气井溢流反循环压井理论研究与应用

随着我国油气开发过程中钻井深度不断增加,井控问题越来越重要。而目前处理气井溢流常采用常规压井方法,如司钻法和工程师法,这些方法可能会导致井口套压过大,从而超过其安全承受范围造成事故。反循环压井法是一种从环空泵入压井液,从管柱内,排除溢流气体的非常规压井法。本文在前人的基础上根据气体溢流速度,推导出了防止气窜的最初压井排量。由于环空摩阻和管柱内摩阻差别较大,本文根据现场经验,给出了压井过程中循环压力安全附加值,并根据气体状态方程推导出了反循环压井过程中循环压力和立管压力变化的数学模型,同时分析了压井过程中循环压力和套管压力的变化趋势,最后编制了计算程序。实例计算表明,所编制反循环压井法模拟计算程序计算结果正确,可用于反循环压井过程中的模拟计算。     

带封隔器的注泡沫管柱受力分析及强度校核

采用聚合物强化泡沫驱油时,井口压力的大小会影响管内流体压力分布,进而影响管柱受力情况。分析不同井口压力下管柱三轴受力情况,对管柱进行强度校核,可以避免压力过大而破坏管柱和引发事故。当前还没有一套比较完整的带封隔器注泡沫管柱受力分析和强度校核的数学模型。在质量、能量和动量守恒定律的基础上,考虑泡沫流体压力、温度和密度的相互关系和封隔器上下不同受力规律,建立了管柱受力模型,对管柱进行了三轴应力强度校核。实例井检验结果表明:随井深增加,管柱所受泡沫流体的内压力增大;且井深越大,趋势越明显;随井口压力的增大,管柱内压力、封隔器以下外挤力相应增大,管柱三轴抗外挤强度减小,其他受力和强度值变化较小。此模型还可以对不同泡沫质量、泡沫种类及钢级等情况下的管柱进行受力分析和校核,为油田管柱的优选提供理论指导。     

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。     

海上油套同压井弃置技术方案与工程实践

随着渤海油田进一步开发,不少生产井进入油田开发后期,需进行油田的弃置作业。近期渤海油田首先在20南生产平台进行了弃置作业,该平台主要为气井、生产年限较长,存在管柱腐蚀严重、井口带压、油套管同压等问题,而弃置处理面临海洋生态环境保护以及弃置设备和工艺技术要求高、费用高等情况。针对这些问题提出"优先封闭源头、次选封闭通道,力求两点同时做到"的技术思路,依据国家、行业相关法律法规,采用挤注法压井工艺、镁粉切割配合常规打捞工具起管柱、多层套管一次切割技术进行弃井试验,并在封堵后针对压力异常问题来源进行分析,通过进行上部井段补充下入桥塞弃置,为海上油气井的弃置作业提供借鉴。     

深水环空圈闭压力的破裂盘泄压控制模型

井筒高温流体在生产过程中,向密闭环空传热引起的环空圈闭压力上升现象是深水油气开采面临的主要问题之一。为了保障井筒安全,结合深水油气井的生产实际,基于拟稳态传热以及耦合压力体积的环空压力计算方法,建立了多环空圈闭压力预测模型。根据破裂盘工作原理,建立了由内向外和由外向内的破裂盘打开阀值确定方法。以西非某井为例,对生产过程中井筒温度和环空压力进行预测。套管强度校核结果表明,正常生产过程中,表层套管和技术套管存在胀破风险;在生产套管的环空泄压或者掏空后,生产套管存在挤毁风险。采用破裂盘技术后,各层套管均满足校核的要求。因此,破裂盘技术可有效实现套管的保护,对深水油气资源安全开采具有重要意义。     

平衡点法压井计算与应用

平衡点法压井是一种气井喷空后,能够安全快速压井的方法。它的基本思路就是利用天然气放喷量计算出地层压力,计算得到压井液密度后,利用井口回压和气液两相流动所产生的压力来寻找平衡点后,改变排量,继续压井的一次循环法。根据地层渗流特性推导了溢流过程中较为精确的地层压力计算方法,并以气液两相一维稳定流动为基础,建立了计算平衡点的数学模型,给出了利用数值方法计算井底压力变化的详细过程;并且分析了压井过程中立管压力和套管压力的变化趋势并编制了相关程序。实例计算表明,所编制平衡点法模拟计算程序计算结果正确,可用于平衡点法压井模拟计算。     

