水泥返高对气井持续环空压力的影响与分析

持续环空压力由气井井筒完整性遭到破坏引起,现有防治措施存在一定的局限性。为探究通过水泥返高调控持续环空压力的可行性,用一维不稳定渗流描述气体在水泥环中的运移过程,建立了基于物质守恒和体积守恒的含液环空持续环空压力计算模型,并给出了迭代求解方法。分析表明:持续环空压力随时间的增加而上升,降低水泥返高能够降低持续环空压力的上升速度和极限值;持续环空压力极限值与水泥返高呈线性关系,并且随着环空液体密度的增加而降低;可以通过降低水泥返高把环空压力极限值控制在环空最大允许压力以下。

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,相比水泥返高50%工况,双层管柱水泥返高100%工况下各层管柱伸长量明显降低,多层管柱耦合固井工况相比不固井工况下的各层管柱最大伸长量也明显降低,表明水泥封固对井口抬升具有一定的束缚作用。经模拟实验验证,建立的模型计算结果与实验数据相比误差小于10%,可用于预测不同工况条件下的井口抬升高度,为科学设计预防井口抬升措施提供了技术参考。

水泥返高以上套损井封堵工艺技术

随着油田开采时间的推移,由于受固井、采油、地质结构及套管腐蚀等因素的影响,造成部分油、水井套管破漏问题日益严重,使油水井不能正常生产。针对目前水泥返高以上套管封堵成功率低的现状,本文分析了影响套管封堵成功率低的原因,对套管封堵工艺进行了探讨,旨在提高认识,规范施工,提高水泥返高以上套管封堵一次成功率。

超低密度水泥浆防漏技术提高了水泥返高

应用低密度水泥浆固井可防止因压破松软地层而导致的井漏,并能提高水泥返高,从而提高单级注水泥固井的成功率,减少或避免补注水泥作业。随着钻井工程日益进入挑战性环境,低密度水泥技术的作用日益突出。介绍了3种低密度水泥浆,其中微球体含量水泥浆在19口井中得到了应用。

鄂尔多斯盆地安塞油田套管井腐蚀规律研究及治理

随着油井开采时间的延长,老油田油井的套管腐蚀深度持续加深,套管表面的应力引起腐蚀段产生变形和裂缝,套管腐蚀损坏程度加剧。套管腐蚀破损的形成,首先是出现腐蚀坑,随着腐蚀坑的持续扩大,套管出现变形和裂缝,裂缝继续扩展导致套管破裂。鄂尔多斯盆地安塞油田地层水矿化度高,富含腐蚀性离子,随着生产时间的延长,因腐蚀而导致油水井套损的数量逐年增加,严重影响了套损区块的注采平衡,降低了剩余油的挖掘潜力,严重制约了油田长期稳产。为进一步开发长停井地层剩余油,治理套损高含水井,对安塞油田WY、XH、HS、QP四个区块的套损井资料进行调研,统计每口井的穿孔点数、穿孔位置、所处层位及岩性等信息。对严重腐蚀的点也进行了相应的统计。找出套损段的共同特征,制定相应的治理措施,充分结合套管状况及开发状况,对于可恢复生产的潜力井以二次固井成熟技术为主,配套长寿命隔采及化学堵漏措施,消除污染水源的风险,满足正常开采需要。

海上油气井采油树升高机理及其计算方法

中国南海某气田投产采气后发生了采油树升高现象,影响了平台结构布局并引起生产管线弯曲变形,严重时还可能会出现生产管线断裂,采油树升高机理及其计算方法研究成为保障海上采气平台安全的重要内容。为此,通过建立采油树升高力学分析模型来确定采油树升高机理;建立多层套管耦合系统轴向刚度计算模型,综合考虑井筒温度场、压力场和压力端末效应等影响因素,提出了一种采油树升高计算方法,使计算模型更接近于工程实际。最后,以我国南海某气田为例,进行了采油树升高计算并与现场实测值进行对比分析。结果表明:投产采气后未固井段套管温度场和压力场变化是引起采油树升高的主要原因,采油树升高计算值与现场实测值吻合良好;随着水泥返高距泥线距离的增大采油树升高值增大,其中技术套管的水泥返高对采油树升高影响较为明显;随着产气量的增大采油树升高值增大,但增大的幅度逐渐减小。

关于存储式LWF测井条件下固井水泥浆附加量的探讨

存储式LWF测井条件下,根据井径曲线附加水泥浆量常出现较大偏差,影响固井质量。本文通过对多口实验井应用情况,对比了LWF测井与常规电缆测井中井径测井仪器的差异,分析了该测井方式下对井径曲线的影响因素,提出了固井水泥浆附加量经验值,在2口井中实验应用,收到良好的效果,对今后固井水泥浆量计算有一定指导意义。

