海上气井环空带压地面监测诊断方法研究

为有效管理海上气井环空带压(SCP),建立海上气井安全屏障模型,分析得出引起SCP的23种气体泄漏途径;根据SCP特性及其形成原因,建立环空压力监测和组分分析结合的SCP诊断方法;针对油管失效泄漏这一最危险因素,建立利用环空保护液位置判断泄漏位置的方法,以及通过监测井口泄压速率诊断泄漏程度的方法。综合压力、流量、温度、液面及气体组分等监测指标,建立适合海上生产平台使用的SCP地面在线监测系统。结果表明:对于有SCP问题的天然气井,压力监测与组分分析结合能够排除热膨胀引起的环空压力;为准确判断引起SCP的泄漏量和泄漏位置,需要测量流量、温度和环空液位高度等参数。     

气井环空带压临界控制值研究

为了保证环空带压气井生产阶段的井筒完整性,确定气井环空压力安全运行范围,建立了基于API RP 90-2推荐做法的环空带压安全评价方法,重点研究了气井环空带压临界控制值计算方法,提出了1套方便现场应用的环空压力管控图版,针对某环空带压气井进行了现场应用研究。研究表明:API RP 90是针对海上油气井环空带压安全评价的推荐做法,在API RP 90-2推荐做法发布以后已不再继续适用于陆上油气井;基于API RP 90-2的推荐做法考虑因素更为全面,推荐在陆上油气井使用;环空带压临界控制值不再是1个固定值,而是随服役时间增长以及相邻和自身环空压力变化等因素不断变化的值。     

套管环空压力恢复与泄压预测模型研究

针对气井套管环空带压问题,通过研究气体在套管水泥环内的渗流规律,建立了气体渗流的连续性方程和运动方程,并求解出气体在水泥环中的渗流速率。通过分析井口泄压时针型阀处的气体流动状态,得出泄压时的气体泄放速率。以气体渗流速率和泄放速率为基础,结合井口的气体状态方程,分别建立了套管环空压力恢复与泄压预测模型。根据现场A气井实际数据进行实例计算,研究结果表明:所建模型计算的套管环空压力值与现场实测数据吻合,验证了模型的准确性。研究结果对套管环空带压的诊断评估和环空压力的控制具有重要意义。     

基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量

高温高压气井环空带压现象日益严重,环空带压过大可能破坏井筒的完整性,基于能量守恒定律和井筒径向传热机理,建立了井筒多环空温度场计算模型;综合考虑环空温度效应和体积效应,建立了环空带压控制方程,以某高温高压气井为例,开展了基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量的具体分析。研究结果表明:环空温度随产量和生产时间的增大先增加后逐渐稳定,相比生产时间,产量对环空温度的影响更加明显;环空带压越大,井下管柱安全系数越小,综合对比API RP 90标准和环空带压安全评价2种方法的结果,确定了各环空最大允许带压值,结合环空带压与产量的关系可得到高温高压气井的临界产量。研究结果对合理制定高温高压气井的生产制度具有理论指导意义。     

高温高产气井自由套管热应力研究

高温高产天然气开采所诱导的环空流体热膨胀及套管所受的热应力对井筒安全带来严峻挑战,套管爆裂及井口装置密封失效事件时有发生,因此,研究井口热应力及套管头升高十分必要.综合考虑井筒温度场、各层套管水泥返深、套管强度与力学稳定性等因素,建立了未封固井段自由套管轴向载荷及变形的计算方法,研究了高温高产气井热应力对套管及井口装置安全的影响.最后,以我国南海某气田为例,进行了井口热应力与套管头升高值的计算.结果表明,自由套管段的温度变化与各层套管水泥返深是影响井口热应力和套管头升高值的主要因素,井口热应力随表层套管和导管的水泥返深增加而增大,优化各层套管的水泥返深可以减小井口热应力;同时,随日产量增大,井筒温度升高,井口热应力和套管头升高值增加.     