利用密度迭代法计算气井的井底流压

依据井筒压力与气体密度和湿度之间的函数关系,采用密度迭代法,以井口套压为起点自上而下迭代至井底,计算出井底流压。选择有实际关井测压数据的8口井,将不考虑天然气湿度条件下(干气)用密度迭代法计算的井底流压与实际测压值对比,平均相对误差仅为4.89%;考虑湿度对井底流压的影响,计算了不同气体湿度下的井底流压,与实际测压值之间最大误差为1.369 1%。将用密度迭代法、经验公式及RTA法计算的井底流压与实际测压值进行比较,发现前者的误差最小,而且使用该方法能在不影响气井正常生产的情况下精确计算气井的井底流压,适用于气井整个生产历程中的井底流压计算。     

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。     

海洋水下井口控压钻井系统装备配置方案探讨

控制压力钻井技术是解决窄密度窗口地层钻井井控问题的有效技术保障，在全球陆地、浅海和深水都得到了成功运用。深水是我国油气勘探开发的重要接替区，我国南海油气资源丰富，但是面临高温高压、窄密度作业窗口等难点，井筒压力控制难度较大，给安全高效作业带来了较大困扰。在当前深水控压钻井设备、工艺几乎被国外垄断和深水钻井作业量加大、钻井风险等级升高的背景下，拥有我国自主的深水控压技术及装备是必然的选择。由于水上、水下井口控压钻井技术和装备体系存在较大差异，现有水上井口控压钻井技术无法直接移植到深水。因此，基于我国深水钻井作业现状，提出海洋水下井口控压钻井关键装备自主化配套建设探讨方案。将环空背压的控压钻井系统作为自主化建设的主线，对水上井口的控压系统进行工艺适应性移植，通过综合比较分析，推荐水下井口控压钻井系统ATR配置方案。     

大庆油田控压钻井作业环空压力的计算

根据Beggs-Brill的流动型态模型推导出了控制压力钻井环空多相流的压力计算公式;并提出了井口回压对环空流态的影响。提出的计算模型已通过现场试验的验证。试验结果表明其误差只有3%左右,能够指导现场作业。为控制压力钻井技术在大庆油田的应用和发展提供理论依据。     

高温气井套管性能变化对井口抬升高度的影响

井口抬升高度对高温气井管柱设计、固井设计以及地面管线设计等至关重要,但套管性能、自由段长度等因素对井口抬升高度影响显著。为阐明井口抬升机理,分析套管性能对井口抬升高度的影响,充分考虑温度对套管力学性能的影响,建立多因素作用下井口抬升高度预测模型,并分析受温度变化影响抬升高度的关键因素。利用文昌气田X井测试管柱实测数据分析不同情况下套管热膨胀系数和弹性模量对抬升高度的影响。结果表明:同时考虑热膨胀系数和弹性模量共同作用的预测模型对井口抬升高度影响最大,与现场实际最为接近,应作为工程分析的首选。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。     

高温高压下钻井液循环流动摩阻实验研究

深层油气勘探开发过程中常面临高温高压的挑战,钻井液在高温高压等复杂工况下,其性能会发生改变,研究钻井液在复杂工况下的流动摩阻变化规律,能为特深井钻井提速及井控提供理论基础。根据实际工况要求,建立了高温高压钻井液循环流动摩阻测试装置,实验研究了温度、压力、固相颗粒及含气率对钻井液流动摩阻的影响,采用多元回归方法拟合并绘制温压摩阻系数图版,能更好阐述温压与钻井液流动摩阻的定量关系。结果表明：顺北区块钻井液流动摩阻随温度增大而减小,随压力增大而增大,摩阻系数图版能更准确体现摩阻系数与温压的定量关系,固体颗粒含量对流动摩阻影响不大,钻井液流动摩阻随着含气率增加而增大。该实验装置与分析方法,对于研究复杂工况下钻井液流动摩阻变化规律具有重要意义。     

高产纯气井井口压力动态异常机理分析

以气井井底压力动态为基础，综合考虑井简中各种因素，特别是温度的影响，引进井筒效应的概念，从理论上分析了高产纯气井在纯井筒储存和径向流动阶段，产生井口压力动态异常的机理，包括产生的条件及适用范围，研究表明，引起高产纯气井产生井口压力动态异常的主要原因是开关井过程中井筒流体温度和流体相态的变化；在井底压力的计算过程中，必须考虑井筒流体温度和相态变化的影响。     