临盘油田高含水井找封窜技术的研究与应用

封堵管外窜主要指封堵因固井质量差、水泥返高不够等原因引起的套管外油、水层窜通，也叫二次固井技术，此类井的治理不能采取井筒内卡封或者下小套管等工艺技术，只能采用管外封堵、重建管外固井水泥环的方法。2006年前均采用笼统挤注工艺，施工成功率低,二次固井效果差，对生产层的污染很大。为了提高封窜的措施效果，2006年我们采用可捞式桥塞挤灰循环封串技术，该项技术具有可以控制灰浆走向，减少污染油层的特点，现场应用23口井，增油6484吨，取得了良好的应用效果。

胜利海上作业平台取套技术应用

随着胜利海上油田勘探开发的深入,新井投产计划调整,老井组开新井、老井封井后侧钻井逐渐增加,海上丛式井组井口布置密集,井眼互碰现象时有发生。多年海底冲刷和地质构造运动等作用,造成部分生产井浅层套管变形、损坏,为了恢复油水井正常生产,需要采取取套换套技术处理出井内损坏的油层套管,重新更换新套管。由于部分早期投产井油层套管外水泥上返位置较高,给后期处理油层套管增加难度。

羊三木油田套管破漏与套管封堵技术研究

随着羊三木油田开采时间的推移,由于受固井、采油、地质结构及套管腐蚀等因素的影响,造成部分油、水井套管破漏问题日益严重,使油水井不能正常生产。本文在分析羊三木油田套漏现状严重的基础上,特别对水泥返高以上的套管封堵工艺进行了探讨,旨在提高认识,规范施工,并提高羊三木油区水泥返高以上套管封堵一次成功率。

加蓬A油田W1井固井施工难点及对策

W1井是中石化加蓬公司A油田的一口高曲率三开制定向井,该井固井过程中多次出现漏失及水泥浆未返至地面情况,作者根据W1井固井施工过程及固井质量分析结果,对固井施工难点进行分析,并提出了一些针对性的处理措施及有效的建议,对提高该区块后续井的固井质量有一定参考作用及帮助指导。

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。

环空带压对深水水下井口疲劳损伤的影响规律

海洋深水油气井测试过程中,高温产液上返时会加热周围套管及多层套管环空内的液体,引起液体在密闭井筒环空中膨胀,产生环空带压。环空带压的存在会改变水下井口疲劳热点处的应力状态,进而对水下井口疲劳损伤产生不利影响,制约了深水油气井长期安全高效运行。为了给深水油气井的长期安全运行提供更加科学的指导,考虑环空液体物性参数、井筒环空液体热膨胀和环空体积变化的耦合影响,建立了水下井筒环空带压计算模型,采用迭代法对环空带压进行了求解,将获得的环空带压施加到水下井口有限元模型上,然后以高压井口头与表层套管的焊缝为研究对象,研究了环空带压条件下水下井口疲劳热点处的应力状态;在此基础上,分析了环空带压、水泥浆返高和高压井口头出泥高度对水下井口疲劳损伤的影响规律。研究结果表明:①环空带压的存在会加剧水下井口的疲劳损伤,压力越高,疲劳损伤越严重;②表层套管外水泥浆返高与泥线的距离越大,水下井口的疲劳损伤越小;③高压井口头出泥高度越大,水下井口疲劳损伤越大。结论认为,有效地控制水下井口的环空带压与合理地设计井身结构,有助于减少水下井口的疲劳损伤。

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。

考虑温度影响的水下井口疲劳损伤计算方法

水下井口系统与隔水管系统共同构成连接平台与地下油藏的通道。钻井、完井、修井作业过程中泥浆循环导致井筒温度发生变化,并且平台运动、波浪等产生的循环动载荷通过隔水管作用于水下井口,造成水下井口疲劳损伤。首先建立深水井筒温度场计算模型,将温度场计算得到的井筒温度分布施加于水下井口精细有限元模型,采用局部等效方法得到水下井口的等效梁模型,把等效梁模型作为子模型代入隔水管-井口耦合模型中进行水下井口动态响应和疲劳损伤计算,研究泥浆循环作业过程中井筒温度对水下井口疲劳热点处疲劳损伤的影响,并研究不同水泥环返高对水下井口疲劳损伤的影响。结果表明,对于水泥环返高无缺陷的水下井口,50h内不考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在导管接头处,其值为1.00×10^(-2);考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在套管接头处,其值为3.59×10^(-2)。当水泥环返高缺陷分别为-2 m和-5 m时,与水泥环返高无缺陷相比,套管(接头和焊缝)的疲劳损伤减小,而导管(接头和焊缝)的疲劳损伤增加,最大损伤均发生在套管接头处,其值分别为3.55×10^(-2)和3.48×10^(-2)。