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...     

水泥返高对深水高温高压井井口抬升高度的影响

深水高温高压井油气开采过程中,油气流将井底热量携带至井口致使自由段套管受热伸长,继而导致井口抬升,使井口存在装置密封失效的风险.建立了深水高温高压井油气开采阶段井口抬升高度计算模型,基于自主研制的高温高压井口抬升模拟实验装置,开展了双层管柱不同水泥返高及多层管柱耦合固井条件下的井口抬升模拟实验.研究结果表明,相比水泥返...     

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。     

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。     

深水吸力桩井口稳定性研究

吸力桩筒形基础作为海洋深水油气建井的海底井口承载力支撑结构,可以在结构下入海底地层10～20 m深度范围提供足够的承载力,成为未来深水油气建井的新方法。通过吸力桩安装过程井口稳定性分析,建立了根据吸力桩结构和地层参数特征的吸力桩建井承载力及井口稳定性计算模型。模拟实验结果表明：吸力桩的长度、直径及安装完成后的时间效应是影响吸力桩井口承载力的主要因素;在其他条件相同的工况下,吸力桩直径越大、下入地层深度越大、安装完成后承载力恢复时间越长,井口承载力及稳定性越高;模拟实验结果与理论计算结果相对误差约5%,验证了理论计算模型的可靠性。本文研究成果可为吸力桩建井结构优化设计及施工安装提供理论指导。     

基于贝叶斯网络的深水探井井筒完整性失效风险评估北大核心CSCD

探井转开发井是降低深水油气开发成本的重要途径,然而探井的井筒完整性失效是深水探井转开发井工艺中的主要风险,为有效评估探井井筒完整性风险,建立了深水探井井筒完整性风险评估模型。利用故障树分析法将探井井筒分为井口失稳、套管管柱失效、水泥环失效、水泥塞失效、裸眼完井段失稳、人工作业管理风险等6个风险屏障单元,并确定了各个单元的主要风险因素;利用Noisy-OR gate模型和历史数据,确定了贝叶斯网络的条件概率;最后利用贝叶斯网络计算得到的失效概率与层次分析法相结合,定量确定了各风险因素的权重,并通过风险矩阵法评估了风险因素发生的可能性与严重程度,实现了对井筒完整性风险等级的划分。实例分析结果表明,本文所建立的风险评估模型实现了对探井井筒各风险因素及井筒完整性失效的定量判断,有助于降低深水探井转开发井的事故风险,可为现场井筒完整性管理提供一定的理论指导。     

基于贝叶斯网络的深水探井井筒完整性失效风险评估

探井转开发井是降低深水油气开发成本的重要途径,然而探井的井筒完整性失效是深水探井转开发井工艺中的主要风险,为有效评估探井井筒完整性风险,建立了深水探井井筒完整性风险评估模型。利用故障树分析法将探井井筒分为井口失稳、套管管柱失效、水泥环失效、水泥塞失效、裸眼完井段失稳、人工作业管理风险等6个风险屏障单元,并确定了各个单元的主要风险因素;利用Noisy-OR gate模型和历史数据,确定了贝叶斯网络的条件概率;最后利用贝叶斯网络计算得到的失效概率与层次分析法相结合,定量确定了各风险因素的权重,并通过风险矩阵法评估了风险因素发生的可能性与严重程度,实现了对井筒完整性风险等级的划分。实例分析结果表明,本文所建立的风险评估模型实现了对探井井筒各风险因素及井筒完整性失效的定量判断,有助于降低深水探井转开发井的事故风险,可为现场井筒完整性管理提供一定的理论指导。     

深水高温高压气井井筒服役安全状态评价

随着深水油气资源开发不断深入,地质条件日趋恶劣,高温高压环境逐渐成为常态,常伴有井筒完整性失效问题发生。针对深水高温高压气井开发过程中存在的井筒完整性失效问题,基于相关完整性标准,考虑生产过程中井况风险因素及屏障风险因素,完善了深水高温高压气井井筒完整性风险评价体系,并基于深水井相关定义及温度压力管理经验,采用层次分析及风险矩阵方法对井深、水深、压力、产量、温度、H₂S分压与CO₂分压等风险因素进行了量化,优化了深水高温高压气井井筒完整性风险评价模型,对井筒完整性风险等级进行了划分,开展了实例评价。结果表明,通过模型评价可量化得到深水高温高压气井井筒完整性风险值及风险等级,且螺纹密封、油套管材料、防腐措施等因素为影响深水井井筒完整性的主要因素。在设计及生产管理过程中应对风险主控因素重点考虑。     

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。     

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。     

海上勘探开发一体化钻完井关键技术研究与实践

勘探开发一体化是缩短海上油气田建产周期、降低开发成本的有效手段,但海上油气田工程设施建造周期长、油气管网相对较少,对钻完井作业提出了更高要求.本文针对不同水深、不同类型和不同井口型式等探井转开发井特殊要求,建立了浅水探井井口再利用技术、一井多目标钻完井技术、简易移动式平台井口稳定性技术和深水探井转开发井井筒完整性评估技...     

