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。     

管内压力变化速率对套管强度的影响规律研究

对某油田3口典型井遇阻井段的综合情况进行分析,发现这3口井出现的套管强度问题都有一个共同的特点,即在钻完盐膏层并固井以后,如下部地层为稳定地层就需要降低钻井液密度,当密度下降到一个值后,套管出现弹性变形,造成钻头难以通过,因此,套管内钻井液密度的下降过程也将对套管变形产生影响。通过建立管内压力变化速率对套管应力影响的有限元分析模型,并对其进行分析研究,结果表明:当压力变化速率越快时,套管代表单元上的应力增大速率也越快,且最大值也越大;降低管内压力变化速率可以有效降低套管中的应力值,也即延长密度置换时间有利于套管抗挤,防止套管变形。     

整体式Y型采气井口装置冲蚀规律及量化计算

 国内某油田在应用氮气欠平衡钻井技术以及钻油管技术过程中, 采用钻油管完井一体化井口装置。由于钻完井过程中气体流量大, 高速携岩气流容易造成完井井口装置的冲蚀磨损, 导致井口装置的承压能力下降, 造成井控风险增大, 极易诱发工程安全事故。本文结合冲蚀磨损仿真与缺陷量化计算, 定性、定量地探索整体式Y 型采油树井口携岩气体流动特性及缺陷深度随时间的变化关系, 计算得出不同采油树的安全生产时间, 为整体式Y 型采油树在高压高产气井的安全使用提供了理论依据。研究表明:同等工况条件下, 冲蚀深度随采气量的增大而增大, 随井口压力的增加而减小。     

海上油田固井作业费用关键影响因素分析

固井作为钻完井工程中不可缺少的一个环节,其作业费用的高低会对钻完井作业产生很大的影响.该文通过调研海上油田固井作业费用的实际情况,分析了海上固井作业费用的主要构成,并研究了影响海上固井作业费用的关键因素,对于合理利用固井费用和有效提高固井质量具有积极地指导作用.     

超深水平井钻柱动力学研究及强度校核

超深井钻井过程中钻具失效事故频繁发生,钻柱动力学特性研究对增加钻具安全性具有重要作用。考虑真实井眼轨迹、钻头与地层相互作用、钻柱与井壁接触及钻井液黏滞作用等因素的影响,建立了全井钻柱动力学特性仿真模型,模拟了不同钻压及转速下钻柱不同截面轴向力、扭矩、位移及等效应力等随时间的变化,采用第四强度理论计算了井口钻具的安全系数,校核了超深水平井钻具强度。分析结果表明,井口轴向力和等效应力表现为低频变化,MWD处等效应力和加速度表现为高频振动且其横向振动比轴向振动更加剧烈;在钻压和转速较小的情况下,钻压和转速对井口轴向载荷、井口扭矩、井口等效应力及井口安全系数影响不大;MWD处等效应力随钻压的增加而增大,其横向加速度随转速的增加幅值显著增大;对于井深超过8 000 m、井眼尺寸φ120.65 mm及φ114.3 mm的G105钻杆,动力学分析得到的井口安全系数大部分时间内在1.2附近波动,钻具总体是安全的。     

套管柱井口提拉力计算方法

套管柱井口提拉力的大小,直接影响井内悬空段套管和井口装置的受力,对此,国内外已发表多篇论文,但考虑的因素都不够全面,也较为保守．本文通过对影响井内悬空段套管受力状态各主要因素的分析,根据直立管柱稳定性理论和强度理论,把悬空段套管柱分成受拉段和受压段,推导出了井口提拉力的计算式．分析表明,温度变化对套管柱提拉力的影响举足轻重,地基沉降不容忽视．     

蠕变地层套管等效破坏载荷分析

蠕变地层套管损坏的主要原因是套管外壁受到蠕变地层的非均匀载荷作用,套管本体抵抗非均匀载荷能力远远低于套管抗挤强度而产生缩径变形.通过分析蠕变地层套管非均匀载荷的分布形式,并考虑在该非均匀载荷作用下套管的强度特征及固井水泥环力学性能对套管抗非均匀载荷影响的基础上,采用有限单元法,分析了蠕变地层套管本体、固井套管组合体的等效破坏载荷.结果表明,非均匀载荷作用下套管的抗载能力迅速下降,提高固井水泥性能,切实保证固井质量将显著提高套管抵抗非均匀载荷的能力.     

