高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望

我国高含硫天然气资源丰富,但普遍具有高温高压和高含腐蚀性气体的特点,在开采过程中容易发生气侵、井涌、管材腐蚀等安全隐患,其安全高效钻完井对保障我国高含硫天然气稳产、增产目标具有重要意义。为此,开展了高含硫天然气气井钻井过程的流体相态特征及井筒压力分析,从井筒压力控制的角度,总结分析了近年来国内外高含硫气井在钻井工艺、钻井液技术以及井筒完整性等方面取得的关键技术突破和新进展,并展望了万米特深井钻完井技术的发展趋势。研究结果表明:①气体溶解度对井筒流动压力影响较大,高含硫气井钻井过程中必须考虑酸性气体溶解特性对井筒多相流动的影响;②精细控压钻井及控压固井技术能精确控制井筒压力在安全密度窗口内,防止钻井过程酸性气体侵入井筒,实现了固井过程压稳不漏;③适用于H2S地层的钻井液技术不但可以稳定井壁、保护储层,还能提高钻井速度;④从井下管柱结构优化设计开始,研究完整性风险定量评价方法和低成本防腐技术,可以实现全生命周期井筒完整性,降低高含硫气井钻完井安全生产风险。结论认为,高含硫气井钻完井技术新进展的系统梳理不仅对推动高含硫天然气藏的安全高效开发具有重要的现实意义,同时也为高含硫气藏深井超深井安全高效钻完井技术发展提供了研究思路和攻关方向。

四川盆地超深高含硫气田井下管柱完整性设计理念与方法

四川盆地天然气“气大庆”建设过程中气井面临高温高压、H_(2)S/CO_(2)强腐蚀环境、管柱强度衰减等诸多技术挑战,管柱腐蚀穿孔、开裂等井下管柱完整性失效事件时有发生。为此,针对现有管柱腐蚀速率测试方法在井下精细流动模拟以及腐蚀环境设计上的不足,使用自研高温高压多相流动态循环腐蚀实验装置,综合考虑多种腐蚀介质下的酸性环境设计方法,还原了井下管柱的服役环境,对比了不同生产阶段腐蚀速率;并基于DCB实验,提出了高温高压强腐蚀环境下管柱断裂韧性的测试方法及管柱强度校核模型;最后,以四川盆地X井为例,得到了管材剩余服役年限与优化建议。研究结果表明:①对腐蚀环境与井下流动的精细化模拟,还原了不同服役阶段的腐蚀速率与特征,保证了腐蚀速率测定的准确性;②气井生产后期积水阶段管材平均腐蚀速率远大于生产初期携水阶段,且积水阶段点蚀现象极为严重,易造成管柱腐蚀穿孔甚至开裂;③C110管材的断裂韧性衰减严重,平均衰减比例达41.37%,必须针对应力腐蚀开裂现象开展管材DCB实验及强度校核;④在管柱服役寿命预测时,需综合考虑均匀腐蚀、点蚀及磨损对管柱强度的衰减作用,校核结果应满足安全服役的要求。结论认为,四川盆地超深高含硫气田是盆地天然气稳产、上产的主要对象,保障其安全高效开发对于四川盆地天然气“气大庆”建设具有重要现实意义,提出的井下管柱完整性设计理念及方法可为超深高含硫气田井下管柱完整性设计提供参考和借鉴。

渤海某油田油套管防腐选材及服役寿命预测

为加强保障海上油气井安全生产,有效应对井下油套管腐蚀问题,以渤海C油田某生产井为例,基于Q/HS 14015—2018标准,建立沿井深的选材图版,提出初步待选材质;然后,结合室内腐蚀实验和微观表征手段进一步研究其腐蚀机理,并基于API TR 5C3标准校核所选管材的剩余强度以及预测其服役寿命。研究结果表明:环境介质中主要腐蚀物质为O_(2)、Cl^(-);无论是液相环境还是气相环境,管柱点蚀速率远大于管柱均匀腐蚀速率,液相环境中不同材质的点蚀速率由大到小为碳钢>3Cr>9Cr>13Cr;由于油田要求油管至少安全服役5 a,套管至少安全服役25 a,C油田油管可以选用3Cr,可以保障油管9 a安全服役,95/8″套管采用9Cr材质时,可以安全服役25 a,而7″套管至少采用13Cr,才能满足25 a的安全服役要求。研究结果可为后续区块开发设计提供管柱防腐选材参考。

