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。     

东海某气田X8H井口抬升原因分析及应对措施

海上气井高效生产时,储层段高温易造成井口抬升,进而影响气井安全生产及开发,甚至造成巨大经济损失或人员伤亡。东海油气田整体埋深较深,且地温梯度较高,储层段温度一般超过120℃,最高约160℃。X8H井在试生产期间,发生井口抬升,造成生产管汇变形损坏,存在较大安全隐患。对X8H井口抬升原因进行分析,根据计算模型进行井口抬升高度计算,并与实际抬升高度进行对比,最后结合X8H井口抬升的原因提出应对措施及建议,为后续东海钻完井设计、现场施工作业及油气田安全生产管理提供借鉴。     

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。     

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。     

海上探井稠油热采测试井口抬升问题的对策研究

在海上油田稠油探井热采测试作业过程中,由于热应力的存在,使得井口在注热作业时会出现晃动或抬升的现象,存在重大的安全隐患。海上油田探井测试作业成本高,假若出现类似问题后再采取补救措施,无疑在浪费了作业时间同时,大大的增加了作业成本,甚至增大了安全隐患和发生事故的概率。通过对南堡油田稠油热采注热工艺及其管柱的研究发现,经过设计和计算可适当在注热管柱上配加一定数量的热应力补偿器,进而缓解高温、高压的多元热流体对注热管柱的损害,从而保障注热作业的顺利进行,其对稠油探井热采测试作业也具有一定的借鉴意义。     

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。     

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。     

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。     

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。      

海上采油平台井口管道腐蚀失效分析

采油平台井口管道是腐蚀高发部位.通过对井口管道进行材质分析、电镜分析、能谱分析、X射线衍射分析和电化学分析等方法对腐蚀形貌特征和腐蚀原因进行了研究.研究结果表明,导致A06H井失效管段内壁腐蚀的主要原因是紊流形成的冲刷腐蚀和电偶腐蚀共同作用的结果.     

海洋深水钻井井口头系统下放工具研究

介绍了Vetco和Dril-Quip公司的几种典型水下井口头系统下放工具,即临时导向基座(TGB)下放工具、762 mm导管头下放工具以及套管挂和密封总成下放工具。对这几种下放工具的结构特点和作用过程进行分析和总结,提出了改进意见和改进方案———应采用反推的原则设计井口头系统下放工具,明确下放工具与要下放的原件之间的配合方式,确定配合方式后,对下放工具中间部件的连接方式进行设计。这对我国自主开发井口头系统下放工具具有参考价值。     

海上石油平台井口控制盘设计类型分析

针对海上平台应用的井口控制盘产品,根据操作元器件设计及其使用环境特征,总结归纳了每种类型的设计特点,并对设计方案进行了详细说明和对比分析,研究总结出电子按钮式、机械先导阀式两大类六种类型的井口控制盘模式。电子按钮式分为正压防爆型和隔爆型;机械先导阀式根据平台设计要求不同,分为液动控制和气液控制两种类型,并对每种类型的设计和应用特点进行了分析。机械先导阀式井口控制盘成本及维护费用较低,以DCS为控制核心的设计是目前的主流趋势,从成本及维护性考虑,推荐优先使用。     

海洋平台井口套管弃置工艺研究

我国海洋石油工业经过几十年的发展,很多平台已达到设计寿命,面临弃置。如何安全节约完成平台弃置是大家都关心的问题。本文根据工程经验,引入一种新型平台套管拔除工艺—拔桩器进行套管弃置,很好地解决了套管弃置安全和费用问题。本文先介绍了拔桩器及设备施工工艺,又介绍了拔桩力计算及设备选型等施工准备工作,最后介绍了拔桩器进行套管弃置施工工艺,为今后的工程提供参考借鉴。该工艺具有大量优点,在今后平台井口套管弃置领域有着广阔的市场前景。     

采油平台采油树及管汇的设置

采油树和管汇是采油平台上的关键设施。通过对以前采油树和管汇设计得失的分析和研究,试图找到一种较为完善的井口和管汇的设计模式,以解决简易井口平台设计中井间距愈来愈小所引发的问题。     

气井井口环空压力分析与预测模型

气井环空持续压力会带来生产安全隐患,而气体泄漏是引起井口环空持续压力的原因之一。鉴于此,考虑环空内液体的压缩性,基于气体等温达西渗流理论和PVT方程,分析了气体通过水泥环和完井液柱向上流动并形成环空压力的过程,建立了套管环空压力解析模型。对典型带压井的现场测试数据进行拟合与分析,得到了环空压力上升速度、气体流量及相关参数,验证了模型的有效性。分析结果表明:影响环空压力上升的因素有水泥环综合渗透系数、地层压力、环空中不同介质的高度、井筒温度分布及环空液体压缩性等,拟合得到的未知参数对准确度影响很小。研究结果实现了对现场环空压力测试数据的定量分析和环空压力的预测,为现场采取措施治理环空压力提供了依据。     

油气井井口智能控制系统研究与应用

油气井井口智能控制系统是以现有的电气控制及无线遥控地面防喷器控制技术为基础,硬件上增加1套触摸屏式司钻台,同时把节流管汇控制箱集成在防喷器控制装置之上;软件上根据钻井施工过程的工况,把开、关井程序植入控制系统之中,最大化地实现钻井过程中防喷器、节流压井管汇的智能化自动控制,提高了工作效率,降低了劳动强度,提升了钻井施工的安全性能。触摸屏式司钻台的操作界面具有自定义功能,可以根据钻井现场防喷器及节流压井管汇实际的排列布局,进行软件界面的设置,保证界面和实物一致,提高控制的准确性和安全性。     

KY65-21 ���ͺ������������װ�ýṹ�Ż�

目前国内常规的海洋采油气井口装置大都采用过去传统的设计计算方法，使得所设计的井口装置结构复杂、体积大、成本高。同时，需要压裂、酸化等高压作业时必须换井口或安装井口保护器。为此，根据国内需求设计了一种新型简易的海洋采油气井口装置，它简化了井口装置的结构，既可以满足正常采油气生产的需要，也能达到压裂、酸化等高压作业的要求。章根据KY65—21新型海洋采油气井口装置的使用条件，应用机械设计自动化软件Pro/E，通过建立该采油气井口装置主要零部件的三维实体模型，进行有限元分析计算，找到了不同载荷、不同结构参数下主要零部件的应力分布情况和危险部位。在此基础上对各主要部件进行了结构优化设计。改进后的装置具有结构简单、体积轻、可靠性好、自动化程度及整体性能高等特点，更适合于海洋采油气作业。