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。     

盐层技术套管环空带压处置技术

YD1区块位于塔里木盆地塔北隆起轮台凸起,该区块施工的高密度盐下水平井,技术套管固井面临井斜大、密度高、盐层造斜导致固井时套管不居中等难题。由于盐层段发育高压饱和盐水,在实际钻完井过程中多口井出现双级固井施工后环空带压,个别井环空带压超过套管四通旁通阀额定工作压力。为保证生产井长期安全生产及井控安全,分析盐层套管环空带压的原因,在API RP90环空压力评估测试程序的基础上,进行了降压、升压测试,利用饱和盐水运移过程中的盐结晶作用,采取环空控压放水的方法,消除了盐层技术套管环空超压的安全风险。通过3口井现场实践,形成了盐层技术套管环空带压处置技术。     

注入条件下注水井环空带压原因分析及对策

注水是海上油田稳产增产最经济有效的开发手段,但在注水井作业过程中油套环空带压现象频繁发生,严重影响注水效果,同时给井筒带来极大的安全隐患。鉴于此,以渤海油田某注水井为例,分析注水井环空带压的主要原因为:在活塞效应、鼓胀效应、温度效应及摩阻效应等综合作用下,注水管柱变形过大,导致插入定位密封拔出顶部封隔器密封筒。综合考虑注入量、注入压力、注入温度、井深和分层情况等关键影响因素,开展注水管柱受力变形敏感性研究,制定了3个针对性措施:(1)插入密封带锚定;(2)油管携带生产封隔器;(3)下入生产封隔器分层。现场应用结果表明:措施后的6口注水井环空套压均为0,未出现环空带压现象。该研究成果对注水井现场作业具有指导和借鉴意义。     

四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

四川盆地页岩气井环空带压井比例较高,对气藏高效开发和气井井筒完整性带来了挑战。通过对国内页岩气开发区块环空带压实际情况的具体分析,运用同位分析方法确定气体来源,采用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究,明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律,形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术:在浆柱结构完全满足密封要求的基础上,利用相间填充技术和降低水泥石孔隙度方法,开发出低孔隙度低弹性模量水泥浆体系,弹性模量低至4.2 GPa,相比常规水泥石35%的孔隙度,孔隙度降低27.1%,水泥石弹性变形能力大幅提升。现场5口井的应用实践证明,固井质量优质率达到100%,且未发生环空带压现象,对环空带压的控制具有良好的借鉴作用。     

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。     

页岩气井环空带压防治难点分析及对策

页岩气开发越来越受到重视,国内页岩气已投产井环空带压现象严重,影响了页岩气井安全高效开采。根据气井环空带压形成原因,结合页岩气井施工工艺,分析了页岩气井环空带压防治难点,主要包括套管密封失效处理难度大、长水平段油基钻井液钻进固井质量难保证、固井后施工作业对水泥环和套管外加载荷复杂。由于页岩气井开发工艺的特殊性,若页岩气井采用常规油气井环空带压预防和控制技术,其不足之处主要是套管密封失效处理后承压能力不高、常规清洗液对油基钻井液清洗效率低、水泥石韧性不能满足压裂要求。针对页岩气井环空带压防治难点和常规防治方法在页岩气井的适用性,提出从套管密封失效修复、提高油基钻井液钻进水平井封固质量、水泥环完整性破坏后修复三个方面对环空带压进行防治,并提出了相应的技术措施和建议,为页岩气井环空带压的防治提供技术参考与指导。     

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。     

伊拉克南部油田φ244.5 mm套管环空带压补救技术

伊拉克南部哈法亚、米桑等油田存在异常高压盐膏地层,部分井固井后环空带压（0.69～17.24 MPa）,严重影响后期开发,针对上述问题,优选可固化环氧树脂进行封堵作业。评价了环氧树脂稠化时间、抗压强度、流变等综合性能,实验结果表明:通过调整固化剂加量,环氧树脂工作液稠化时间在100～500 min范围内可调,48 h抗压强度大于50 MPa,流性指数大于0.94,稠度系数小于0.10 Pa·sn。现场采用阶梯式挤注环氧树脂进行封堵作业,挤入量达到100 L以上,现场实施3井次,72 h后井口压力降低为零,成功解决伊拉克南部油田高压盐膏层φ244.5 mm技术套管环空带压问题,对环空带压井治理具有一定借鉴作用。      

页岩气田站内管道腐蚀原因及治理对策

川渝页岩气田某区块站内管道腐蚀穿孔,影响站场正常运行,维修难度大,风险高,安全环保压力大.为此,通过对输送介质、腐蚀产物理化实验分析,结合环路模拟试验明确了管道腐蚀主要原因:微生物腐蚀造成的电化学腐蚀为主,CO 2腐蚀为辅,同时冲刷作用导致弯头穿孔加剧.通过缓蚀杀菌剂加注、抗菌钢管更换及除砂器优选等综合治理措施,实现了...     

