南海某深水高温高压气井SS-15型井口头系统薄弱点安全评价

为应对深水高温高压气井生产过程中井口系统复杂性、井口抬升等对整个井口系统完整性的破坏情况,研究环空压力、上顶力、温度、产量对井口头系统薄弱点的影响。基于数值模拟方法建立井口系统有限元力学模型,分析在不同环空压力与上顶力条件下,井口系统各部件的应力大小变化情况,为井口系统薄弱点位置的确定提供理论依据,进而提出深水高温高压井井口系统完整性的管控图版及方法。研究结果表明:环空密封本体与套管挂、锁环与限位槽的接触部位是薄弱点;同一环空压力下,上顶力越大,套管挂等效应力与锁环变形量越大;当上顶力超过700 t时,不论环空压力是否存在,均达到井口系统薄弱点屈服强度。因此,深水高温高压油气井应制定合理生产制度或管理措施,研究结果对保障井口系统完整性,降低深水高温高压井生产阶段风险具有一定参考意义。

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。

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。

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。

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。

塔里木盆地顺南区块高温高压气井井筒完整性失效机理分析

塔里木盆地塔中北坡顺南区块奥陶系中统鹰山组有超深、超高温、超高压、中含CO_2、低含硫气藏,气井完钻和生产运行期间陆续出现环空带压、井口装置抬升、油管断裂、套管变形失效等异常情况,对该区块其他气井的安全生产构成了严重的威胁。因此,在调研国内外油气井井筒完整性研究现状的基础上,应用顺南区块12口已完钻井的井史资料及典型气井的现场测试结果,分析了鹰山组气井环空带压机理、套管变形失效机理及井口抬升机理,找出了顺南超高温超高压气井井筒完整性存在的问题,明确了影响塔中北坡气井井筒完整性的主控因素,提出了改善超高温超高压气井井筒完整性设计的建议,为后期塔中北坡顺南区块超高温、超高压气井井筒完整性控制及安全管理提供了重要参考。

海上“三高”气井井口抬升预测模型建立与应用

南海西部在国内海上首次大规模实施高温高压气田开发,但面临井底150℃高温、1.82~1.85压力系数的高压、最高超100万立方米/天配产、水平井及高井斜定向井等复杂工况。在生产中,复杂温压变化产生较大热应力及环空带压,井口抬升风险极高,严重会致井口装置及地面管线错位变形,影响安全生产。为此,建立了基于温度产生的井口热应力、环空热膨胀力和套管-水泥环-地层组合体胶结效果共同影响下的井口抬升预测模型。该模型理论计算结果与在生产井实测值吻合精度超90%。

A2井表层套管腐蚀机理分析与防护对策

目的通过对A2井表层套管外腐蚀产物组分化验与电化学测试,确认其腐蚀原因,并结合现场实际情况制定防护措施。方法对收集到的腐蚀产物进行能谱元素、XRD组分分析,并参考NACE-TM0194—2014和SY/T 0532—2012进行SRB、TGB分析。结果能谱分析显示,腐蚀产物主要由氧、铁、碳元素组成,其次还含有少量钠、钾、氯、硫元素;XRD分析显示,腐蚀产物主要成分为Ba SO4、Fe2O3和FeS;细菌化验显示,腐蚀产物中含有SRB和TGB,具备通过微生物代谢提供H2S的条件。实际检测A2井涂敷防腐实施后,表面腐蚀得到明显控制。结论 A2井表层套管外腐蚀产物主要为Fe2O3和FeS,腐蚀的主要原因为大气环境氧腐蚀,次要原因是细菌作用产生的次生硫化氢腐蚀,产物中大量的重晶石和少量的无机盐来源于钻井液,海水为细菌提供了来源。基于腐蚀产物分析结果,采取的主要防护措施是隔绝大气和水。通过对石油管道涂敷技术调研分析,结合A2井作业空间,提供了一种STOPAQ防腐膏挤注与涂敷防护方案。该技术操作安全方便,无需对腐蚀面进行特殊预处理,作业过程中无需停产。

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。

井下节流预防井口装置抬升技术研究

近年来高温高压气藏开发的越来越多,当各层套管存在自由段套管时,高温高压气藏高产井生产时会导致井口装置抬升问题,破坏气井完整性,并可导致地面流程泄漏,直接影响气井安全生产甚至威胁人居环境安全。研究可知,井口装置抬升高度与井口温度呈线性正相关,采取降低产量的方式降低井口温度,可以控制井口装置抬升的高度,但制约了单井产能的发挥。为防止井口装置抬升,通过大量的现场数据建立井口装置抬升预测模型,探索了利用井下节流工艺实现天然气气流在井筒内节流降温防止井口装置抬升技术,为保障气井安全高效生产提供了技术途径。

