精品气井持续环空带压毕业论文设计40论文41Word格式.docx

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这是指导气田安全生产的关键所在。

关键词：

持续环空窜流气井固井指导生产

第1章绪论1

1.1课题研究的目的及意义1

1.2课题研究的国内外现状及其情况2

1.2.1墨西哥湾的OCS地区气井持续环空压力情况2

1.2.2加拿大天然气井或油井持续环空压力情况2

1.2.3国内天然气井持续环空压力的情况2

1.2.4美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况2

1.2.5国内外研究现状3

1.3研究的主要内容及技术路线6

1.3.1主要内容6

1.3.2技术路线6

第二章产生机理8

2.1环空的概念及分类8

2.2持续环空压力9

2.3固井方面10

2.3.1环空带压对气井固井的特殊性10

2.3.2气井固井后环空带压的规律11

2.3.3环空带压或井口窜气的原因分析11

2.4持续套管压力形成机理13

2.5卸压后持续套管压力上升机理16

2.6井口允许最大带压值模型15

2.6.1环空最大许可压力值概念16

2.6.2确定原则16

2.6.3Ａ环空最大许可压力16

2.6.4中间环空最大许可压力16

2.6.5表层环空最大许可压力17

第3章持续环空压力安全评价及治理方案18

3.1安全评价18

3.1.1中石油方面18

3.1.2风险级别判别18

3.1.3标准与规范18

3.1.4气井本身特性19

3.1.5工艺措施20

3.1.6当前状态20

3.1.7风险级别判别模式22

3.1.8评价流程23

3.2治理方案25

3.2.1预防环空带压的技术措施25

3.2.2解决环空带压的技术措施26

第4章实例计算，指导气田安全生产28

第5章结论33

参考文献34

第1章绪论

1.1课题研究的目的及意义

气井持续环空压力是气田钻井的普遍问题，环空异常压力将严重威胁气井安全生产。

随着国内外天然气用量的迅速增加，井下的地质环境也越来越复杂，固井后的持续环空压力问题也越来越突出。

在中国塔里木盆地迪那2、四川盆地龙岗等气田，持续环空问题是困扰气井安全开发的重要难题。

气井环空带压是指井口环空压力表非正常启压。

如果经井口放喷阀门放喷后，关闭套管环空后，压力又重新上升到一定程度，国际上通常称为持续环空带压⋯。

环空带压不仅使CO2和HS2等腐蚀性气体进入油套环空而腐蚀套管内壁，而且导致套管长时间承受高压，存在天然气窜漏至地层、泄漏至井口的风险，甚至引发灾难性事故。

因此必须进行气体持续环空机理及安全评价研究，以解决或减少环空对钻井过程中造成的事故。

了解气井持续环空压力机理，制定环空压力治理方案，解除气井生产安全。

1.2课题研究的国内外现状及其情况

1.2.1墨西哥湾的OCS地区气井持续环空压力情况

在墨西哥湾的OCS地区，大约有15500口生产井、关闭井及临时废弃井。

美国矿物管理服务机构（MMS）对该地区井进行了统计，有6692口井约43％至少有一层套管持续环空压力。

在这些持续环空压力的井中，共有10153层套管环空带压，其中47.1％属于生产套管带压，16.3％属于技术套管带压，26.2％属于表层套管带压，

10.4％属于导管带压。

该地区大部分井下人了几层套管柱，从而使判定环空带压的原因与采取有针对性的补救措施困难，每口井补救费用高达100多万美元。

1.2.2加拿大天然气井或油井持续环空压力情况

在加拿大，环空带压存在于不同类型的井中。

南阿尔伯特的浅层气井、东阿尔伯特的稠油井和ROCKY山麓的深层气井，都不同程度地存在环窄压力问题。

加拿大环空压力问题绝大多数是由于环空封固质量不好，天然气窜至井口造成的，原油有的时候也能沿着窜流通道窜出地面。

1.2.3国内天然气井持续环空压力的情况

大庆庆深气田相继出现升深8井、徐深10井、徐深901井、徐深606井、达深斜5井持续环空带压。

四川龙岗地区龙1井、龙2井、龙3井的西244.5mm与西177．8mm技术套管持续环空带压。

龙岗3井试油时发现担44．5mm与咖177．8mm环空间压力达到18MPa，经接管线出井场，卸压点火燃烧。

塔里木的克拉气田有ll口井环空带压，克拉2—10井咖250．8mm技术套管固井施工达到设计要求，但投产后套压达到53．8MPa（7800psi）。

根据国外气井持续环空带压的一般规律，随着天然气开采时间的延长，国内气井环空带压问题也会越来越突出。

1.2.4美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况

美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况，发现该区域有8000多口井存在一个或多个环空同时带压，并且约50％的环空带压发生在Ａ环空（油管—生产套管环间），10％环空带压发生在Ｂ环空（生产套管—技术套管环间），30％环空带压发生在Ｃ、Ｄ（两层技术套管环间、技术套管—表层套管环间）环空；

