油气井环空允许带压值的计算方法探讨

油气井尤其是高温高压油气井的环空带压问题逐渐引起重视,需要开展系统性、较为准确的环空允许带压值的计算。通过耦合油管和套管自身强度因素、管材腐蚀因素、井筒温度因素、地层特征因素等,提出了确定油气井环空允许带压值范围的计算方法,计算值包括最大允许环空带压值、最小允许环空压力值,且均为动态值。利用该方法对西部某气田X井进行了环空压力值计算和预测。该井在投产初期A环空带压安全允许值范围为13.51 ~46.98 MPa,最大值比API RP90标准推荐方法计算出的值高达20%。预测结果表明,该井在井口油压和井底流压下降、套管腐蚀加重后,A环空允许带压最大值也逐渐下降。该方法可以实现油气井环空压力静态、动态计算和分析,对油气井环空压力的静态、动态管理具有一定的指导意义。     

普光高含硫气井环空带压风险诊断与治理

含硫气井的环空带压过高会造成井下油管、套管、封隔器超压或挤毁失效,舍H2S的气体还会造成井口套管及套管头腐蚀,降低气井生产安全系数,增大事故隐患。文中针对油管、套管、封隔器的承压强度,借鉴APIRP90（（海上油气井环空套压管理》,对环空气压来源进行了分析,探索了气井的环空压力许可值理论计算方法,指出套管高压异常井应采取环空卸压和环空保护液灌注等措施,使环空压力和环空保护液的pH值均在受控范围之内,以此指导高含硫气井服役期间的安全管理。该方法已经在普光气田进行了推广应用,对于环空压力异常井的安全管理具有重要意义。     

高压气井环空压力管理图版设计与应用

环空带压是国内外气田普遍存在的气井完整性管理技术难题,科学的环空压力管理能够有效缓解环空带压问题的恶化,保证油气井的长期完整性。但目前国际上应用广泛的几种环空压力管理技术均无法满足中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)超深层高压气井的管理要求,急需一套适合于该公司超深层高压气井的环空压力管理技术。为此,基于国内外现有的气井环空压力管理技术,综合考虑超深层高压气井A环空对应所有井屏障部件在不同生产和关井工况下的安全性,创新了一套A环空最大允许压力曲线和A环空最小预留压力曲线的计算方法 ;同时,兼顾安全性和可操作,通过进一步优化B、C、D环空最大允许压力计算的考虑因素和安全系数取值,提出了一套B、C、D环空最大允许压力计算新方法 ;进而设计完成了一套高压气井环空压力管理标准化图版。该项技术已在该公司所有高压气井进行了推广应用,有效地支撑了塔里木油田超深层高压气井的安全高效开发。     

高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理

在高温高压含硫气井中,环空带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发潜在的安全事故。针对开采过程中井筒温度升高使密闭环空流体受热膨胀而导致的环空带压问题,建立了高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压值的计算模型,并进行了实例计算。结果表明,高温高压含硫气井环空流体热膨胀引起的带压值很有可能会引起生产管柱的失效,给油气井安全生产带来威胁。因此,有必要在井身结构设计、套管强度设计与环空保护液优选时,根据油气井正常开采的工作制度,降低开采过程中环空带压值并开展有效的环空带压管理,确保高温高压含硫气井的长期安全生产。     

高压气井环空压力许可值确定方法及其应用

对于高压气井,在采气过程中环空带压现象非常普遍。环空压力过高可能导致潜在的安全生产事故;若环空压力过小,则井口处油套压差过大,安全系数过低,油管长期疲劳生产,也易发生事故。因此,针对高压气井,有必要给出环空压力安全范围,以指导安全生产。为此,借助ARP RP90海上油气井环空套压管理和NORSOK D-010 油气井钻井与作业时的完整性等2个公认的国际技术标准,将带压环空进行了分类：油管-生产套管环间、生产套管-技术套管环间、两层套管环间,然后用承压构件的强度、水泥环及保护液注柱压力对气井环空的安全性能进行综合评价,给出了适合塔里木油田的高压气井环空最大、最小压力许可值的确定方法,用以指导高压气井的方案设计和安全生产。该方法已经在该油田展开现场应用,对于高压气井的环空压力安全管理具有重要意义。     

储气库注采井环空最大允许压力研究分析

随着储气库注采井服役时间的增加,环空带压问题逐渐引起重视。如何计算环空最大允许压力是评价井环空安全性的关键。本文基于API RP90《海上油气井环空压力管理》标准,同时将油套管柱腐蚀因素纳入考虑,提出更加合理科学的计算方法。该计算方法可快速估算出井环空最大允许压力,通过与现场实际环空数据值对比,判断环空风险等级,可有针对性的提出措施。     

