延长低渗致密气藏采气工艺初探

延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部,储层为具有典型的低渗、低压、低产、低丰度特征的致密砂岩气田。单井控制储量小、非均质性强、连通性差,气井投产后初期递减快,中后期递减慢,在较低的井底流压下,气井表现出一定的稳产能力。本次研究主要通过对气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,初步形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应延长气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了开发初期气井的生产需求。     

冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求，设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸，并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验，探究注氮气井的井筒腐蚀机理，确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明，选用ϕ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响，并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置，可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要，具有广泛的应用前景。     

海上油田多功能伸缩管的设计与试验研究

海上油田生产时,以隔热油管为主的隔热保温管柱工艺被广泛采用,由于油管管柱整体载荷较重,造成解封过电缆封隔器时解封力增大,导致整体管柱抗拉安全系数较小。为此,研制一种海上油田用多功能伸缩管,具有实现管柱传递扭矩的功能,同时保温隔热,且能让电缆安全地随着管柱移动而伸缩。通过强度校核,满足安全生产要求。同时,功能试验和性能试验表明,研制的多功能伸缩管能有效降低过电缆封隔器解封载荷,增加整体管柱的安全系数。     

高压气井多封隔器完井管柱力学研究

带多封隔器的完井管柱是Norsok D010规范推荐的高温高压气井完井管柱中的重要类型,但是多封隔器完井管柱结构在井下工况中的受力和变形较单一结构管柱更为复杂,并且多封隔器之间局部的圈闭压力可能导致管柱损坏。为此,针对多封隔器管柱结构特点,建立了考虑端面效应、热胀冷缩效应、形变效应、螺旋和正弦屈曲效应影响的管柱变形和受力计算模型,并结合现场实际工况开展了实例计算。计算结果表明,封隔器在井筒中的位置以及井筒温度压力对整个管柱的受力和变形影响较大,在多封隔器复合管柱设计和安全评价时需要考虑多封隔器对管柱力学行为的影响。     

应力敏感对东方1—1气田开发指标的影响

东方1—1气田中深层黄流组气藏为典型异常高压气藏,压力系数在1.9～2.3,气藏开发过程中必然存在明显应力敏感特征。结合室内岩芯实验及数值模拟手段开展系统研究,掌握气藏应力敏感程度及其对气藏生产动态的影响。研究表明,东方1—1气田中深层黄流组储层岩芯渗透率与有效应力符合幂函数关系;应力敏感对气井压力分布、压降漏斗存在一定程度的影响,井底附近压力差异最大;考虑应力敏感时,东方1—1气田稳产期由5.75a降低至5.00a、评价期末采出程度降低1.92%。研究成果对合理开发该气藏、确定合理生产制度以及产能评价、计算气藏动态储量等具有指导意义。     

迪那2气田井筒堵塞物来源分析及解堵方法

针对迪那2气田井筒堵塞问题,根据井口异物、生产管柱堵塞物化学成分,认为井筒堵塞物主要来源有3种,分别为地层砂、一定环境下结晶的碳酸盐垢和有机物。总结油管穿孔、连续油管疏通管柱、更换管柱并清理井筒的已有解堵措施经验,结合迪那2气田单井打开厚度大、非全通径管柱为主、井筒遇阻位置距离射孔底界较远的实际情况,分析化学解堵如酸化井筒解堵的可行性,认为迪那2气田目前阶段合适的解堵方法为酸化井筒化学解堵。     

大泵油管防喷工艺管柱作业安全性

为解决Φ70 mm及以上抽油机井起下杆管过程中的防喷安全性隐患,优化设计了防喷脱接器结构,攻关形成了抽油机井大泵油管防喷技术,并结合理论分析及数值模拟方法建立了此工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法。首先,通过数值模拟手段分析了防喷脱接器对接过程的使用强度。然后,开展了起抽油杆过程防喷脱接器密封系统的强度和密封性能研究,结合抽油杆起下过程工艺管柱的屈曲行为分析结果获得了防喷工具的防喷压力界限,其数值约为30.85 MPa。最后,结合起抽油杆过程中工艺管柱的受力特点,建立了该防喷工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法,设计了其作业过程防喷安全性评价图版,实现了其作业过程防喷安全性的量化评价。研究成果可为不压井作业安全性提供理论依据。     