充氮气欠平衡技术在柳108井深井钻完井中的研究与应用

玉门油田青西区块存在油层埋藏深度大、地层可钻性差、油藏孔隙压力小等问题,常规钻井不利于低能量小层的勘探发现,对储层污染也较大,致使油气井产量低、后期改造作业量大,同时压持效应严重影响钻井机速,导致建井周期长、钻井成本高。为了更准确、及时地发现和评价青西凹陷柳沟庄构造的含油气性,提高区块储量整体动用程度,同时在钻井过程中减少对储层的污染、提高钻井速度,玉门油田在青西区块柳沟庄构造带上的柳108井率先开展了充氮气欠平衡钻完井试验,通过优化井身结构、钻具组合,优选钻头、钻井参数、氮气注入量,在确保井下及井口压力控制安全的前提下最大限度的释放储层能量,起到了探明与保护储层和钻井提速的双重功效。该井欠平衡作业井段机械钻速同比提高85%,欠平衡钻完井点火成功23次,投产后自喷采油,日产液约29 m3,日产油约27 m3。     

深层脆性页岩水平井裸眼完井井壁稳定性研究

常规页岩气储层改造工艺为套管射孔与多级压裂改造相结合,施工成本高、周期长,若实施水平井段裸眼完井可一定程度降低成本、缩短周期,但水平裸眼井段井壁稳定是实施裸眼完井的前提条件。通过对威荣地区龙马溪组页岩水理化及力学性能进行实验研究,结合建立的裸眼完井理论模型评价威荣地区页岩水平段裸眼完井井壁稳定性。结果表明,龙马溪组页岩为脆性层理页岩,岩体较为致密,力学强度高,力学各向异性明显;现场油基、水基钻井液对岩石膨胀性能及力学性能的改变不明显,现场所用钻井液与该地层配伍程度高;井眼轨迹、层理缝走向、力学各向异性等可对裸眼井段稳定性产生影响,致使不同方向井筒内应力差异明显,沿最小水平主应力方向钻水平井井壁稳定性最好,完井工况下井壁坍塌压力当量密度在1.26 g/cm³,完井投产初期井壁存在轻微崩落掉块,但崩落范围小于30 °,判断认为威荣区块龙马溪组页岩地层可考虑采用水平井裸眼完井方式。     

一种新型绕煤层固井井下装置的研制

针对煤层气井常规套管完井时水泥浆污染煤层的问题,提出一套绕煤层固井技术方案,设计研制一种新型结构的绕煤层固井井下装置;测试整套装置的耐压性,计算水泥浆通过该装置时的局部流体压耗。测试及计算结果表明:该装置可承受28 MPa的管内压力,额外增加的循环压耗约为2.2 MPa,可以满足施工需要;下入套管时,把多组装置连接在套管串上对应煤层的位置,即可实现水泥浆仅封固非煤层段,避免水泥浆和煤层的接触,从而避免水泥浆对煤层的污染,为煤层气井及油气井低压层段提供一种新的完井手段。     

减小由温度引起套管附加载荷的方法研究

高温油气生产引起井筒周围温度全面上升,密闭的套管环空流体受热膨胀,对套管内外表面施加附加压力,这种压力可以达到套管的抗内压或抗外挤强度极限。针对温度升高带来的套管附加载荷使油气井的生产存在很大安全隐患的问题,归纳总结了多种因温度升高而带来套管附加载荷的预防方法,并从他们的应用范围、可靠性还有使用费用三方面进行对比,建立了两种最优套管附加载荷预防方法的计算模型,给出了实际工况下套管附加载荷的预防操作方法。     

基于应变的热采井套管设计方法

提出基于应变的热采井套管设计方法,确定基于应变的设计准则,通过建立三维弹塑性有限元模型,模拟分析热采井多轮次生产过程中应力和应变变化规律,并以胜利油田A井为例进行实例设计。结果表明,该设计方法密切结合热采井"注-焖-采"生产过程,可考虑多轮次循环温度载荷对套管的损伤程度,通过计算多轮次生产条件下套管上的累积塑性应变,依据热采井生产轮次要求及应变准则,科学灵活地设计套管,可以为热采井套管柱设计提供新思路。     