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。     

深水井筒环空圈闭压力单向控制机理

深水油气井水下完井技术条件下,多级中间套管的环空圈闭压力是影响深水井筒完整性的关键因素之一。为有效控制油气生产或测试过程中圈闭压力对井筒安全性的威胁,开发了一种深水井筒环空圈闭压力单向控制技术。以南海深水油气典型井的井身结构为设计依据,研究了深水井筒生产测试过程的圈闭空间压力单向释放与控制工艺技术方法;构建了单向控制技术的室内实验模拟系统,实验模拟了井筒产出热流体对圈闭空间内圈闭液体温度、压力的影响。基于所设计的环空圈闭压力单向控制的方法,研制了一套压力单向控制的套管短节工具,并对压力单向控制套管短节工具的原理样机进行了室内模拟实验。实验结果表明,圈闭压力单向控制的方法可有效降低圈闭热应力异常升高而导致的套管变形、井口密封破坏等井筒安全事故的发生。圈闭空间的单向控制技术可有效保护深水井筒完整性,同时为深水圈闭压力的控制提供了安全方法。     

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。     

模拟深水井筒中流速对传热影响的实验研究

为研究深水低温环境下油气开发过程中井筒内的传热规律,提高深水低温环境井筒内温度的计算精度,以深水油气流动模拟实验系统中的低温冷却传热实验装置为平台,进行了模拟深水低温环境下的冷却传热实验和气液两相流传热实验。根据对流传热准则方程,数据回归得到深水低温情况下的模拟井筒内对流传热关系式。实验结果表明,在模拟深水低温环境下,流体管内对流传热系数主要受流速的影响,且层流时流速对传热的影响更明显;气液两相流时,不同流型管内对流传热系数不同的根本原因是各流型流动结构不同,液体流速是影响传热的主要因素。     

高温高压气井测试期间水合物防治技术研究

从测试井筒温度压力场的分布规律研究入手,预测分析高温高压井测试过程中水合物生成可能性,建立了高温高压测试期间井筒温度和压力场理论计算模型,通过室内模拟实验建立了天然气水合物生成条件的预测模型,结合高温高压井测试期间现场情况,提出了水合物防治的具体措施,进一步降低了测试作业施工过程中事故和风险。     

“十三五”中国海油固井技术研究进展与发展建议北大核心CSCD

"十三五"期间,针对中国海油固井技术从高温高压探井到高温高压气田开发井,从深水到超深水,从油气井水泥环短期防窜到全生命周期完整性等跨越面临的技术挑战,经过系统研究攻关,形成了高温高压井固井技术、深水井固井技术、非常规井固井技术、复杂盐膏层固井技术等具中国海油特色的固井技术体系。未来,为了适应中国海油持续增加的勘探开发力度,固井技术面临超高温高压、复合酸性气体腐蚀和超窄压力窗口挑战,超深水复杂浅层地质灾害、深水复杂开发井井筒完整性挑战,超低成本、超高时效挑战。建议中国海油固井技术发展需加强海上超高温高压复杂地层安全固井技术、超深水复杂地层安全固井技术、正常温压井降本增效的固井技术等方面研究,为中国海油油气勘探开发提供强有力的技术支撑。     

“十三五”中国海油固井技术研究进展与发展建议

"十三五"期间,针对中国海油固井技术从高温高压探井到高温高压气田开发井,从深水到超深水,从油气井水泥环短期防窜到全生命周期完整性等跨越面临的技术挑战,经过系统研究攻关,形成了高温高压井固井技术、深水井固井技术、非常规井固井技术、复杂盐膏层固井技术等具中国海油特色的固井技术体系。未来,为了适应中国海油持续增加的勘探开发力度,固井技术面临超高温高压、复合酸性气体腐蚀和超窄压力窗口挑战,超深水复杂浅层地质灾害、深水复杂开发井井筒完整性挑战,超低成本、超高时效挑战。建议中国海油固井技术发展需加强海上超高温高压复杂地层安全固井技术、超深水复杂地层安全固井技术、正常温压井降本增效的固井技术等方面研究,为中国海油油气勘探开发提供强有力的技术支撑。