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。     

基于积分原理的气井油套环空泄漏面积和泄漏速率计算方法研究

随着气井完整性理念的逐步推广,尤其是高温、高压、含酸气气井非常重视气井完整性管理与评价。环空泄漏速率是判断气井完整性是否失效最核心的参数。国外设备可测量环空泄漏速率,但高温、高压、含酸气气井现场作业风险高,成本高,如何安全有效地确定气井环空泄漏面积和泄漏速率是目前面临的难题。根据平衡原理,得出环空泄漏点位置,借鉴输气管道小孔泄漏模型,基于积分方法,确定环空泄漏面积,进而得出环空泄漏速率计算公式,可得出任意时刻环空泄漏速率。基于积分原理的气井油套环空泄漏速率计算方法在塔里木油田DN2气田现场吻合较好。     

基于贝叶斯网络的气井环空带压风险评价模型及应用分析

针对气井生产过程中环空带压日益严重导致井完整性失效风险上升这一问题,开展了环空带压风险评价研究。建立了基于贝叶斯网络和实际生产数据的环空带压风险预警模型,该模型将影响环空带压的因素分为油套管泄漏和水泥环失效两个单元,确定了各个单元的主要风险因素和风险失效概率,在此基础上,建立了环空带压风险量化评价指标,并进行了相应风险等级划分,形成了气井环空带压风险评价方法。统计了新疆采气一厂的191口井的失效概率,进行了实例应用,结果表明:该模型可对环空带压的潜在风险进行定量计算,可推理得出主要风险因素的逆向成因,为预防和控制环空压力提供决策依据,有助于降低气井环空带压风险的发生概率。     

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。     

超声波成像法在多层环空井下漏点检测技术中的应用

目前,高温高压含硫气井在生产过程中环空带压现象普遍,井完整性面临巨大挑战.井筒泄漏是气井环空带压的主要原因,准确判断井筒泄漏途径及原因、找到泄漏点位置是科学制定环空带压治理措施的关键.介绍超声波成像井下漏点检测技术的基本原理,并在某高温高压含硫气井中开展多层环空带压井下漏点检测现场试验.结果表明,该井A、B环空均存在泄漏点,产层气通过油管丝扣进入A环空、并通过套管丝扣进入B环空,导致该井持续环空带压.采用超声波成像井下漏点检测技术能够在不动管柱的情况下,精准确定气体泄漏途径及原因,可为气井下步治理方案及制定相应的控制措施提供依据,具有良好的推广应用前景.     

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。     

基于层次分析法的气井完整性评价模式

近年来高温、高压、酸性气井的不断投产与生产,如何有效评价现役气井的完整性状态,预防重大事故发生,获取最大的经济和社会效益已成为气田管理者重点关注的问题.首先将气井分为环空带压“隐患井”和常规井两类进行完整性评价.以环空压力绝对值和泄压恢复速率与恢复值为参数,建立“隐患井”的完整性评价模式.将常规井划分为井口、管柱和井筒3个评价单元,确定了7大完整性评价要素,并参照现场实践和相关标准与规范,制定了各评价要素的评价指标;基于层次分析法,定量地确定各评价要素对气井完整性的影响权重,进一步建立风险评分表,最终建立气井完整性评价模式.将评价模式应用于塔里木气田现场,与现场吻合较好,具有很好的指导意义.     

磨溪区块龙王庙组气藏生产阶段井完整性管理实践

具有高温高压酸性特征的安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏生产井相继出现井口设备抬升、环空异常带压、井口设备腐蚀与泄漏、井下管柱和工具泄漏等问题,这对气井安全生产提出了严峻挑战。为此西南油气田分公司参考国外油气田井完整性管理相关推荐做法,结合龙王庙组气藏生产管理现状,建立了一套贯穿气井运营生命周期的井完整性管理流程。该流程以井监测、检测和测试等方法取得的井完整性信息为基础,对气井开展井完整性评价和风险评估,并依据评估结果制定合理的技术和管理措施。通过上述技术与管理模式的创新,不断开展井完整性现场管理实践和探索,逐渐形成了以井抬升风险分析和管控、环空压力管理技术、井腐蚀监测、井完整性评价和井屏障测试及维护为主,较为完善的井完整性管理体系,确保了气井安全稳定生产。其技术和管理模式可被国内其他类似气藏借鉴。     

高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例

四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含 H₂S 和 CO₂等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。研究结果表明 ：(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础 ;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据 ;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供...     