普光气田套管变形原因分析及技术对策

汶川大地震之后,川东北地区普光气田已完钻井中有多口井套管发生不同程度的变形。分析认为,发生套管变形主要由于地震前后地应力的释放加速了盐膏层蠕动,导致套管承受的外载超过了套管的抗外挤强度。根据套管变形程度不同,提出了以液压滚压整形为主的多种套变治理技术和后续钻井技术方案。经过现场施工,套变井完井作业正常,新钻井也未发生套管变形,取得了明显效果,为此类地区的钻井设计及施工提供借鉴。     

双层套管锻铣技术在环空带压弃井中的应用

中东波斯湾海域某探井出现环空带压,弃井期间多次尝试在气源层射孔挤注处理环空带压问题,未获成功。在气源层上部锻铣?244.475 mm与?339.725 mm双层套管,并在锻铣井段内注防气窜水泥塞,通过负压测试等证实了可以利用水泥塞实现对气源层的有效封隔。现场应用表明,环空带压井弃井作业中运用多层套管锻铣注水泥塞技术能够彻底解决射孔挤注难以处理的环空带压问题。     

渤南区域注水井环空带压原因浅析及应对措施

注水井环空带压是油田开发过程中面临的问题之一,通过对渤南区块环空带压注水井的统计分析,针对不同井况,将主要原因归纳为管柱窜动、密封筒磨损、管柱腐蚀和管柱结构不合理,并探讨了每类问题的解决对策。     

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。     

储气库井环空带压相对风险评估

结合某储气库现场实际,基于一定失效可能性和失效后果,选取腐蚀度、A环空压力、无阻流量和到设施的距离四个注采井失效的关键影响因素,建立储气库注采井相对风险评估模型。利用该模型,对76口注采井选取相同的时间节点,计算各井的相对风险值并进行风险排序,选取合适的风险概率值,优选出急需管理和维护的高风险注采井。研究表明：注采过程中,采气初期的相对风险值明显高于其它三个阶段,且注气中期＞注气初期＞采气末期;选取95%的风险概率值,有4口注采井处于高风险状态;改变风险概率取值,可以得到需要进行重点维护和管理的注采井。     

套管环空保护液的研究与应用

在冀东海上注水井无套压注水后,为了保护套管不受腐蚀以及井下注水封隔器能够安全起出的需要,在套管环空需要注入环空保护液。基于套管和油管的腐蚀机理和防腐机理,设计出了套管环空保护液的主要添加剂,形成了套管环空保护液的基础配方,并通过对不同类型的除氧剂、缓蚀阻垢剂和杀菌剂的优选及加量调整,研制出了适用于南堡油田海上施工的套管环空保护液。评价结果表明:该保护液的稳定性好,杀菌率大于95%,密度范围宽(1.00～1.15g/cm3),对钢片的腐蚀性低,腐蚀速率低于0.05mm/a,能在井下对套管起到保护作用。目前该保护液已在南堡油田应用3口井,现场施工顺利。     

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。     

气井环空带压管理方法研究应用

本文在国内外油气田持续环空压力现状调研和统计分析的基础上,针对统计内气田生产情况,给出安全相关的评价方法和评价流程,保障现场作业人员生命及国家财产的安全。     

基于井筒完整性的环空带压风险评估

本文调研了国内外在井筒完整性的基础上环空压力风险分析,针对环空压力这一问题摸索出一套适用于环空带压管理的风险评估方法。     

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。     

深水井套管环空泄压装置的研制与应用

针对深水油气开发中因密闭环空压力升高而导致的套管挤毁、破裂等问题,研制了一种深水井套管环空泄压装置,并对其进行了性能测试和现场应用。该泄压装置以高精度破裂盘为核心部件,利用爆破片材料能瞬时泄压的特性,释放环空高压膨胀流体,消除套管环空压力升高带来的危害。破裂盘阀体选用SS316不锈钢,爆破片选用NS312镍铬合金,采用普通正拱形结构,最高设计破裂压力36.6 MPa;破裂盘套管短节采用双孔泄压设计,以防破裂失效。室内性能测试结果显示,破裂盘结构完整,耐温性能、时效稳定性好,能满足工程中0.80倍设计破裂压力条件下的稳压要求;实测破裂压力符合制造范围偏差±3.0%的设计要求;同时,随着流体介质温度升高,破裂压力降低,降低幅度不超过5.0%,小于破裂压力允值,满足现场应用需求。深水井套管环空泄压装置在南海东部某区块3口深水井进行了应用,均取得良好的应用效果,投产至今未出现由于环空压力升高导致的井下故障。研究表明,深水井套管环空泄压装置达到了预期的环空压力控制和管理的目的,可保障井筒安全。