海上气井环空带压油套管柱动态安全评价技术

为了有效预测海上气井环空带压油套管柱潜在失效风险及安全管理环空压力,提出1种基于井口压力、温度和液位多参数监测的海上气井环空带压油套管柱动态安全评价技术。首先,结合气井生产状态参数和完井信息,建立气井井筒压力分布计算方法;然后,根据力学知识分析气井环空带压油套管柱应力场特点,进而提出利用环空带压井油套管柱安全系数作为油套管柱失效评价依据;最终,开发海上气井环空带压安全监测系统并开展现场案例井分析。研究结果表明:监测系统能够准确获取环空带压状态参数,通过环空压力状态变化分析阐述“A”环空带压机理为泄漏点处油套管之间压力平衡的保持;结合实际井口环空压力监测数据,井筒安全系数能够实时表征油套管柱安全状态。     

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.     

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。     

热采井套损机理及套管强度优化设计

我国稠油资源丰富,然而稠油热采井套管损坏现象普遍存在,且有越来越严重的趋势,提高热采井套管寿命是稠油开采过程中迫切需要解决的问题。分析了热采井套管损坏主要原因,认为高温引起的强度变化、油层出砂亏空、固井质量差、隔热措施不利及套管本身材质问题都有可能引起热采井套管损坏。采用有限元分析软件ANSYS计算了不同隔热措施、不同注汽温度、不同注汽压力、不同套管材料及壁厚条件下套管应力分布规律。计算结果表明,为减少稠油热采井套管损坏,采用隔热措施较好的油管可以明显降低套管上的等效应力,同时在套管柱设计过程中应优选低弹性模量、厚壁套管。提出了VonMises等效应力对比高温屈服强度的校核新方法,为稠油热采井套管强度设计提供依据。     

深水隔水管系统安全作业窗口分析*

为分析深水隔水管系统在不同环境载荷下钻井平台允许的最大偏移量,确保整个钻井作业顺利完成并提高生产效率,建立隔水管-井口与土壤整体力学分析模型,提出1种以钻井平台向不同方向许可偏移距离确定安全作业窗口的分析方法,并结合实例分析表层海流速度及隔水管系统顶张力对隔水管系统安全作业窗口的影响。结果表明:当表层海流速度增大时,深水隔水管-井口与土壤整体系统安全作业窗口减小,不同模式间作业窗口的间距增大,且沿海流速度方向正常工作区间减小幅度远大于垂直海流速度方向,应尽早准备和启动隔水管系统底部脱离;当海流速度过大导致安全作业区间过小时,可通过提高隔水管系统的顶张力增大安全作业区间。     

油田修井作业井口泄露的应急处置技术研究

首先,本文介绍了井口泄露的常见原因和危害,强调及时处理的重要性。然后,阐述了应急处置的基本原则,包括保障人员安全和保护环境等。接着,详细介绍了应急处置的步骤,包括封堵井口、排除危险因素、清除泄漏物、监测环境和恢复井口功能等。最后,介绍了一些常用的应急处置工具和装备以及培训人员的重要性。通过对油田修井作业井口泄露应急处置技术的全面系统介绍,可为相关人员提供参考和借鉴。     

水泥环性质对套管破坏的影响分析

为研究水泥环受力对套管的影响,采用多孔介质流固耦合有限元计算方法和套管破坏准则,将地层和水泥环视作多孔介质,分析其对套管破坏的影响。通过建立地层-套管-水泥环有限元模型,对比研究套管在正常固井和未固井时所受的有效应力,定性分析水泥环材料性质对套管破坏的影响。研究结果表明:在多孔介质流固耦合作用下,水泥环对套管具有一定的保护功能;水泥环的泊松比对套管破坏影响较小;相较于其他两种水泥类型,膨胀水泥的性能更优,有效地减小了套管受到的应力应变。根据计算结果的分析,为套管的防护提供参考依据。     

基于热应力有限元的天然气深冷装置关键设备风险分析

高温、低温及温度交变工况对天然气生产装置长期稳定运行带来不利的影响,开展天然气深冷装置关键设备在温度载荷下的应力分析,是保障气田安全运行的关键。本文基于瞬态热力学基础理论,针对某采气厂天然气深冷关键设备建立全尺寸有限元模型,分析了温度载荷下关键部位热应力分布规律,并对最大等效应力位置进行强度评估。结果表明：塔器、换热器的应力薄弱点分布在进出口接管开孔和塔底焊缝位置;储罐的应力薄弱点分布在顶部开孔位置储罐外壁与支撑架连接位置;管线的应力薄弱点分布在橇装管线弯头法兰处以及表面裂纹处;支座的应力薄弱点分布在管道与管托接触位置以及支座接触位置。希望所得结论能够为关键容器在复杂温度工况下的强度设计、寿命预测及维护提供参考。     

页岩气体积压裂过程中套管失效机理研究

为了研究体积压裂过程中套管失效问题,基于页岩气水平井X-1h钻完井资料,提出了微地震数据反演方法,并结 合岩石断裂力学和岩石损伤力学,建立了X-1h体积压裂地层-多簇射孔-套管有限元模型。有限元结果表明:体积压裂范 围内的地应力场发生明显变化,甚至出现“张应力”区和“零应力”区的应力反转现象,该特征将不同程度地使套管在 地层中出现“悬空”状态,导致套管沿其径向产生一定程度的挠度变形,沿轴向套管呈现“S”型变形。适当增加压裂 段与段之间的间距,缩短多簇射孔压裂段的有效长度,可以有效地降低或控制水平段套管的“S”型变形量。该研究方 法和研究成果为体积压裂技术的套管变形失效控制以及页岩气安全生产提供了理论依据。     

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。     

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.     