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。     

环空带压气井液位测试方法改进研究及应用

为了实时有效监测环空带压气井的液面位置,评价环空带压气井的风险,在传统回波定位技术基础上,提出了1种基于自相关分析的气井液位声波测试方法;建立了环空液位声波测试实验系统,开展了不同起爆压力下环空液位测试实验;对检测到声波信号进行平滑降噪和自相关分析,计算液面位置,并与真实液位进行对比分析;将该方法在现场含噪声的环空带压气井液位测试中进行了应用。结果表明:该方法能够对环空液位声波测试信号中的液面反射波进行有效提取;相比较现有在测试信号平滑降噪基础上提取的液面位置,降低了计算误差;同时,该方法能够在井下噪声环境中实现微弱液面反射声波的有效提取,其处理后的信号峰值指标更为突出,提高了测试系统对液位的识别能力,便于自动识别。     

基于贝叶斯网络的气井井筒完整性风险评价

井筒完整性失效是气井生产中的主要风险,为有效评价井筒完整性风险,应用贝叶斯网络的推理与学习能力,建立了基于贝叶斯网络和Noisy-OR gate模型的井筒完整性失效概率计算方法和风险评价模型。由故障树分析将井筒分为管柱、水泥环密封性、井口装置、水力屏障和其他部件5个评价单元,确定了各单元的主要风险因素,建立了井筒完整性失效的贝叶斯网络拓扑结构;由Noisy-OR gate模型和历史数据,确定了贝叶斯网络的条件概率参数;将基于贝叶斯网络的失效概率与层次分析法相结合,确定了风险评价指标和等级划分标准;建立了气井井筒完整性风险评价方法。结果表明,该方法实现了井筒完整性失效概率的定量计算、风险的定量评价和主要风险因素的反向推理,可为预防和控制井筒完整性失效提供决策依据,有助于降低井筒完整性失效风险。     

体积法压井现场试验研究

为了更加精细地描述体积法压井过程中井内气体的分布和运移规律,针对体积控制法压井开展了试验研究,通过在试验井井底注气的方式,模拟气侵并实施体积法压井;测量并分析压井过程中套压、立压、出口流量及注气速率等参数的变化规律。研究结果表明:体积法压井控制过程中,由于井筒内气侵气体以多个短气柱和弥散型气泡分布为主,在钻井液泄流过程中套压很难实现理想状态的稳定控制;井口出现气体并不代表气侵气体以气柱形式全部到达井口,通过气液混合泄流,可有效控制井底压力实现井底准恒压;当部分气体在井口形成气柱后,可提前启动置换流程,这种体积控制流程和置换流程结合的方式可有效降低地层破裂风险;置换流程中压井液的注入会产生井底附加压力,针对薄弱地层,需考虑此参数以降低风险。     

多因素耦合作用下的气井持续环空压力预测模型

为了明确油管泄漏、温度效应及多环空相互作用等多重因素耦合作用对气井持续环空压力的影响，首先，基于传热学、工程流体力学及渗流力学理论，充分考虑油管泄漏、温度和压力对环空流体与管柱的影响及多环空相互作用等因素，建立多因素耦合作用下的气井持续环空压力预测模型；然后，基于某气井现场数据验证预测模型的准确性；最后，对比分析考虑多因素耦合作用与仅考虑油管泄漏2种情况的环空压力变化特征及参数敏感性。结果表明：所建立的预测模型具有更高的精度，与仅考虑油管泄漏因素的模型相比，其预测精度提高了3.87%;多因素耦合作用下环空压力出现压力拐点，且恢复过程可分为A高速增长、B缓慢下降和C压力平稳等3个阶段。油管漏点小、初始环空压力下、油管内壁压力小及漏点深度浅的情况下，更加需要考虑多因素耦合作用对环空压力的影响。     

Inherently safer sustained casing pressure testing for well integrity evaluation

This paper presents the use of a model to predict sustained casing pressure (SCP), from early pressure buildup data, as a basis for inherently safer well integrity testing. Inherently safer principles aim to eliminate or reduce the hazards by design rather than by using protective features. SCP, a well integrity issue exhibited in many wells, is any measurable pressure that rebuilds after being bled down and attributable to causes other than artificially applied pressure or temperature fluctuations in the well. Intrusion of gas, resulting in SCP, can occur because of poor cement bond in the casing or cement deterioration. Gas entering the annulus migrates to the wellhead and represents a hazard due to increased wellhead pressure and the gas inventory. Compromised well integrity can have catastrophic consequences on both environmental and safety aspects.Most regulations require the monitoring, testing and, eventually, the elimination of SCP. However, test data analysis is predominantly qualitative and limited to arbitrary criteria. Due to the high percentage of wells that present SCP, accurate, safe and preferably fast testing methods are needed. This paper implements an analytical model, rooted in the transport processes and thermodynamics of the system, to predict pressure profiles and gas accumulation during SCP testing from early-time pressure buildup data. The amount of gas accumulated during different testing criteria, being 1) current practices and 2) early diagnostic by the analytical model, is calculated and compared. Results show that using the analytical model as a predictive tool, testing time is reduced significantly, thereby limiting the amount of gas accumulated and reducing the risk. This makes the testing procedure inherently safer as well as less time consuming.     

