海上气井井口抬升预测技术研究及应用
22565725_液压举升修井技术研究及在渤海油田的首次应用
液压举升修井技术研究及在渤海油田的首次应用!韩树杰%王!超%高永华$黄志力%刘东旭%丁鹏飞%!%K中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司"天津M ""'*$%$K 中海油有限公司天津分公司工程技术作业中心"天津M ""'*!#摘要!为解决国内海上无修井机平台躺井时间长及双井区平台修井工作量大的难题"研究了海上平台液压举升装置修井技术$以渤海油田某双井区平台为目标"从提升能力&作业通径&安装方式等方面对液压举升装置进行了选型分析"并在渤海进行了首次应用$首次两口井的应用表明"液压举升装置作业流程与常规修井流程基本相同"除井间转换安装拆除时间外"作业时效与常规修井机相当"为海上修井作业提供了一种新的技术手段$关键词!液压举升装置%修井%检泵%无修井机平台%渤海油田$中图分类号 &!*文献标志码 (文章编号 $")*+!$)!!$"$"#"'+"$*%+"N!"# %",%$"#!'-../,$")*+!$)!,$"$","',")H %+%('45"&S 0!'()#4T "'U I "I %'V !ST V #C %45&")",0(&!W 1+L #'+1766)#4(1#"&#&M "5(#3#)-#%)!W 23`75+j 1.%":239O 72-%"R 2-Y -39+752$"W 5239671+@1%"X 15L -39+E 5%"L 139&.39+;.1%!%<3O E E 3G %&#)D A &,-%1:1)D '#$::$%)*F #1;0,/$1%?#"%,-A $"%S$%M ""'*$"3-$%"%$<3O E E 36/;<A $"%S $%?#"%,-E 8&#"/$1%3&%/&#"A $"%S$%M ""'*!"3-$%"#78+1'(41!0-?.A -@D .B ?-K @.C A-;@-39/1C .A /23>K G e .@@A-3-;;A 7-?.B @2/;-?C A e 1/7-5/e -?_-D .??1923>-3B @2/;-?C Ae 1/77.2D G e -?_-D .?e -?_@-2>A23>-3@G -3.?19-31/"/7.7G >?25@1=e -?_-D .?531/!W:U #/.=73-@-9G 72D .K ..3A G A /.C 2/1=2@@G A /5>1.>F<3.B @2/;-?C e 1/7>-5K @.e .@@2?.21A=7-A .313d -721<1@;1.@>F07./G B .A-;W:U2?.232@G H .>>.B .3>139-3B 5@@=2B 2=1/G "/7?-597K -?.23>13A /2@@2/1-3-B /1-3A "23>1/e 2A K ..32B B @1.>13d -721`.2;-?/7.;1?A //1C .F 07.;1?A /e -?_-D .?2B B @1=2/1-3-;/e -e .@@Ae 1/7W:UA 7-e A "e -?_;@-e1A 2@C -A //7.A 2C .K ./e ..3W:U 23>=-3D .3/1-32@e -?_-D .??19A F07.e -?_-D .?B .?;-?C 23=.-;W:U 1A.I 52@/-=-3D .3/1-32@e -?_-D .??19".E =.B //7..E /?2/1C .=-3A 5C .>K G W:U13A /2@@2/1-323>>.C -@1/1-3/-=7239139B -A 1/1-3-3>1;;.?.3/e .@@A F 07.W:U/.=73-@-9GB ?-D 1>.A 23.e/.=731=2@C ./7->;-?-;;A 7-?.e -?_-D .?-B.?2/1-3F 9%0:"'!+!7G >?25@1=e -?_-D .?531/%e -?_-D .?