元坝高含硫气井环空起压诊断评价方法及应用

气井生产过程中,环空带压现象逐渐增多,特别是含硫化氢气井,已成为影响安全生产的潜在风险,
文章针对元坝高含硫气井特点,参照ＡＰＩ．ＲＰ９０及Ｂ－Ｂｔｅｓｔ,提出了开井初期环空起压快速诊断流程及放压漏点判
断流程,建立了套压增量预测图版,提出了在５０～７０×１０^４ｍ^３／ｄ的产量下,环空压力上涨在１５～２０ＭＰａ的规律;并
对ＡＰＩ．ＲＰ９０计算最大环空允许压力方法进行了修正,建立了多因素影响下的最大环空允许压力计算方法及五步
环空日常维护管理方法,现场应用验证了该方法可确保高含硫气井的长期安全生产。     

南海深水高温高压气井最大环空压力允许值计算方法

深水高温高压气井普遍存在环空带压现象,而深水井通常采用水下井口,使得B、C环空无法进行泄压操作,导致深水高温高压气井在生产过程中存在安全风险。同时,现有的环空带压计算模型并未考虑腐蚀和温度对井下管柱强度的衰减作用,得到的环空带压计算值偏高,无法指导现场生产。因此,针对深水高温高压气井环空带压问题,基于深水环空带压管理推荐做法及深水井特殊情况,综合考虑地层压力衰减、产量调整、高温及腐蚀等因素对管柱强度的影响,分析环空各组件承压等级及管柱强度在深水高温高压气井实际生产过程中随服役年限的变化情况,建立了深水井高温高压气井最大环空压力允许值计算方法,同时基于最大环空压力允许值得到了环空压力管控图版,并开展了实例计算。计算结果表明：深水高温高压条件下,受地层高温影响,在早期生产过程中,最大环空压力允许值主要受生产套管强度影响,到后期生产过程中,由于地层压力衰减,封隔器上下压差增大,最大环空压力允许值主要受封隔器承压等级影响,随服役年限的延长,当环空压力出现异常时,应当通过环空泄压操作保持环空压力在最大环空压力允许值区间内,保证气井安全生产。本文研究成果可为深水高温高压气井环空带压管理方案制定提供...     

高产酸性气井环空安全评价分析

高产酸性气井的环空安全是目前油气田普遍存在的问题,国内外均有大量气井存在环空带压问题,个别环空带压严重的井演变为井喷或地下井喷。环空带压过高会造成井下油管、套管、封隔器超压或挤毁失效,酸性气井中H_2S、CO_2、Cl~(-1)等还会腐蚀井口装置,直接影响气井后期的安全生产。针对高产酸性气井环空带压的问题,借鉴API RP90《海上油气井环空套压管理》标准,通过软件模拟计算了高产酸性气井的环空带压值和套管抗外挤安全系数,评价了气井的安全状况,从而为高产酸性气井的安全生产提供指导作用。     

元坝高含硫气井油套环空正常起压规律

对于元坝这种高含硫并于近期大幅度提产的气井来讲,温度效应引起的环空压力也是一类不容忽视的井筒安全威胁。首先结合元坝气井产水并且产气中含非烃成分的实际生产情况,建立了考虑非烃校正的气液两相流井筒温度、压力计算模型和温度效应引起环空压力预测模型,通过实例计算和参数敏感性分析获得了油套环空正常起压规律,并提出了相应的环空压力控制措施。然后通过不同产气量和产水量情形的模拟计算,建立了油套环空起压类型判断图版,并将该图版进行了现场应用,实现了元坝3口重点井的起压类型判断。结果表明：降低环空流体热膨胀系数、提高环空流体等温压缩系数和油套管变形系数都是控制环空压力的有效方法;投产初期预留一定环空气腔高度有利于降低环空压力。     

高渗透率高选择性Silicalite-1沸石膜的合成与表征

利用重复水热合成法在α-Al2O3陶瓷管上合成Silicalite-1沸石膜,并对合成的沸石膜进行了X射线衍射(XRD)和扫描电镜(SEM)表征,通过单组分气体渗透对膜的渗透性能进行检测。通过测试发现,H2／N2在常温常压下的理想分离因素为4.00,略大于H2／N2的Knudsen扩散比值3.74,而H2／C3H8的理想分离因素为25.96,远大于其Knudsen扩散比值4.69,H2的渗透率为4.44×10-6mol／(m2·s·Pa)。     

耐温抗盐选择性堵水剂的合成及性能研究

为了得到耐温抗盐的凝胶堵水剂,采用丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、疏水单体和无机矿物填料———凹凸棒土,在乳液聚合的条件下合成目标产物。以过硫酸铵作为自由基引发剂,采用适当的交联剂,得到凝胶的网络结构。通过傅立叶变换的红外光谱(FTIR)、热重分析仪(TGA)证实疏水单体对凝胶进行了疏水改性。借助扫描电子显微镜(SEM)考察凝胶的表面形貌,为改性后凝胶吸水性的改善作了进一步佐证。研究了矿化度、温度对凝胶吸水率的影响,凝胶在120℃水中的最大吸水率可达190g/g,在130℃,25×104mg/L矿化度的模拟地层中老化600h以上,没有观察到分解,且具有很好的强度。     