储气库井环空带压预测与影响因素分析

为了推进中国天然气产供储销产业链发展,保障储气库井在长期“大吞大吐”注采过程中的井筒完整性,基于动量和能量守恒定律、复合多层圆筒壁瞬态传热特性,构建了井筒温度场、压力场预测模型。结合管柱弹性力学、流体体积变化特点、气体状态方程等,建立了储气库井环空压力预测方法,并提出了基于环空带压临界控制值的管理方法。结果表明:注气阶段,最大环空带压仅为3.93 MPa;而采气阶段,最大环空带压达到了38.28 MPa,超过了环空带压临界值28 MPa;随着流体热膨胀系数减小、流体压缩系数增大、油管壁厚增大、套管内径增大,环空带压会减小。可以通过优化这些参数,控制储气库井环空带压。

渤海凝析气田环空带压预测及管控研究

渤海某凝析气田服役环境恶劣,具有中含CO_(2)和微含H2S、超高温(最高井底温度>200℃)、井身结构复杂、初期产量高(最高设计产量25×10^(4)m^(3)/d)、计划服役时间长(>20年)等特点,极易诱发环空带压,严重威胁该气田气井的井筒完整性安全。基于API RP90(2021)、ISO/TS 16530-2以及中国海油Q/HS 14031等标准,结合该气田特点,考虑温度效应、鼓胀效应等影响环空体积的因素,建立了适用于该凝析气田开发初期的环空带压值预测方法以及考虑关键节点(包括井下安全阀、封隔器等屏障单元)承压能力的环空带压控制值,提出了相应的环空带压管控措施,为该气田安全生产提供理论支撑及决策依据。研究表明,该凝析气田开发初期环空带压由高产带来的温度变化引起,其控制值由组成环空最薄弱点的强度决定,如X井A环空薄弱点为4617~4690 m段φ177.8 mm尾管,其环空带压控制值取决于φ177.8 mm尾管的抗内压能力,控制值最小为36.66 MPa,X井整个生产过程不会发生环空带压失效问题;尾管若换为碳钢材质,环空带压预测值将会在第13年超过控制值,发生环空带压失效问题。本文研究成果可为海上气田环空带压管控和管柱选材提供参考。

某海上气田井筒完整性失效概率计算

某海上气田属于“中等-高含二氧化碳、微含硫化氢”凝析气藏,长期生产时套管易发生腐蚀失效,破坏井筒完整性,诱发环空带压,不仅严重影响经济效益,还会危及到海洋的生态环境和工作人员的人身安全。因此,识别该气田潜在的安全隐患,建立完备的完整性评价方法具有重要意义。为此,系统调研了井筒完整性相关标准的发展现状,结合渤中该气田的特点,基于故障树分析法识别了井筒完整性失效的3个主要模式和34个因素,并通过故障树分析法与贝叶斯网络的映射关系,得到了气田井筒完整性失效的贝叶斯网络模型。最后以井X进行了实例计算,得到了其井筒完整性失效概率,并通过敏感因素分析,反向推理了该井井筒完整性失效的关键因素,并通过对受时间影响的参数进行调整,最终实现了气井筒完整性失效概率的动态预测。研究结果表明:X井服役第3年的井筒完整性失效概率为0.051,在第8年达到0.167,主要影响因素为腐蚀、环空带压,在生产中应当加强管控。

