高温高压高酸性气田环空带压井风险级别判别模式

气井环空带压是高温高压高酸性气田的普遍问题,环空异常带压将严重威胁气井安全生产,亟待进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,以失效发生的可能性、危害性及当前状态为参数,依据相关行业标准,结合现场经验,提出影响气井完整性的30项因素,并逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,可把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。研究表明:气井生产工况和工艺措施决定完整性失效发生的可能性和危害性,当前状态是判别气井完整性最重要的参数,环空压力和泄漏速率可作为“一票否决”的参数。     

基于井下作业载荷的A环空带压值计算研究

当前气井环空带压现象日趋普遍,部分井已严重影响其安全生产。环空带压机理较为复杂,大致可以分为温度效应诱发的环空带压、鼓胀效应诱发的环空带压、泄漏或密封失效等因素诱发的环空带压等,文章主要讨论鼓胀效应诱发的环空带压机理及相应的计算模型。对于两端固定且封闭的油管柱,当油管内压力大于油管外挤力时,油管柱的外径发生鼓胀(即鼓胀效应),导致油管和套管之间的环空体积减小,从而诱发环空带压。笔者运用弹塑性力学基本理论,将油管柱简化为薄壁圆筒,推导出了油管柱内压力与其膨胀量、A环空带压值之间的关系模型,为环空带压安全评价和下一步治理方案提供理论依据。     

基于压力恢复测试的气井油套环空泄漏程度评价

"三高"(高温、高压、高产)气井在开发过程中越来越多地出现环空带压问题,环空带压预示着井筒发生泄漏,井筒完整性受到削弱,威胁气井安全生产。气井井筒完整性失效最根本的原因就是管柱发生泄漏。在借鉴已有研究成果的基础上,利用平衡原理,计算环空泄漏点深度;基于环空压力现场诊断测试曲线,建立了一种环空泄漏程度评估方法。该方法通过拟合现场实测数据,可预测环空压力的发展趋势,评价环空井筒泄漏的速度和泄漏点的等效直径。该方法对环空异常带压的诊断评估、环空压力的控制具有重要意义。     

高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理

在高温高压含硫气井中,环空带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发潜在的安全事故。针对开采过程中井筒温度升高使密闭环空流体受热膨胀而导致的环空带压问题,建立了高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压值的计算模型,并进行了实例计算。结果表明,高温高压含硫气井环空流体热膨胀引起的带压值很有可能会引起生产管柱的失效,给油气井安全生产带来威胁。因此,有必要在井身结构设计、套管强度设计与环空保护液优选时,根据油气井正常开采的工作制度,降低开采过程中环空带压值并开展有效的环空带压管理,确保高温高压含硫气井的长期安全生产。     

高压、含酸性介质气井油套环空泄漏速率计算

气井完整性失效最根本的原因就是管柱发生泄漏,从而导致气井环空异常带压,威胁气井安全生产。环空泄漏速率是判断气井完整性是否失效最核心的参数。目前,有国外石油公司通过设备现场测量环空泄漏速率,国内还未有可靠的方法确定环空泄漏速率。提出了两种环空泄漏速率的计算方法:一是安全阀法,借鉴井下安全阀泄漏速率的判别方法;二是微分法,建立气体在环空泄漏的理论模型,并通过输气管道小孔泄漏模型确定边界条件。由于现场泄压数据的影响,井下安全阀法不适用于现场,可采用微分法进行环空泄漏速率计算。应用微分法对塔里木油田DN2气田进行了实例验证,与现场实际吻合较好,表明该环空泄漏速率计算方法较为可靠,对现场生产有一定参考价值。     