高温高压复杂井身结构气井井筒温度计算方法

 西气东输的气源井以高温高压气井为主,气井生产依赖于井底温度和压力,生产过程中温度起着重要的作用。为了确保高温高压气井的正常生产,必须对井筒温度压力进行深入研究。井筒压力的研究已有较为成熟的结果,但对井底温度的研究还很不成熟,尤其是井身结构对井筒温度的影响国内外尚未见报道。本文基于Ramey经典井筒温度计算模型建立了两种考虑复杂井身结构井的井筒温度分布计算模型,即在复杂井筒条件下从井底到井口的温度计算模型和从井口到井底的温度计算模型。通过与实测资料对比,给出了计算模型的误差对比,分析了井身结构对井筒温度分布计算的影响。研究结果表明,从井底到井口的温度分布模型计算结果优于从井口到井底的温度分布模型。     

高压高产气井油管柱强度安全分析

随着越来越多的深层油气资源进行勘探开发，油气井管柱所处的工作环境也急剧恶化，尤其是高温、高压、高产井等“三高”油气井。为研究高压高产气井油管柱强度安全，本文建立高压高产气井油管柱动力学模型，通过高压高产气井油管柱安全系数法和高压高产气井油管柱三轴应力法对高压高产气井油管柱强度进行校核，对高压高产气井油管柱基本应力和管柱尺寸对管柱应力的影响进行分析。研究结果表明，随着产量的增加，管柱的横向位移不断增大；在0~20 s内管柱(H300 m、H600 m)的横向振动应力幅值比管柱(H1 660 m和H2 540 m)大，管柱横向应力振动幅值较大，随后振动应力趋于稳定；在0~10 s内，管柱纵向应力振动幅值较大，且越靠近管柱下部管柱的纵向振动应力越大；管柱在井口位置处轴向力最大；大尺寸管柱有利于降低高速流体诱发管柱的振动问题。研究成果可为高压高产气井管柱设计提供理论指导。     

注CO2采油井油管柱腐蚀速率预测

针对注CO₂采油井生产中油管柱存在的腐蚀现象，开展了注CO₂采油井不同阶段的油管腐蚀规律研究。对油管柱CO₂腐蚀进展进行了概述，基于动力学原理与金属的电化学腐蚀理论，考虑油气生产过程的产液量、含水率、井口温度、生产压差、流体流速等因素，得到油管内温度压力分布，研究了CO₂采油井油管腐蚀速率预测方法。对实例井的油管柱腐蚀速率做出了预测，并开展主控因素下油管柱腐蚀速率随时间、井深的变化规律研究。结果表明，在整个吞吐周期中，油管腐蚀主要发生在生产阶段。腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。     

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。     

硬脆性泥页岩渗流-应力耦合井壁坍塌压力计算方法

硬脆性泥页岩的井壁坍塌是制约我国油气资源战略向深部地层成功转移的重要技术瓶颈。建立了裂缝渗流-应力耦合作用下孔隙压力的计算模型,选用弱面破坏准则,综合考虑各向异性、裂缝产状、井眼轨迹、地应力、渗流应力的影响建立了硬脆性泥页岩井壁坍塌压力的计算方法,分析了裂缝渗流、井眼轨迹和裂缝产状对坍塌压力的影响规律。研究发现,钻井液沿裂缝渗流导致坍塌压力升高,渗流初期坍塌压力升高较快,随时间推移,升高量逐渐逐渐减小;在高倾角裂缝中沿裂缝倾向钻进水平井坍塌压力较低。改善钻井液的封堵性、流变性和润湿性,减缓钻井液沿裂缝面的渗流,避免在坍塌压力较高的区域钻井,是该类地层安全钻井的关键。     

岩屑声波法地层压力监测技术研究与应用

提出了通过岩屑提取地层信息、为钻井井壁稳定性计算提供必要参数的方法，即通过测量地面岩屑的声波时差，反演得到地层岩石的声波时差，利用岩石的声学性质与力学参数的关系得到地层岩石的力学参数，结合地应力参数，得到井壁周围岩石的应力分布，计算地层的孔隙压力、坍塌压力和破裂压力。对于预探井，在没有测井资料的情况下，利用该方法可以有效地进行地层压力监测。在两口预探井中进行了随钻监测地层压力的现场试验，证明该方法是有效的。虽然该方法在声波测量过程中还有一定的局限性，对最终计算结果的精确度会产生一定影响，但与单纯的地震资料相比，其精确度已大大提高。