高温高产气井自由套管热应力研究

高温高产天然气开采所诱导的环空流体热膨胀及套管所受的热应力对井筒安全带来严峻挑战,套管爆裂及井口装置密封失效事件时有发生,因此,研究井口热应力及套管头升高十分必要。综合考虑井筒温度场、各层套管水泥返深、套管强度与力学稳定性等因素,建立了未封固井段自由套管轴向载荷及变形的计算方法,研究了高温高产气井热应力对套管及井口装置安全的影响。最后,以我国南海某气田为例,进行了井口热应力与套管头升高值的计算。结果表明,自由套管段的温度变化与各层套管水泥返深是影响井口热应力和套管头升高值的主要因素,井口热应力随表层套管和导管的水泥返深增加而增大,优化各层套管的水泥返深可以减小井口热应力;同时,随日产量增大,井筒温度升高,井口热应力和套管头升高值增加。

海上油田生产井口抬升原因分析及对策研究

井口抬升现象危害十分严重,影响油井正常生产寿命和产量,甚至导致油气井关停,同时对井控风险极大。在介绍H1井井身结构和固井工艺的基础上,采用WellCat软件建立了井口抬升分析模型,基于井筒温度剖面和自由套管热载荷伸长量模拟计算了井筒抬升量,并结合抬升原因给出了复产措施。分析结果表明:H1井井口抬升的主要原因是?244.48 mm套管自由段过长,产量升高后,在热应力作用下套管伸长,产生上顶力导致了井口抬升现象。给出了3种有效的复产措施:即对自由套管段挤水泥封固、限定产量生产及生产管柱采用隔热油管。可为解决稠油热采井的井口抬升问题提供了参考。

热采井口装置螺栓的蠕变及应力松弛规律研究

针对热采井口装置用螺栓在现场工况下的应力松弛现象展开实验研究,分别进行了常、高温拉伸试验,蠕变实验和应力松弛试验。通过对比研究发现螺栓材料在高温下强度降低,塑性增加;在初始应力下蠕变变形明显,从原理上解释了螺栓松弛出现应力松弛的原因;通过应力松弛试验可以发现螺栓在现场工况下会产生明显的应力松弛,根据应力松弛实验数据拟合出现场工况下的应力松弛回归方程;利用有限元软件计算KR21-370型热采井口装置各法兰达到密封所需的最小螺栓预紧载荷,结合应力松弛回归方程计算出法兰由于螺栓的应力松弛而出现密封失效所需的时间,并针对易出现失效的螺栓提出解决措施。

热采井口装置全尺寸热-流-固强度计算及安全评定

采用数值模拟的方法,对KR14-337型热采井口装置进行全尺寸热-流-固强度计算,分析其流场、温度场以及应力场。基于弹性分析评价准则,对其主要的承压部件(上法兰、阀体、油管头四通、小四通、螺栓)进行了安全评定。结果表明:该热采井口装置中压力波动并不大,可以看作为均匀内压。阀体和小四通位置存在较大的温度梯度,强度校核时必须考虑不均匀温度场所产生的热应力。主要承压部件中,上法兰和螺栓处的安全裕量较小,在以后的在役检测评价过程中应给予特别关注,以保证设备长周期安全稳定运行。

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。

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。

海上规模化稠油热采平台总体配管设计研究

针对首座海上规模化稠油热采平台开展了总体配管设计研究。通过3D布置设计得出:稠油热采井口平台井槽间距应适当扩大,采油树分层布置能很好地解决与钻井平台覆盖范围有限的冲突。通过管道应力分析得出:管道自然补偿连接和旋转补偿器连接都能解决注气时井口抬升带来的注气管道二次应力问题,并推荐在井口区有空间布置足够长的水平直管段时采用自然补偿连接方案。通过管道保温设计得出:由于海上平台空间紧凑,在做好保温措施的情况下注气管道散热较小,对蒸汽干度影响较小。这项研究成果可为今后海上规模化稠油热采平台总体配管设计提供参考。

深水气田井口抬升影响因素分析及应对措施

随着某深水气田的开发,各口生产气井井口都出现了不同程度的抬升现象,井控风险较大,破坏了气井井筒完整性,影响气井正常生产寿命,严重时还可能会造成生产管线断裂,直接影响气田安全生产。因此,通过对气井井口抬升影响因素进行分析,建立气井井口装置抬升的多管柱耦合系统井口抬升计算模型,对井口抬升高度进行计算,并与现场实测值进行对比分析。结果表明未固井段管柱温度变化是引起采油树抬升的主要原因,并给出了针对性的应对措施及建议,为改善或解决气田井口抬升问题提供了借鉴。

考虑环空热膨胀压力分析高温高压气井井口抬升

对高温高压气井,井筒流体高速开采过程中产生的井口热应力和环空热膨胀压力会导致井口装置抬升,破坏气井井筒完整性。本文建立了环空热膨胀压力和井口抬升计算模型,结合某高温高压气井进行了实例分析。结果表明:环空热膨胀压力随着环空温差和流体热膨胀系数的增加呈线性增加,随环空流体等温压缩系数的增加呈线性减小;C环空热膨胀压力产生的井口热应力最大,A环空最小;单层套管存在自由段时,井口抬升随着环空热膨胀压力的增加呈非线性增加,当自由段长度相同时,井口抬升对C环空热膨胀压力最敏感;多层套管同时存在自由段时,环空热膨胀压力不会改变多层套管自由段长度对井口抬升高度的影响规律,但会导致井口抬升高度增大。