Dynamic Bayesian networks for reliability evaluation of subsea wellhead connector during service life based on Monte Carlo method

The subsea wellhead connector is a critical connection component between subsea Christmas tree and subsea wellhead for preventing the leakage of oil and gas in the subsea production system. Excited by cyclical loadings due to environmental forces and the other support forces, the subsea wellhead connector is prone to the failure, which could lead to the loss of subsea tree or wellhead integrity and even catastrophic accidents. With the Monte Carlo simulation method, this paper presents a reliability analysis approach based on dynamic Bayesian Networks, aiming to assess the failure probability of the subsea wellhead connector during service life. Take the driving ring component of the subsea wellhead connector as an example to demonstrate the reasonability of the proposed model. The generation data is processed by the transform between the numerical value and the state variable. Based on the stress-strength interference theory, the structure reliability of the driving ring with 96.26% is achieved by the proposed model with the consideration the aging of the material strength and the most influential factors are figured out. Meanwhile, the corresponding control measures are proposed effectively reduce the failure risk of the subsea wellhead connector during service life.     

高压、超高压油气井装备抗内压强度设计计算分析*

为解决传统计算公式与方法已几乎无法满足目前对高压、超高压油气井装备强度设计的需求,利用理论分析方法,对不同抗内压强度计算公式进行详细分析,引入压力容器行业高压、超高压的计算公式与方法,并对某高温高压井抗内压强度进行分析,提出适用于超高压油气井的油套管抗内压强度计算公式。研究结果表明:不同抗内压强度公式的基本思想与设计准则不同,在使用时应注意限制条件,现有的抗内压强度计算公式不适用于高压、超高压油气井,材料性能不能充分利用且存在一定安全隐患;对超过100 MPa的油气井,可以采用弹塑性理念计算抗内压强度,对于油套管可以减小强度等级同时增加壁厚来满足抗内压强度要求。研究结果对高压、超高压油气井装备抗内压强度设计具有一定参考价值。     

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。     

水下连接器试压帽结构动态仿真及密封性分析

为解决水下连接器现有力学模型过于简化，预紧力加载不够合理，密封性能分析结果不够准确的问题，基于ABAQUS有限元模拟提出了新的动态接触分析方法，针对水下连接器试压帽双头螺柱结构，探究了安装和试压工况中该结构形式的密封特性及其与等效拧紧力矩的非线性关联。研究结果表明:在塑性失效设计准则范围内，2种工况下密封环的Mises值最大为399.4 MPa；安装工况下，随预紧力的增加，密封环上、下锥面最大接触应力先增大后略微减小；1 145 Nm螺栓拧紧力矩可完成安装工况，并能在试压工况中保证各部件不被弹开；试压工况下，随试验内压的增加，密封环上锥面最大应力缓慢增加，下锥面最大接触应力几乎不变，最终2值近似相等约为850 MPa，密封宽度合理。     

独塔自锚式悬索桥吊索力影响参数敏感性分析*

为了解成桥吊索力对构件刚度、索鞍位置、温度、吊索张拉力等参数的敏感性,保证自锚式悬索桥体系转换能够安全顺利地完成,以天水市罗家沟大桥为工程背景,采用解析法修正空缆线形、有限元法模拟施工过程,分析张拉前参数和张拉过程参数变化对成桥吊索力的影响。结果表明:刚性吊索索力对吊索抗拉刚度变化敏感,在实际施工前可根据实测数据对吊索张拉力进行适当调整;中、长吊索索力对张拉时环境温度比较敏感,中、长吊索临近的吊索索力对第1轮吊索的张拉力偏差比较敏感,在实际施工时应采取相应的措施对张拉力予以精确控制;吊索力对散索鞍沿滑动面滑动的边界处理较敏感,应在有限元建模和施工时予以重视。     

应急封井装置与深水井喷喷流井口对接模拟研究

为研究井喷高速喷流对应急封井装置与井口对接时的冲击影响规律,应用CFD数值模拟方法研究应急封井装置下放距离、对接偏距、井喷喷速对流场分布、冲击力的影响规律.结果表明:装置下放对接过程中短轴方向所受冲击力增加幅度较大;水平方向对接时,随着偏距的减小,装置所受冲击力降低,且降低速率增加;应急封井装置处于相同高度时井喷流体的...