扶正器对超深气井油管柱屈曲行为的影响研究

为对苛刻工况中超深气井油管柱的屈曲行为进行完整、定量的研究,针对塔里木油田某超深气井油管柱,采用接触问题的有限元法,建立了原始油管和带扶正器油管2种工况下的有限元模型,并对油管柱的屈曲、接触问题进行模拟。结果表明:2种工况下的油管柱均在中和点到封隔器段发生了非均匀的正弦屈曲,加扶正器油管屈曲后横向位移小,屈曲段变长,屈曲形态有所改善;该模型可以全井段对原始油管柱和带扶正器油管柱屈曲形态进行对比分析,并且可获取原始油管屈曲后与套管的接触压力及其摩擦力,可为扶正器位置设计和油套管摩擦损伤失效分析提供定量数据参考。     

Reliability assessment of ultra-deep oil and gas wellbore casing using data statistics and numerical simulations

Ultra-deep oil and gas wells have become a new development trend in onshore oil and gas exploitation. However, Ultra-deep oil and gas wellbore casing is with high failure risk due to the harsh environment. It is essential to evaluate the reliability of wellbore casing. This paper assesses the operational reliability of wellbore casing using data statistics and numerical simulation. Firstly, the theoretical model for reliability analysis of wellbore casing is established, and the variables in the model are determined, including rock mechanics, cement ring, and casing string strength factors. Subsequently, considering the random distribution of model variables, many statistics and analyses are performed to determine the distribution parameters of the model variables. Eventually, Monte Carlo based numerical simulations are carried out to obtain the residual strength distribution and the reliability of wellbore casing. The production casing in the ultra-deep well with a depth of 6.5 km in China as an industrial case is used to illustrate the present study. It is observed that this study can be useful to guide a more accurate assessment of the reliability of ultra-deep wellbore casing.     

复杂气井套管力学分析与可靠度评价

为建立考虑地层和套管参数随机性的套管可靠度评价理论方法,以便得到复杂井况下套管传统设计安全系数与可靠指标之间的关系,提出了非均匀地应力和内压联合作用下,沿套管最大外挤力方向管壁任意位置发生屈服失效时外壁等效均匀外挤力的计算方法;建立了套管抗挤和抗内压三轴强度计算公式以及有效内压计算方法;根据套管载荷和强度影响因素统计参数以及评价过程中参数测试标准值,利用蒙特卡洛法（MC）建立了完整的套管可靠度计算和评价方法;通过实例对传统安全系数与可靠指标的对应关系进行了研究。研究结果表明:指定条件下,套管安全系数与可靠指标之间存在对应关系;利用建立的方法编制计算程序可以为传统设计法中安全系数代表的安全程度进行量化;可靠度评价方法能够为安全系数的选取提供指导。     

油田CO2驱注采井缓蚀剂防腐性能评价*

为应对CO₂驱油过程中油井管材腐蚀严重、管线穿孔、破损现象,为油田优选缓蚀剂刻不容缓,针对油田某CO₂驱注采井不同注采周期分析其井筒温度压力场,通过对现场使用的缓蚀剂A,开展缓蚀剂的室内评价,预测全井段管柱腐蚀速率,计算油管柱剩余强度和油管柱安全系数,评价该井不同工况条件下的腐蚀失效周期,综合评价缓蚀剂防腐效果。结果表明:添加缓蚀剂后,油管安全生产周期明显延长,腐蚀速率控制在工程设计允值之内,该方法能有效评价缓蚀剂的应用效果,为现场缓蚀剂选择及管柱强度安全校核提供思路。     

防喷盒聚氨酯胶筒密封性能及其主控因素分析*

为使连续管防喷盒密封胶筒满足深井、高压气井等工况的密封需求,基于有限元方法建立胶筒密封模型,以胶筒密封面上的有效接触应力作为密封性能的评估指标,研究胶筒的结构、材料和工况等参数对防喷盒胶筒密封性能的影响,明确防喷盒胶筒密封性能的主控因素。结果表明:井筒介质压力、胶筒硬度、胶筒与连续管的间隙和摩擦系数是影响胶筒密封性能的主要因素,且井筒介质压力增大,防喷盒胶筒的密封性能增强,当胶筒硬度为75,85 HA、间隙为1.5 mm、摩擦系数为0.1时,胶筒的密封效果更好。连续管的运动方向对胶筒的密封性能有影响,连续管的运动速度对胶筒的密封性能基本无影响。