中国氢能产业技术发展现状及未来展望

氢能具有来源丰富、应用广泛、燃烧热值高、清洁绿色等特点,是目前最有潜力替代传统化石能源的“未来”能源之一。在国家政策的大力支持下,中国氢能产业发展正步入快车道。为聚焦中国氢能产业发展现状和未来发展方向,研究了近年来各国政府制定的氢能相关政策和战略发展目标,从产业发展和科研成果角度分析了中国氢能产业的发展现状,并对未来的发展方向进行了分析。研究结果表明:①世界主要发达国家都在积极制定政策,推动氢燃料电池和汽车的发展,实现能源绿色化;②中国氢能产业发展迅速,相关产业方兴未艾,但其发展能否达到预期尚需观望;③中国绿色制氢技术科研成果数量世界第一,氢燃料电池销量呈指数型增长,但仍需以安全经济为核心,从政策上大力扶持,从技术上纵向挖深,从资金上加强监管。最后,指出了中国氢能产业下一步的发展方向:①降低绿色制氢成本,促进氢能由“灰”转“蓝”转“绿”;②与CCUS技术协同发展,积极建设中国的P2X系统;③克服“短板效应”,加强顶层设计与产业配套,以消费促生产,全面发展氢能相关产业;④加强国际交流与合作,打造氢能出口大国;⑤发挥传统能源公司优势,推动天然气掺氢商业化。

页岩气井压裂过程中套管损坏的机理

页岩气井大排量压裂过后,在近井筒地带会形成局部圈闭,由于温差较大局部圈闭热膨胀产生轴向力,对套管产生附加应力,有可能引起套管屈曲或变形,甚至诱发套管损坏。为了研究该类套管损伤,以热力学原理、能量守恒定律及流体瞬态传热机理为理论指导,建立局部圈闭附加压力模型,研究了压裂排量和总的注液量对井筒温度场的影响,并通过计算压裂导致的产层段局部圈闭附加压力,开展了油层套管抗挤安全状态评价。研究结果表明:①在大排量压裂条件下,井筒的温度随注液量和排量的变化而改变,排量越大井筒的温度降低的幅度越大;②排量一定时,注液量越大、注入时间越长,井筒温度会逐渐降低,但是变化量逐渐减小;③随着压裂液的注入,在0.5 h内井底温度快速降低,其后井底温度稳定在某一值附近;④流体的热膨胀系数和等温压缩系数也是影响热膨胀压力大小的重要因素。结论认为,对于特定材料套管,如果压裂作业时温差达到某一阈值,会导致考虑局部圈闭的外挤载荷大于套管的抗外挤强度,产生安全隐患,建议提高套管钢级或增加套管壁厚。

页岩气井环空带压临界控制值计算方法

页岩气井由于大规模压裂导致井筒完整性破坏而引起大量环空带压问题,严重影响页岩气井的安全生产。针对页岩气井环空带压问题,基于API RP 90-2环空带压临界控制值计算方法,考虑页岩气井储层压力、产量变化、腐蚀以及磨损等因素,分析实际生产中环空各组件承压能力随服役时间的变化情况,建立了页岩气井环空带压临界控制值计算方法及环空带压控制图版,并进行了实例计算。研究结果表明,页岩气井环空带压临界控制值在服役早期主要受井口装置、技术套管承压能力影响,到服役后期时,随着腐蚀及地层压力降低,主要受油管薄弱点抗外挤强度影响,且随服役时间、腐蚀速率增加而不断降低,当环空带压控制值小于地层压力时,需要对环空压力值进行监测并采取相应措施,以保证现场安全生产。

控制地下储气库强采强注井环空超压的氮气柱长度计算方法

地下储气库(以下简称储气库)强采强注井在注气、采气工况下极易出现油套环空压力异常的现象,有可能威胁到现场生产过程的安全与储气库井井筒的完整性。为了给注氮气缓解强采强注储气库井环空带压问题提供指导,基于管柱弹性力学平面应变、流体热膨胀与压缩性质、理想气体状态方程等理论与方法,考虑不同工况下油管内压力与温度变化所带来的保护液热效应和套管鼓胀效应,建立起储气库井环空压力计算模型;探讨了储气库井A环空压力与各个主要影响因素(油管内压、井筒温度等)的关系,进而推荐了相应的氮气柱初始压力与长度。研究结果表明:①储气库井油套环空压力与油管内压、井筒温度成正相关,温度变化为环空压力变化的主要控制因素;②密闭环空压力对温度变化极为敏感,环空带压现象也十分明显;③初始氮气柱预留压力也会影响环空压力;④初始氮气柱长度越长,环空压力变化量越小,但过长的氮气柱对于环空压力控制的影响效果不明显,并且会降低环空保护液的防腐性能,因而考虑到实际生产的需求,建议选取封隔器下深的2%~4%作为预留氮气柱长度。