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。

海上热采井生产套管井口升高控制装置研制

稠油热采过程中经常发生生产套管破坏变形,最终导致套管升高、井口抬升,给海上热采井井口安全作业带来挑战。根据海上典型热采井井身结构和注热参数计算了生产套管伸长量范围,在此基础上研制了热采井井口升高控制装置,该装置由下法兰、热采阀门、悬挂器、采油树帽、隔热管短节等组成。室内测试试验结果表明,所研制的井口升高控制装置具有良好的密封性能,可满足海上热采井生产套管井口升高控制要求,从而保障海上热采井井口作业安全。

高温高压气井井口抬升分析及安全评价

对于高温高压气井,井口抬升可能会导致井筒完整性失效,缩短气井服役寿命。基于井筒多管柱力学理论,考虑井下管柱热应力、环空流体热膨胀、端部效应、井斜以及井口装置和管柱自身重量,建立了井口抬升计算模型。模型最大相对误差为6.3%,具有较高的精度。实例井研究表明,井筒温度效应和自由套管长度是导致井口抬升的关键因素,环空流体热膨胀效应和油管刚度对井口抬升影响很小;抬升井井口装置密封未失效,井下油套管安全系数高于其临界值。文章研究成果对高温高压气井合理制定生产制度,保障井筒完整性具有一定的指导意义。

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。

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。

环空压力对深水高温井井口抬升影响研究

随着我国南海深水油气田快速步入规模开发阶段,其全寿命周期的井筒安全受到广泛关注,井口抬升控制已成为深水高温开发井设计的重点。为提高深水油气田开发井全寿命周期的完整性,建立了考虑温度效应、环空压力因素的井口整体轴向抬升量预测方法,并通过设计的实验验证了该预测方法的可靠性;研究结果表明,环空压力对井口抬升量影响显著,就实验模型而言,20 MPa的环空压力使井口三层管柱抬升量分别增加了23.84%、26.79%、25.36%;环空液体密度对套管整体轴向抬升量无明显影响;不同实验方案预测值与实测值相对误差在1.45%~8.92%;该研究结果可为井口抬升预测及控制措施提供技术支撑,为套管柱刚性锁紧、跨接管设计提供基础参数,对于深水开发井的安全设计具有重要的指导意义。

井下节流技术用于缓解海上采气树抬升的应用实践

南海部分气田存在生产气井,随着气井产量的提升,会发生井口采气树抬升的现象,当抬升幅度过高时,容易造成极大的安全隐患。首先在采气树及井口结构的基础上,建立井口抬升力学模型,确定气井产量上升导致的井筒温度升高是影响采气树抬升的主要因素。为降低采气树升高带来的安全隐患,在调研预防采气树抬升的防治方法的基础上,结合海上作业条件限制,提出了在井筒中安装节流装置,降低井筒温度以缓解采气树抬升的技术思路。通过研究天然气节流降温原理,建立井下节流后的井筒温度分布模型,以PY气田A1井为目标,计算在不同产量条件下井下节流装置的最优尺寸与安装深度,并进行方案优选,最终成功实施。结果 表明,在相同产量条件下,缓解了目标井采气树抬升5~8cm,保障了气井的安全生产,释放了气井产能近15×10^(4)m^(3)/d。

深水水下井口抬升预防方案研究

井口抬升现象严重影响油气井正常生产作业,属于严重的井筒完整性问题,与生产过程中产生的复杂的温度变化和压力变化密切相关。文章分析世界范围内的主流水下井口系统及其特点;研究预防井口抬升监测和预测方式,包括井口位移监测、井口温度监测、产量及环空压力监测和软件仿真模拟预测等;研究水下井口抬升预防方案,包括保证表层套管下深上返、安装套管热补偿装置、限定生产井产量、使用隔热技术、减少套管自由段、提高固井质量和使用水下井口防抬升锁紧环等。

东海生产井口抬升分析及解决措施研究

海上油气田在生产过程中,高温流体通过油管时以传热的方式加热套管串,从而使套管伸长,最终导致井口抬升。井口抬升量对整个井口系统的影响较大,可能直接影响生产井安全生产及油气田开发,因此亟需对井口抬升后的稳定性进行分析研究。文章以东海某B1井为例,对其生产过程中井筒温度进行了分析,对井口抬升高度进行了计算,并给出了相应的解决措施,以期为海上油气田安全生产提供理论依据。