且随着生产时间越长，环空带压几率越大。

据对墨西哥湾OCS地区的统计，开采15ａ的井地面能测量出环空带压（一层或几层套管带压）的概率约占到总井数的50％。

（如图1.1）

图1.1该地区各层套管带压的情况统计图

在实际生产中，环空压力过高将可能导致潜在的安全生产事故；

若环空压力过小，则井口处油套压差过大，安全系数过低，长期疲劳生产，也易发生事故。

目前，在环空带压管理上，国际、国内都没有完善的方法来确定环空压力安全范围来指导生产。

国际上，挪威NorsokD-010[6]提出了所有易受影响的环空都应该用最小和最大的操作压力极限范围来进行监测和保持压力水平，确保随时都可以了解到的井筒完整性。

ARPRP90标准中给出了最大环空许可压力的确定方法，但是上述方法仅考虑了最大环空压力许可值，。

因此，高压气井安全评价技术已经成为环空带压气井的环空压力技术管理不可或缺的内容，根据塔里木油田高压气井实际完井状况和气井现场管理经验，而环空压力安全范围的确定是其中的重要组成部分，本文给出了气井环空压力许可值的确定方法，以明确高压气井环空压力的安全范围，为环空带压井的管理提供依据。

1.2.5国内外研究现状

1）国外研究现状

美国石油学会（AmericanPetroleumInstitute）于2006年8月出版了一部旨在指导管理海洋油气井环空压力的推荐做法-（API-RP90）。

该推者作法涵盖了环空压监测、环空压力诊断测试、建立单井的最大环空许可工作压力（MAWOP）以及对环空压力的记录等内容。

该推荐作法已经成为指导国外海上油气井管理环空压力的重要指导方法。

HasanAIHosaniD对ADCO区块在套管持续环空压力管理方面的创新性进行了概述，系统阐述了如何管理带有持续环空压力的气井、如何收集基准数据、如何与生产注入输出系统（PIES）联合等内容。

在引起地面环空压力（SAP）的根本原因及其造成的影响方面分析得出密封器泄漏、油套管连接处泄漏及下套管后因差的水泥胶结所导致的泄漏是造成SAP的原因。

在SAP造成的影响中着重指出要格外加强对热效应引起的SAP的监测；

当监测到持续环空压力时要考虑潜在的风险并进行重点加密监测。

针对常规环空压力和异常环空压力制定了相应的压力监测频率和方法，明确环空压力管理人员的具体职责。

针对ADCO区块建立了计算单井个环空最大许可环空地面压力（MAASP）的计算方法。

2007年，斯伦贝谢（Schlumbergef）公司用研究出的FuTUR活性固化水泥技术来解决环空带压问题。

FUTUR活性固化水泥施工不需要额外的固井设备，采用常规固井工艺，将FUTUR活性固化水泥作为领浆及尾浆注入即可。

为保证封固质量，领浆及尾浆的长度应至少达到150m。

FUTUR活性固化水泥具有自修复特性，当发生气窜时，不需要人工干预，FUTUR活性固化水泥会自动活化，将裂缝封堵。

该技术已成功应用在加拿大阿尔伯特油田的环空带压井及德国、意大利地下储气库井。

F唧R活性固化水泥应用密度范围为1．40～1．929cm3，应用温度范围20～138℃。

Milanovic开展了针对中东含硫油气井持续环空压力（SAP）的研究，该研究解释了所采取的诊断测试并描述了如何利用现象识别引起SAP的原因。

文中阐述了SAP诊断测试方法是放压后以24小时为周期记录放压和压力上升速率，观察相邻环空压力变化并严格检测油管压力反应。

应用“油气井完整性工具包”模型分析诊断测试数据，区分不同类型压力测试的反馈信息，导出对SAP的解释结果。

该模型成功应用识别井口、油管和生产套管的泄漏，但对外层管柱压力测试数据及其对应SAP补救方法还有待于改进。

通过测试得出的反馈曲线包括瞬间放压曲线、不完全放压曲线、正常压力上升曲线、S形压力上升曲线和不完全压力上升曲线。

分析引起SAP的原因及深入考虑了油气井设计问题、注水泥问题，并对避免气体运移和形成微环空提出了相关建议。

从修井和钻井角度提出抑制SAP形成的工艺方法。

Xu和Wojtanowicz通过考虑水泥上方存在泥浆柱的情况改进了SCP模型。

通过研究发现不可压缩泥浆、井口有少量气体、漏失水泥的高传导性都将增加早期压力的迅速上升；

同时还发现在压力上升后期阶段，气层压力最终控制套管压力的因素。

但是该模型仅仅局限于压力上升，并没有考虑气体在泥浆中的运移，在卸压和早期压力上升阶段，这是控制套管压力很重要的一个过程。

2）国内研究现状

2006年6月西南石油大学的邓元洲、陈平、张慧丽在充分考虑压力和体积耦合变化的基础上，建立计算密闭环空压力的数学模型，并阐述了利用迭代法计算环空压力的思路。

中国石油集团钻井工程技术研究院完井固井所的齐秦忠等人分析了环空带压的危害，从固井的角度提出若干预防措施。

克拉2气田的开发生产过程中，部分单井出现生产套压异常升高的现象。

针对环空压力异常问题，塔里木油田在国内首次开展了单井风险评估工作。

借鉴API-RP90中相关技术标准，参考国际大石油公司高压气井的管理经验，从ODP方案设计、钻井、固井、完井管柱结构、井下工具优选、现场实施工艺、生产管理等方面进行了深入的分析。

根据克拉2气田单井的实际情况，通过先静态后动态的评估程序完成了克拉2气田单井风险评估。

形成的风险评估技术和方法填补了国内陆上石油“三高”气井风险评估的空白，对相关油气田开展类似风险评估工作有一定的借鉴作用和指导意义。

针对克拉2气田的井口距离长、井站分散、安全要求高的特点，使用了美国Honeywell公司最新一代DCS系统（过程知识系统PKS）、安全管理系统（FSC）及美国Br