页岩气井井下安全阀完整性研究

提高页岩气的产量是实现天然气上产的基础,但页岩气开发过程中存在的井筒完整性问题严重影响了页岩气的经济生产,甚至威胁到人员安全和环境保护。而井下安全阀作为井筒屏障系统的重要组成部分之一,在地层流体出现异常时,可以迅速关闭生产通道,从而避免井喷等严重事故的发生。因此,井下安全阀功能的正常运行对实现页岩气井安全生产有着重大意义。为此,通过故障树分析法确定了页岩气井井下安全阀的失效形式和风险因素,建立了基于贝叶斯网络模型的页岩气井井下安全阀失效概率计算方法,并结合Sintef统计数据,确定了风险因素的权重,得到了井下安全阀的风险等级,制定相应管理措施。研究结果表明:该方法可为页岩气井井下安全阀的风险评价和管理提供理论支撑及决策依据,有助于预防及控制井下安全阀的失效。

海上超高温高压钻井开停泵对瞬态波动压力的影响

针对海上超高温高压井面临着“超高温+超高压+极窄压力窗口”的工程技术难题和挑战,对钻井开停泵的精细化作业及产生的瞬态波动压力预测精度提出了更高的要求。为了准确预测并合理控制超高温高压井开停泵作业时的井底波动压力,通过综合考虑超高温高压的井筒环境对钻井液密度和流变参数的影响,同时引入更为准确的瞬变流非恒定瞬态摩擦阻力,建立耦合钻井液温压物性及非恒定瞬态摩擦阻力的开停泵瞬变流数学模型;在此基础上,基于持续式开停泵制度,分析了整个开停泵作业过程中开停泵时间、开停泵指数、钻井液密度和设计泵排量对井底波动压力的影响。研究表明,未耦合模型计算的井底波动压力及其峰值远高于耦合结果,耦合钻井液温压物性及非恒定瞬态摩擦阻力的影响不可忽略,否则将增加开停泵过程作业的风险。开停泵动作持续时间增大时,井底压力峰值先急剧下降,而后缓慢降低并逐渐趋于稳定循环压力。同时,开停泵指数、钻井液密度和设计泵排量越大,压力峰值越大。

深水井开采制度对天然气水合物分解的影响

深水井生产过程中,当地层高温流体流向井口时,由于温差的存在,会通过井筒向地层传递热量,破坏水合物地层的原始温度和压力环境,诱发水合物分解并产生大量甲烷气,导致突增的附加高压直接作用于水泥环,甚至会引发地层失稳、海底滑坡等灾害,严重威胁深水井的井筒完整性。鉴于此,基于传热学理论建立了井筒温度场模型,计算水泥环第二胶结面温度,同时结合渗流理论、能量和物质守恒定律及水合物分解动力学建立了水合物分解热传递方程,分析了水合物分解的产气量及分解距离的变化规律和影响因素,为水合物分解诱发的附加高压研究提供理论依据,进而提出深水井井筒完整性的管理措施。研究结果表明:随着天然气水合物地层不断吸收热量,与水泥环第二胶结面之间温差逐渐减小,水合物分解产气量和分解距离逐渐达到最大值;天然气水合物初始饱和度越大,水合物分解产气总量越大,但最终分解距离越小;深水井日产量越高,水合物分解产气总量与最终分解距离越大。生产中可以通过调控深水井开采制度来控制水合物分解,降低深水井生产阶段的风险。