基于特殊螺纹密封完整性的三轴设计系数研究

针对高温高压气井完井油管柱密封完整性问题，开展了基于88.90 mm×6.45 mm 110SS材料油管一种气密封特殊螺纹密封完整性分析的管柱三轴设计系数研究，研究中采用了API RP 5C5—2017国际标准螺纹性能试验评价方法，进行了高温和室温环境下A系全包络线载荷密封实验评价。基于气密封能判据，采用有限元模拟分析了不同VME（冯米塞斯等效应力）全包络线载荷2次循环工况的密封能和密封能倍数的变化规律并确定了危险载荷点。结果表明，通过API标准密封完整性实验评价的气密封特殊螺纹连接，需采用有限元进一步分析包络线载荷循环密封能及密封能倍数的变化规律，确定这种螺纹连接安全适用范围；同时开展了3种VME全包络线载荷2次循环后密封适用性分析，确定了高温和室温两种环境下螺纹安全适用包络线载荷范围及合理的三轴安全系数，并完成了1口高温高压气井完井油管柱安全分析和现场应用。提出的研究方法为管柱三轴设计安全系数的确定提供了有益指导。     

小井眼钻井完井技术

目前吐吐油田小井眼侧钻、加深技术是油田老井挖潜增效和套损井治理最有效的措施之一;但小井眼钻井完钻后,在完井过程中容易出现各种问题的井,占总井数67%;完井周期过长,占建井周期的50%左右。为此对井筒处理、完井管柱结构优化、固井工艺等方面开展了研究,形成了小井眼完井技术系列,在现场取得了良好的应用效果。     

高温高压井测试油管轴向力的计算方法及其应用

针对高温高压井测试过程中油管受力及变形特点 ,在考虑油管螺旋屈曲段与套管之间摩擦力的情况下 ,提出了基于操作过程的计算测试油管轴向力的新方法。计算结果表明 ,摩擦力会改变油管轴向力的分布方式 ,使得轴向力分布与加载顺序有关。摩擦力大小和方向的改变 ,将使因高温高压产生的较大载荷无法向远处扩散 ,从而引起油管局部严重变形。该计算方法得到了室内模拟实验和常温常压井现场测试的验证 ,并成功地用于高温高压井的测试设计     

考虑腐蚀的环空带压井生产套管安全评价

对于含腐蚀性流体（CO2、H2S 等）高温高压高产气井,一旦油套环空出现环空带压现象,封隔器以上生产套管
将暴露在腐蚀环境中。受腐蚀、环空带压的相互作用,生产套管的服役寿命面临巨大挑战。研究了最大允许环空带压
值的计算方法,结合实验室套管材质腐蚀速率测试数据,开展了考虑腐蚀缺陷的套管安全服役寿命评估。同时,研究
了环空带压、环空带压与腐蚀相互叠加工况下套管的安全服役寿命。通过服役寿命设计,评估给定开采周期油套管剩
余强度及安全状况,在有限的开采周期内,既要保证井筒本质安全,又降低开采成本。对于高温高压含腐蚀性气体的
气井,一旦油层套管采用碳钢材质,则需要关注环空保护液的腐蚀测试,优选环空保护液体系,强化环空保护液的安全
监管,避免由于套管的过度腐蚀而遗留安全隐患。     

不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用

摘 要： 常规气井压井作业,压井液污染堵塞地层,气井产能损失大。不压井作业技术是通过使用油管堵塞工具对井下管柱进行内封堵,在确保管柱封堵有效的前提下,利用防喷器组来控制油套环形空间的压力,然后依靠不压井作业机的液压举升系统和卡瓦系统,进行带压起下管柱等井下作业。由于不使用压井液,不会对地层造成污染。本文介绍了不压井作业设备的结构、工作原理、基本作业程序,并以庆深气田徐深1-1井为例,分析了高压气井不压井作业的施工要点和关键技术,提出了相应对策。本次作业使该井增产效果显著,对同类高压气井增产具有一定的借鉴意义。     