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。     

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验,分别从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（水力压裂的缝高控制、裂缝半长等）和排采因素（排液速度、套压控制、停电停抽等）三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现：该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大,与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性;区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象;见气时套压的控制与产气量具有一定规律,套压小于0.5 MPa 开井产气,效果最差,套压0.51.0 MPa 开井产气,效果次之,套压大于1.0 MPa 开井产气,效果最好。     

一种生物合成基钻井液在长宁气田的应用

针对页岩气水平井用油基钻井液环境污染性强、废弃物处理难度大等缺点,开展了一种新型的页岩气井用环保型钻井液体系研究。通过生物合成基础油制备和系统配方性能实验评价,研发了一种以改性植物油为连续相,盐水为分散相的油包水乳化钻井液体系;该体系不含芳香烃等组分,易生物降解,废弃物满足环保标准。将生物合成基钻井液在长宁气田HA平台3口井中进行了应用,应用效果表明,该体系抑制性、封堵性和润滑性好,能保障钻井、电测和下套管等作业顺利施工,环保风险和废弃物处理成本低。     

元坝超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术

元坝气田是世界上埋藏最深的海相酸性气田,其长兴组主力气藏具有埋藏超深、高温、高压、高含硫化氢、储层薄横向变化大、气水关系复杂等特征,常规直井、定向井产量低,方案设计采用水平井开发。该区钻井面临“硬、塌、卡、漏、喷、毒”等挑战,复杂事故多,施工难度大,安全风险高。为此,从地层三压力特征和实钻资料分析入手,研究提出利于封隔复杂井段的五开制井身结构方案和利于轨迹优化调整的常规定向钻具组合设计。所形成的井身结构优化和轨迹控制技术已成功应用于10 口超深水平井,保证了方案部署井的安全顺利实施,实现了优快钻井和水平段长穿优质储层的目标,完钻井测试均获得了高产,创造了多项国内外钻井工程新纪录。     

智能完井综合系统

智能完井系统是带有井下传感器 ,并能实时采集有关数据的遥测与控制系统 .可允许操作人员从地面实时地对单井多层段油、气生产或对多分支井中单分支井眼的油、气生产进行监测和控制 ,最大限度地减少油气井生产期间的修井次数 ,保持有效的开采速度 ,获得较高的油气采收率 ,降低油气生产成本 .该系统可以通过控制油层的流动特性来恢复油层能量 ,延迟地层水侵入采油层段 ,增加油、气产量 .该系统特别适用于调整井和修理费用高或复杂环境下的油井 ,如海上油井、深水油井、多分支井、水平延伸井、直井、远距离操作的油井等     

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。     

页岩气水平井油井水泥的原位增韧技术研究

针对页岩气水平井开发过程中油井水泥作为一种非均质多孔脆性复合材料，难以承受大型水力压裂带来的非均质载荷，导致水泥环的力学完整性失效破坏问题，开展了油井水泥原位增韧技术研究。研究中采用了固相烧结法和球形重淬技术，获得了微晶铁铝酸钙（MB）作为原位增韧材料。研究结果表明，制备的原位增韧材料在提升力学性能的基础上降低了水泥石的弹性模量，养护7 d后的抗压强度可达24 MPa，抗拉强度提升50%，弹性模量降至5.55 GPa。微晶铁铝酸钙的增韧机制为：“裂纹偏转”、“裂纹终止”、“消耗断裂能”。该研究的开展对满足以页岩气开采条件下的油井水泥服役要求，延长页岩气井寿命，增加页岩气产能具有重要意义。     

基于含可信度地层压力剖面的精细井身结构设计方法

对现有深井井身结构设计中安全密度窗口约束条件进行分析,发现井涌允量、破裂压力安全系数、抽吸压力系数等经验性安全系数的取值较为保守,且没有考虑循环钻进时防漏的约束条件,这对深井尤其是下部安全密度窗口窄的井钻井不利。通过引入含可信度的地层压力剖面以及附加钻井液密度和抽吸压力的计算分析,使安全密度窗口的上下限得以精确确定,在此基础上加入考虑环空压耗当量密度的约束条件,并给出迭代计算方法,解决了环空压耗计算中需要井身结构参数的难题,避免了深井循环钻进过程中的井漏问题,进而形成了一套基于含可信度地层压力剖面的、适用于深井的精细井身结构设计方法,可以有效避免深井中由于钻井液密度设计不合理导致的井下复杂事故的发生,且其设计结果具备一定的风险控制功能,有利于结合现场实际对设计进行风险控制。