高含硫高产气井环空带压安全评价研究

针对部分油气井环空带压的现状, 调研了国内外油气井环空带压的大小及分布, 发现大约有 ５ ０ ％环空带压是发生在生产套管和油管间的环空。为此, 研究了造成环空带压的原因, 认为作业施加的环空压力, 受温度、 压力变化使环空和流体膨胀引起的环空压力以及由于油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流引起的环空压力, 是造成环空带压的主要原因。借鉴国际上知名油公司环空带压安全评价方法, 建立了高含硫高产气井环空允许最大带压值的计算方法, 结合某高产气井的实际井身结构（ 完钻井深为 ５２ ０ ０ｍ , 产层压力为 ７ ２ ． ８ＭＰ ａ ）井下管串组合、 实测的环空带压值, 对比计算了允许的环空带压值, 并评价了该井的安全状况, 评价结果表明, 虽然该井出现较高的环空带压情况, 但还可以正常开采。所建立的高含硫高产气井环空允许最大带压值的计算方法, 为高含硫高产气井环空带压安全评价奠定了基础。     

环空带压井泄漏量计算新方法

气井完整性理念的逐步推广使得各大油气田越来越重视环空带压气井的完整性管理与评价。环空泄漏速率是气井完整性评价的关键参数之一,但高温、高压、含酸性气体气井的泄漏速率测量风险及成本较高,现场操作中难以获取。为了获取气井井底泄漏速率参数以辅助完整性评价,文章基于安全阀泄漏模型和小孔泄漏模型,结合环空带压气井井身特征,从模型机理角度分析其应用于环空泄漏速率计算的思路,并明确了模型参数。通过实例井计算对两种泄漏模型的应用进行了对比,验证了其合理性及可行性。文章研究内容为环空带压气井的泄漏量评价提供了理论依据,为气井完整性管理研究发展起到了促进作用。     

环空渗流诱发环空带压机理研究

随着天然气井的开发,持续环空带压问题越来越突出,对安全生产造成了严重的威胁。造成环空带压的原因较多,主要可分为温度效应诱发的环空带压、密封失效诱发的环空带压以及气体运移诱发的环空带压。针对日益严重的环空带压问题,文章根据井身结构、天然气性质,对由气体运移诱发的环空带压进行了研究,并建 立了由此诱发的环空带压计算模型。在建立数学模型过程中,将天然气在水泥环中的渗流简化为低渗透多孔介质的不稳定渗流,并在漂移模型基础上建立了气体在水泥环上部液柱中的瞬态运移模型。根据某气井数据进行了实例分析计算,并记录12.7mm针型阀放压和关闭针型阀24h内压力下降曲线和压力上升曲线。结果表明,所建模型计算出的环空带压值与现场检测数据相吻合,这为SCP风险评估和制定解决方案提供了依据。     

基于LabVIEW的高压气井环空带压管理系统应用

气井环空带压会严重威胁天然气的生产安全和环境健康。为有效管理高压气井环空带压问题,分析了高压气井环空带压原因,在此基础之上建立高压气井环空带压管理操作流程。针对高压气井生产动态,在采气树环空连通阀引入压力变送器与自动泄压管线,并基于LabVIEW平台,结合DATAQ数据采集卡、及PLC下位机,开发出高压气井环空压力管理系统。进而进行压力泄放/恢复监测与井口气体泄漏测试。结果表明,该系统测量精度高、运行稳定可靠,同时节省了人工成本,对提高高压气井动态管理水平与风险控制技术有重大意义。     

海上气井环空带压管理方案研究及应用

据统计目前大部分海上气井都存在环空带压问题,最高环空带压值超过18 MPa,如何管控环空带压气井的安全风险是亟待解决的问题。在研究API RP90和ISO 16530-2等国际标准的基础上,结合海上气井的井身结构、完井管柱和井下工具情况,针对海上环空带压气井,建立了一套适用于海上气井环空带压的管理方案,并通过在海上气田的应用分析证明了方案的可行性。本文研究成果对于海上环空带压气井的安全生产和管理具有指导意义。     

JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术

随着页岩气大规模开发,针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多,但同期页岩气井环空带压情况并未缓解,对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题,建立了水泥环密封完整性评价装置,针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析,并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压,而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用,压裂投产后带压井比例下降了82%,有效解决了页岩气井环空带压难题,提高了页岩气井水泥环长期密封完整性,保障了页岩气田安全开发。     