不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用——以徐深1-1井为例

常规气井压井作业,压井液污染堵塞地层,气井产能损失大。不压井作业技术是通过使用油管堵塞工具对井下管柱进行内封堵,在确保管柱封堵有效的前提下,利用防喷器组来控制油套环形空间的压力,然后依靠不压井作业机的液压举升系统和卡瓦系统,进行带压起下管柱等井下作业。由于不使用压井液,不会对地层造成污染。介绍了不压井作业设备的结构、工作原理、基本作业程序,并以庆深气田徐深1-1井为例,分析了高压气井不压井作业的施工要点和关键技术。提出了相应对策。本次作业使该井增产效果显著,对同类高压气井增产具有一定的借鉴意义。     

高温高压油气藏试产期间固井水泥环力学完整性——以准噶尔盆地南缘高探1井为例

准噶尔盆地南缘超深层勘探已成为中国石油天然气勘探的重点领域,钻完井工程面临诸多高温高压环境的挑战.在完井试产期间,井筒温度和压力的大幅度且快速下降会改变水泥环应力,易导致套管和水泥环收缩不平衡,产生微间隙.为此,采用厚壁圆筒弹性力学理论,建立了套管-水泥环-地层组合体弹性力学模型,利用有限差分程序求解.研究认为,高温高压油气藏试产期间,水泥环的主要失效形式为收缩微间隙失效.以准噶尔盆地南缘高泉背斜高探1井试产为例,评价试产过程中水泥环失效时井筒压降及温度变化临界值,以及两者与水泥石力学参数的相互关系.该力学评价方法的研究对于高温高压油气藏试产期间水泥环完整性评价具有较高的应用价值.     

复杂力学环境中完井管柱屈曲行为及其防控措施

复杂力学环境中完井管柱由于处于超高温、高压的环境下,容易发生管柱屈曲,大大影响了管柱的服役寿命.基于弹塑性力学理论建立了实际井况下油管柱屈曲行为分析的有限元力学模型,并在此基础上分析了复杂力学工况下管柱的屈曲形态、横向位移等,再针对加扶正器、优化产量以及伸缩管的设计等缓解管柱屈曲措施对管柱屈曲行为的影响程度开展了研究.结果 发现:在苛刻工况下,油管柱底部易发生较为复杂的屈曲,从井深5 500 ～7 300 m井段的油管柱产生了螺旋屈曲的构型,整段屈曲段长达2 400 m;本文工况下,伸缩短节数达到6个后,全井段油管柱的屈曲段长度和管柱弯曲应力的减小速率大幅降低,伸缩短节的个数对管柱屈曲及弯曲应力影响大幅减弱.对于复杂环境下气井工况而言,控制产量对管柱屈曲行为改善最为明显,其次为扶正器设计,为提高油管柱寿命及气井完整性提供了技术支撑.     

煤层气同心管气举排水工艺参数的确定方法

煤层气井在产气之前需要进行排水降压作业,同心管气举通过在生产油管中加入小油管,可以为气举提供注气通道的同时,又不影响油套环空作为气井的产气通道。结合固相颗粒在垂直气液两相流中的运移模型,给出了同心管气举条件下,不同粒径煤粉颗粒排出井筒所需要的气液流速条件。通过同心管环空气液两相流压力计算,给出了同心管气举阀安装位置的设计方法,并结合煤层气井排采过程中煤层气井的生产动态特征,给出了注气量的确定方法。对同心管气举排水工艺进行了现场试验,分析了试验气井的实际排采曲线,证明同心管气举排水工艺的可行性,以及气举参数设计的合理性。通过计算排采阶段同心管的气举效率,表明该工艺在整个试验阶段可以保持较高的举升效率。根据煤粉排出的临界条件,判断以及预测煤粉在井底沉积的可能性和时间。     

深水井环空圈闭压力管理方案研究

除油套环空外,深水油气井套管环空圈闭压力无法释放,易造成套管挤毁等事故发生,需对环空圈闭压力进行管理,保障油气井生产安全。计算深水井在温度差下的环空圈闭压力,优化分析适用于深水的环空圈闭压力防治方法,结合管柱强度校核标准,建立深水井套管柱强度校核方法,最终形成环空圈闭压力管理设计方法。对于深水油气井,适用的圈闭压力防治方法为A环空压力释放、通过地层进行压力释放和套管外安装可压缩泡沫;考虑环空圈闭压力时,套管柱强度优选应同时采用平衡法和非平衡法进行套管强度校核;综合考虑防治方法和油套管强度校核结果,最终确定A环空圈闭压力控制范围,深水井环空圈闭压力管理方案研究对深水油气井安全高效开发提供技术支持。