险点,计算带压允许值,为气井生产管理提供科学依据。     

水下井口完井井筒清洁常用技术探索

“十四五”时期,我国南海深水水下油气田开发逐步提速,为石油开发行业提供强大的发展动力。但是,国内深水油气田开发起步较晚,作业过程中面临诸多的难题与挑战,其中,深水油气田水平井完井作业中井筒不洁净问题给作业带来极大的挑战和困难,需要更多关注和重视。国外水下井口完井经验表明,30%的非生产时间来自井筒清洁度低引起的。本文介绍水下井口完井井筒清洁的重要性以及常用的清洁工具。     

大牛地气田增压后气井压力分析

为了分析大牛地气田一期增压后气井的井口压降速率增加的原因,延长一期增压后的稳产时间,本文选取大牛地气田37号站气井进行了研究;研究结果表明,增压后外输压力降至3MPa,气井允许生产压力降低,气井进入定产降压开采阶段,产量稳定但压力降速率增大;同时随着气井油压的降低,生产压差增大,地层流体流入井筒的速度增加,井筒积液量增加,进而促使油压快速降低;管线中积液量增加,使井口到进站压力损失增大,进站压力随之降低。针对以上原因,建议加大此类气井的助排力度,采取泡排配合定期提产带液的方法,排出井底积液,控制油套压下降速率,延长增压后气井的稳产期。     

气井井下节流压力温度耦合预测模型

本文应用节点系统分析方法,以节流装置为节点,将井筒压力温度预测分为井底到节流装置,节流装置以及节流装置到井口,基于气井流体质量、动量和能量守恒以及井筒径向传热理论,建立了气井井筒压力温度耦合预测模型。将节流过程视为绝热过程,根据节流过程能量守恒原理,并忽略位能差,导出了流体节流过程中焓变计算模型。实例计算表明,本文建立的气井井下节流压力温度耦合预测模型能为气井井下节流动态分析、井下节流器工艺参数设计、水合物防治提供必要的技术依据。     

气井积液及其深度计算举例

在气井生产过程中,适时探测井筒液面,了解积液情况,是气田动态监测的一项重要内容。本文首先对气井积液的积理进行了阐述,接下来所提出的计算气井液面位置深度的方法,只要获得可靠的井口油、套管压力,便可得到满意的结果,有利于矿场临时生产动态分析,及时采取有效的排液措施。     

青海油田马八气井电磁加热防冻堵工艺可行性研究

未经处理的天然气中都含有一定的水蒸气,它在一定的条件下会生成冷凝水、冰塞和水合物。水合物极易堵塞井筒。因此,针对马八气井开发过程中出现的水合物冻堵问题,通过实际生产情况明确了保持井口温度在20℃以上时,井筒将不易生成水合物。通过井口安装智能防爆高频加热装置来防止井口冻堵。其防冻堵效果良好。     

温度-压力耦合计算井底积液高度方法研究

气井井底积液降低气井产能,实时准确地计算井底积液高度,对气井产能评价及采取合理排液采气措施具有重要作用。关井静态测量以及依靠油压、套压的变化规律分析井底积液高度具有较大局限性。本文在结合气液两相管流压力-温度耦合计算油管内流体温度分布的基础上,结合积液段油管流体温度分布,提出了利用井筒温度分布模型计算气井井底积液高度的新方法。该方法通过井口流体的实时测量温度结合井口压力、产气量、产液量、气藏温度以及井身结构数据,计算的井底积液高度具有实时性。该方法实用范围广,解决了低气液比,环空带有封隔器的气井井底积液高度计算难题。     

井下节流在青海气区的研究与应用

针对青海气区气田易出砂;在生产过程中易形成水合物,在井筒中形成冻堵;部分气井较深,地层压力高,温度高,井口压力大,造成地面集输等级高,开发成本大的问题,利用气井垂直管流计算方法确定了节流气嘴的合理直径和最小下深。通过应用井下节流工艺,降低了气井的井筒压力,有效地制止了天然气水合物的形成,控制了井口压力的大小,满足了输气要求。;同时加工改进了控砂节流气嘴,达到了控砂的目的。     

基于环雾流理论的气井临界流速预测模型

井筒积液是伴随气井生产的常见现象,积液会导致气井产量降低,严重时甚至会使得气井停产。精确的积液预测有助于及时采取措施以减少积液带来的危害,而临界气体流速是气井积液预测的关键。回顾了气井积液预测的相关研究,指出了最小压降模型、液滴模型的局限性,基于现有实验观察认为液膜模型有较好的适用性。考虑到斜井中液膜周向不均匀分布及气相核心中液滴夹带,提出了更符合实际的环雾流模型用于不同管径、不同井斜角下的气井积液预测。基于以往室内实验数据和现场生产数据,将新模型与现有6种积液预测模型进行对比评价。综合考虑模型预测结果正确率及预测误差,认为新的环雾流模型较其他模型预测结果更优,可准确方便地对气井积液进行预测。