天然气开发战略规划风险量化评价方法研究

天然气开发战略规划编制过程中许多指标都具有不确定性,有可能会导致实施过程中存在较大的风险,为了更好地规避风险,充分发挥战略规划的引领作用,对风险进行量化评价就显得十分必要。为此,系统开展了天然气开发战略规划风险因素识别、目标模拟方法和风险综合评价标准研究。天然气开发战略规划风险因素主要有7类,即资源规模、开发地质、规划部署、技术水平、经济效益、管道市场和宏观政策风险;考虑不同风险因素对规划目标的作用机理,建立了产量评价数学模型,即以资源规模和开发地质作为产量规模评价的基础,以技术水平、管道市场、宏观政策和规划部署风险为约束条件,以经济效益最大化为优化目标的天然气产量最优化预测模型;引入蒙特卡洛随机模拟方法,实现了产量概率模拟;综合考虑产量目标实现概率和离散程度两个指标建立了风险等级评价矩阵,并针对客观风险和决策风险特点分别建立了"概率曲线扫描法"和"概率曲线位移法"两种风险因素敏感评价方法。实例应用效果表明,该风险量化评价模型能够量化战略规划风险大小、主要风险点及其分布特征,可以为辨识和降低战略规划风险、制定规避措施提供科学依据。     

Casing life prediction using Borda and support vector machine methods

Eight casing failure modes and 32 risk factors in oil and gas wells are given in this paper. According to the quantitative analysis of the influence degree and occurrence probability of risk factors, the Borda counts for failure modes are obtained with the Borda method. The risk indexes of failure modes are derived from the Borda matrix. Based on the support vector machine (SVM), a casing life prediction model is established. In the prediction model, eight risk indexes are defined as input vectors and casing life is defined as the output vector. The ideal model parameters are determined with the training set from 19 wells with casing failure. The casing life prediction software is developed with the SVM model as a predictor. The residual life of 60 wells with casing failure is predicted with the software, and then compared with the actual casing life. The comparison results show that the casing life prediction software with the SVM model has high accuracy.     

环空带压对深水水下井口疲劳损伤的影响规律

海洋深水油气井测试过程中,高温产液上返时会加热周围套管及多层套管环空内的液体,引起液体在密闭井筒环空中膨胀,产生环空带压。环空带压的存在会改变水下井口疲劳热点处的应力状态,进而对水下井口疲劳损伤产生不利影响,制约了深水油气井长期安全高效运行。为了给深水油气井的长期安全运行提供更加科学的指导,考虑环空液体物性参数、井筒环空液体热膨胀和环空体积变化的耦合影响,建立了水下井筒环空带压计算模型,采用迭代法对环空带压进行了求解,将获得的环空带压施加到水下井口有限元模型上,然后以高压井口头与表层套管的焊缝为研究对象,研究了环空带压条件下水下井口疲劳热点处的应力状态;在此基础上,分析了环空带压、水泥浆返高和高压井口头出泥高度对水下井口疲劳损伤的影响规律。研究结果表明：①环空带压的存在会加剧水下井口的疲劳损伤,压力越高,疲劳损伤越严重;②表层套管外水泥浆返高与泥线的距离越大,水下井口的疲劳损伤越小;③高压井口头出泥高度越大,水下井口疲劳损伤越大。结论认为,有效地控制水下井口的环空带压与合理地设计井身结构,有助于减少水下井口的疲劳损伤。     

考虑气体溶解效应的持续套管压力预测与分析

水泥环失效是导致持续套管压力的重要原因之一,严重威胁油气井的安全生产。基于气体渗流方程,利用水泥环综合渗透率表征水泥环失效程度,建立了考虑气体溶解的持续环空压力预测模型,通过与现场实测数据的对比表明模型具有较高的预测精度。考虑气体溶解可准确预测进入环空的气体泄漏量,溶解效应对于压力早期建立过程具有重要影响,随着溶解度的增加预测误差增大,适当增加压力测试数据有利于减小预测误差。利用建立的模型对陵水气田进行了持续套管压力预测,结果表明,随着水泥环综合渗透率的增加,持续套管环空压力上升速度明显加快,环空流体密度减小会导致持续最大环空压力升高,预置环空体积可以延缓环空压力的上升。从工程角度,保证气井整个服役期水泥环的完整性和考虑钻井液沉降的影响对于环空压力管理具有重要意义。     