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。     

基于井眼清洁程度与水力学耦合的环空压耗最小化计算方法

在钻井过程中,岩屑在井眼中堆积形成岩屑床,会引起环空压耗增大。针对井眼清洁不充分造成的环空压耗大的问题,根据质量及动量守恒理论,将岩屑运移与钻井水力学计算相耦合,建立了井眼清洁程度与环空压耗相关的数学模型,并利用全尺寸岩屑运移试验数据进行了模型验证。利用所建模型,分析了排量、井斜角、环空尺寸、机械钻速和钻井液流变参数对环空压耗和井眼清洁程度的影响。结果表明:大位移井和水平井中由于存在岩屑,环空压耗并非随排量增大一直增大,而是存在一个临界值;排量小于临界值时,环空压耗随着排量增大而减小;排量大于临界值时,环空压耗随着排量增大而增大。根据分析结果,建立了基于井眼清洁与水力学耦合的环空压耗最小化计算方法,利用该方法可以优化钻井参数,控制环空压耗,指导钻井设计和钻井施工。      

川中高压气井钻完井期间环空带压原因分析及应对固井技术

川中高压气井纵向上存在多产层、多压力系统,须家河之上浅层气及嘉陵江组、飞仙关组等高压气层显示活跃。区块整体固井质量较好,但钻完井期间有12口井B、C环空异常带压。通过固井情况、气源、带压时间分析,并采用水泥环完整性评价装置及软件分析后续工况对水泥环密封完整性的影响,推断常规水泥石力学性能不适应川中高压气井层间封隔要求,固井后管柱试压、钻井液密度降低易导致水泥环完整性受损,是C环空带压的重要原因。φ177.8 mm尾管固井质量差,后续工况进一步削弱固井胶结质量是B环空带压的重要原因。基于此,针对性地优化了韧性微膨胀水泥浆体系,形成了“以快治气”防窜固井工艺,推广应用封隔式尾管悬挂器。现场应用12口井,φ177.8 mm尾管固井质量声幅评价段平均合格率由52.98%提高至73.18%,较好地解决了钻完井期间环空带压问题。      

高压气井环空压力管理图版设计与应用

环空带压是国内外气田普遍存在的气井完整性管理技术难题,科学的环空压力管理能够有效缓解环空带压问题的恶化,保证油气井的长期完整性。但目前国际上应用广泛的几种环空压力管理技术均无法满足中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)超深层高压气井的管理要求,急需一套适合于该公司超深层高压气井的环空压力管理技术。为此,基于国内外现有的气井环空压力管理技术,综合考虑超深层高压气井A环空对应所有井屏障部件在不同生产和关井工况下的安全性,创新了一套A环空最大允许压力曲线和A环空最小预留压力曲线的计算方法 ;同时,兼顾安全性和可操作,通过进一步优化B、C、D环空最大允许压力计算的考虑因素和安全系数取值,提出了一套B、C、D环空最大允许压力计算新方法 ;进而设计完成了一套高压气井环空压力管理标准化图版。该项技术已在该公司所有高压气井进行了推广应用,有效地支撑了塔里木油田超深层高压气井的安全高效开发。     

海洋深水高温高压气井环空带压管理

中国南海高温高压油气藏开发过程中,井筒环空带压问题突出,一旦超过允许值将会影响安全生产。为了保证气井的正常生产,需要确定环空压力的合理范围,为此基于ISO 16530-1:2017标准和API RP 90-2的推荐做法,研究并建立了考虑管柱承压能力和关键节点校核的深水高温高压气井环空带压控制值计算模型以及一套环空压力管理图版。研究结果表明:(1)管柱承压能力计算主要针对环空对应的油管和套管;(2)关键节点校核计算主要针对井口装置、封隔器、井下安全阀和尾管悬挂器等;(3)建立了环空最小预留压力计算模型,以确保对深水高地层压力或井底高流压气井的环空施加一定的备压,保证井下管柱和工具在合理环空压力范围内正常工作;(4)以某深水气井为实例进行了计算与分析,得到了考虑和不考虑壁厚减薄情况下随投产时间变化的各环空带压控制值。结论认为,所建立的模型及图版应用于海上深水高温高压气井,使用简便、可操作性强,可以为深水高温高压气井及类似井的井筒环空压力管理提供借鉴。     