高含盐含铁对水中黏土颗粒粒径中值大小的影响

应用显微图象分析系统,研究了水中NaCl、CaCl2、Fe^2＋等对黏土颗粒粒径中值的影响。结果表明：随着体系中离子浓度的增加,颗粒粒径中值增大。当体系中黏土颗粒浓度为100mg／l时,NaCl浓度为40000mg／l时的颗粒长轴粒径中值为13．70μm,短轴粒径中值为10．06μm;CaCl2浓度为5000mg／l时的颗粒长轴粒径中值为12．17μm,短轴粒径中值为7．76μm;Fe^2＋浓度为100mg／l时的颗粒长轴粒径中值为12．53μm,短轴粒径中值为10．25μm。NaCl、CaCl2浓度分别为40000mg／l和5000mg／l、Fe^2＋浓度为30mg／l时,颗粒长轴中值为14．95μm,短轴中值为11．94μm。当水中NaCl、CaCl2、Fe^2＋浓度分别为40000mg／l、5000mg／l和100mg／l时,加入H2O2,颗粒长轴中值增加到22．44μm,短轴中值增加到14．54μm。     

抗温耐盐耐油泡排剂的室内研究

以ABS、SDS、OP-10、吐温-80、尼纳尔等表面活性剂为主剂,并添加少量的PVA、EDTA、三乙醇胺、十二醇等助剂,研究出一种具有抗高温、耐高盐、耐油的泡排剂,为天然气开采提供了一种新型的泡排剂。     

高温高压氢腐蚀研究回顾与展望(二)

综述了高温高压氢腐蚀的工业背景与研究发展历史，对高温高压氢腐蚀的评定方法和实验方法进行了概括，给出了高温高压氢腐蚀的热力学和动力学研究体系，讨论了氢蚀检测技术和有关焊接部位氢蚀研究的进展。     

高压油气井尾管回接固井新技术

针对高压油气井固井后经常会出现环空窜流问题,研制了新型尾管封隔回接装置,该回接装置主要包括铣鞋、回接插头、节流浮箍,可磨铣回接筒上端和内表面的水泥残留物;封堵回接尾管与上层套管间的间隙;防止下套管时井口冒浆,并确保回接插头下插时液体有足够的压缩空间。现场应用表明,该回接工艺操作方便,回接装置密封可靠、耐高温。在四川、胜利、渤海等地应用效果较好。     

东方29-1-6高温高压井段的钻井实践与认识

东方29-1-6井是勘探三号半潜式平台承钻的一口高温高压探井,不但存在着高温和高压影响钻井液稳定性的问题,还存在着由于地层孔隙压力与破裂压力接近,造成安全窗口狭窄而形成的井控风险。在钻井作业过程中,针对Φ212.7 mm(8-3/8")井段地层高温高压的特点,平台现场通过精细化管理和操作,优化了钻具组合,严密监控各项钻井参数,尤其是钻井液的井口返出温度。针对不同实时情况采取对应的应对措施以保持钻井液在"双高"下的良好流变性和稳定性。在弃井回收阶段做好注水泥塞等措施,安全、优质地完成了钻井任务,积累了现场施工经验,可供该区域及国内海洋高温高压钻井借鉴。     

非茂单活性中心-BCG复合催化剂用于制备双峰高密度聚乙烯

用负载化的非茂单活性中心催化剂和工业上聚乙烯气相法BCG催化剂复合,在单釜中进行了双峰高密度聚乙烯(双峰HDPE)的合成实验。通过考察氢气分压、聚合温度、聚合时间、乙烯压力、共聚单体等对乙烯聚合性能的影响,研究了双峰HDPE的相对分子质量及其分布、熔体流动指数和密度的变化规律,获得了双峰HDPE制备的有效调控方法。实验结果表明,此复合催化体系可在单反应器中制备出高相对分子质量部分高支化度和低相对分子质量部分低支化度的理想双峰HDPE。     

渤西三维多靶高难度丛式井组优质快速钻井实践

阐述渤海歧口17-3优质快速钻井项目的主要技术及管理特点。该丛式井组井眼轨迹均属三维多靶井,平均靶点数为2.67个·井~(-1),平均井深2435m;4口生产井兼评价井,平均建井周期7.92d,打破海洋石油总公司钻生产井6项单项指标,并实现4个第一,施工质量全部合格;为渤海优质快速钻井深入广泛的开展奠定了基础,摸索出一套在复杂断块油田中快速优质钻丛式井的成功经验。     

新型高分子无机混凝剂的开发与应用

介绍了一种以铝酸钙为主要原料的新型高分子无机混凝剂—复合硅铝铁混凝剂的生产过程。实践证明 ,控制主反应温度是制取高质量聚合铝的关键 ;而控制副反应的发展方向 ,可制得适合不同污水的复合硅铝铁混凝剂。将上述混凝剂分别用于电厂和炼油厂污水处理 ,均取得了良好效果