普光高含硫气井环空带压风险诊断与治理

含硫气井的环空带压过高会造成井下油管、套管、封隔器超压或挤毁失效,舍H2S的气体还会造成井口套管及套管头腐蚀,降低气井生产安全系数,增大事故隐患。文中针对油管、套管、封隔器的承压强度,借鉴APIRP90（（海上油气井环空套压管理》,对环空气压来源进行了分析,探索了气井的环空压力许可值理论计算方法,指出套管高压异常井应采取环空卸压和环空保护液灌注等措施,使环空压力和环空保护液的pH值均在受控范围之内,以此指导高含硫气井服役期间的安全管理。该方法已经在普光气田进行了推广应用,对于环空压力异常井的安全管理具有重要意义。     

基于失效数据的油气管道定量风险评价方法

油气管道风险评价作为当前的热点问题,逐渐由定性评价向定量评价过渡。为了减少油气管道定量风险评价过程中主观因素的影响,建立了基于管道失效历史数据的油气管道定量风险评价模型,通过分析美国管道与危险品安全管理局(PHMSA)等数据库的管道分类失效数据,确定了油气管道的基本失效概率与修正因子的指标体系,再根据各个指标量化的难易程度将修正因子分为定量、半定量及定性3种类型,其中前两类指标可以量化或量化分级,仅后一类指标依赖于专家的经验判断,大大降低了风险评价的主观依赖性。进一步构建了油气管道风险评价矩阵,用失效概率量化失效可能性,用后果评分量化失效后果的严重程度。最后,将该油气管道定量风险评价方法应用于某输气管线,并绘制"红橙黄蓝"4色管线风险分布图,识别出该管线的高风险管段。结论认为:(1)基于管道失效历史数据的风险评价方法能够客观地量化管道的失效概率,准确进行风险分级,有利于实施风险分级管控策略;(2)建议建立全行业或全国范围的管道失效数据库,以期为基于历史数据的定量风险评价乃至制订风险管控措施提供依据。     

基于环空窜流组合模型的套管环空压力预测

为准确预测套管环空上方的持续环空压力,以水泥环裂隙与固井界面微环隙为环空窜流通道,用一维不稳定渗流描述气体在水泥环中的运移过程,基于物质守恒和体积守恒,将环空窜流等效渗透率计算方法补充到持续环空压力预测模型中,依此建立了套管环空压力计算模型,并给出了迭代求解方法,实现了对水泥环真实密封性的定量评价。通过与现场实测数据的对比,验证了模型预测套管环空压力的准确性。研究结果表明:窜流通道等效渗透率和初始环空压力只会影响套管环空压力的上升速度;而气层泄漏压力和水泥环封隔长度会同时影响上升速率和环空压力极值;改善水泥浆配方以及合理调控水泥返高是现场防治套管环空压力较为可行的措施。研究结果可为现场套管环空压力的风险评价与管理控制提供理论依据。     

基于可靠性理论的套管失效风险评价方法

针对套管几何参数、力学性能和外载存在随机性的特点,对传统套管安全系数设计与评价方法不足之处进行了分析。根据结构可靠性理论,建立了套管抗外挤强度和抗内压强度的失效风险评价方法。采用Monte-Carlo随机抽样法,模拟出了套管强度的随机分布规律,得出了不同载荷条件下套管失效概率以及安全系数与套管失效概率之间的对应关系。研究表明,基于可靠性理论建立的套管失效风险评价方法,可对套管的安全可靠度进行定量评价。对于不同的套管类型和外载条件,安全系数相等,而失效概率并不相同。计算出的失效概率评价指标,可为传统安全系数的选取和外载条件不确定性情况下套管设计与评价提供依据。