深层气井油套环空泄漏点关键参数地面诊断技术

深层气井开发过程中存在油管柱泄漏失效导致的油套环空异常带压现象,易造成气体泄漏、井口顶升和管柱损坏等事故,威胁井筒安全。与传统井下测井方法相比,采用地面诊断技术可快速判断油管泄漏程度,精准定位井下泄漏点,避免生产管柱扰动,实现对井筒潜在风险的“早发现,早识别”。首先根据压力平衡原理建立泄漏点深度求解模型,其次采用小孔模型描述气体泄漏过程,构建基于环空体积相容性原则的气体聚集增压模型,应用控制变量法对环空带压敏感性因素进行定量分析,并根据泄漏点深度和当量尺寸差异,结合环空泄压恢复测试曲线特征,将油套环空起压规律划分为4类典型模式。以案例井参数为例,油管柱泄漏失效条件下引发的油套环空带压按物理过程划分为管柱小孔泄漏、气液两相运移和气穴聚集增压3个阶段,随着时间推移,油套环空压力和气体体积逐步上升,泄漏速率逐渐降低,直至泄漏点内外侧压力平衡时趋于稳定,其中“浅部大孔、高压快升”的起压模型风险等级最高;经过反演计算,案例井油套环空压力值26.1 MPa,泄漏点当量尺寸2.1 mm,最大泄漏速率0.20 m3/min,井筒安全风险相对较高,建议采用机械修补、化学堵剂等方式进行密封堵漏。     

元坝高含硫气井油套环空正常起压规律

对于元坝这种高含硫并于近期大幅度提产的气井来讲,温度效应引起的环空压力也是一类不容忽视的井筒安全威胁。首先结合元坝气井产水并且产气中含非烃成分的实际生产情况,建立了考虑非烃校正的气液两相流井筒温度、压力计算模型和温度效应引起环空压力预测模型,通过实例计算和参数敏感性分析获得了油套环空正常起压规律,并提出了相应的环空压力控制措施。然后通过不同产气量和产水量情形的模拟计算,建立了油套环空起压类型判断图版,并将该图版进行了现场应用,实现了元坝3口重点井的起压类型判断。结果表明：降低环空流体热膨胀系数、提高环空流体等温压缩系数和油套管变形系数都是控制环空压力的有效方法;投产初期预留一定环空气腔高度有利于降低环空压力。     

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。     

渤海“三高”气井环空早期圈闭压力预测

针对渤海"三高"（高温、高压、高酸气含量）气井生产早期环空圈闭压力过大严重威胁井筒安全、现有计算模型不能满足"三高"气井圈闭压力计算需要进而影响井筒完整性管理的问题,为准确预测"三高"气井的圈闭压力,基于漂移模型、动量守恒、能量守恒、井筒传热学、平面应变力学方程、气体状态方程以及管柱力学相关理论,建立了"三高"气井井筒温度、压力耦合预测模型以及气液两相圈闭压力迭代模型,实现了"三高"气井高温、高压、产水和非烃气体等实际工况下的气液两相圈闭压力计算,并解决了现有计算模型适用性差以及迭代不收敛的问题。研究结果表明：所建温度、压力耦合预测模型误差约为5%;相较于已有模型,所建模型计算结果更接近现场实际情况,误差在7.5%以下,高产工况下准确度更高;分析得到了"三高"气井不同因素对圈闭压力的影响规律,进行定量化敏感性分析,并以此为依据从工程角度提出了环空圈闭压力的控制措施。其中,环空预留5%~7%气柱能有效降低圈闭压力。