%P `&?.B @2=.C .3/%B @2/;-?C e 1/7-5/e -?_-D .??19%d -721-1@;1.@>;!引!言随着海上油田勘探开发力度加大及增储上产需求的日益迫切"缩短现有海上油气井的躺井时间&实现快速扶井成为重要的研究课题$无修井机生产平台的修井作业"多采用批量修井方式"以分摊自升式钻井平台的动复员费用"降低单井作业成本$因此会造成部分井的躺井时间延长"影响油田产量$另外"部分双井区平台由于井数多"钻修机无法满足平台安装的模块的作业量需求"无法实现油井即躺即扶的效果$为解决上述难题"笔者及其团队通过研究液压举升装置修井技术"从规范符合性&设备选型&安装工艺&结构强度校核等方面进行分析"在渤海油田利用小型液压举升装置首次完成了两口注水井修井作!!基金项目 中海油能源发展股份有限公司科技攻关重大专项子课题*无钻机弃置技术研究+!W c 64b 0+R 8$"%)"M#作者简介 韩树杰!%)#',!#"男"本科"工程师"主要从事多功能平台及液压举升装置技术研究及作业$通讯作者 王!超!%)#$,!#"男"本科"高级工程师"主要从事海上油气井弃置技术研究及推广工作$第!卷!第'期!$"$"年#月海洋工程装备与技术<O P (QP Q R J Q P P S J Q RP T U J &V P Q 0(Q L0P O WQ <X <R YZ -@F !"Q -F '(59F "$"$"第!卷海洋工程装备与技术-$*$!-!业"并完成了#口井作业"恢复了注水井功能及油井产能$液压举升修井技术具有动用资源少&扶井时效快等优点"能够弥补钻井平台修井费用高和扶井时效慢的缺点"为海上油田的增产稳产提供了新的技术手段"正成为国内技术研究及市场推广的重点(%%%)$<!液压举升装置修井技术%F %!液压举升修井技术的发展%)N "年"第一台液压举升装置在北美诞生"用来进行带压作业"此后逐渐应用到起下电泵&打捞&套铣封隔器等修井作业中$经过M "多年的发展"液压举升装置已经成为国外陆地油田广泛使用的一种作业方式$除上述作业类型外"已经在向侧钻&锻铣套管&钻水泥塞&弃井作业拓展$在海上"由于使用环境&平台载荷等各方面的限制"目前仅在北海及美国墨西哥湾较大的海洋平台&东南亚无风带区域有广泛的应用$在国内"液压举升装置主要用来进行水井和气井的带压作业"有多家油田服务公司提供陆地带压作业服务"但海上的应用案例仍然很少$目前"主流市场的液压举升装置根据举升力大小主要分为*类"如表%所示$表<!液压举升装置主流机型及主要参数序号主要参数'型号%*"b $$*b M '"b 'N "bN ""b %举升力'/N #%"$%*'$"#$!$$下推力'/M **'!!%"'%M N M 旋转扭矩'_Q -C ##M "M "M "'油缸行程'C M F M M F M M F M M F M M F M *通径尺寸'CC %!)$#"M 'N M 'N M 'N N 工作窗口高度'C %F # M F "%F # M F "%F # M F !%F # M F !%F #M F !!适用管径'CC%) M %%%) %'"N " %)'N " $!M N "$!M%F $!液压举升装置工作原理液压举升装置是利用'个液压缸推动游动卡瓦上下往复运动实现管柱的起下的$工作原理如下.整套装置安装在井口或底座上"使用游动卡瓦与固定卡瓦相互配合"交替卡紧管柱后通过油缸的运动来进行管柱的上提或下放$当需进行起升管柱作业时"先通过平衡绞车下提升油管"再通过油管钳将提升油管与油管挂连接$操作主控台控制游动卡瓦夹紧管柱"打开固定卡瓦"控制液压杆上行动作"管柱随之提出井口$当上移行程至上止点时停止液压杆动作"关闭固定卡瓦"打开游动卡瓦"操作液压杆下放"液压杆下放到初始位置$再次按上述操作开关卡瓦"并操作液压杆运动"分多次提出一根油管$下放管柱的过程与提升管柱相反$液压举升装置原理如图%所示$图%!液压举升装置原理=!液压举升装置修井技术在渤海油田的技术方案!!选取渤海油田X L *+$平台作为首次应用的目标平台$$F %!装置选型收集X L *+$平台典型井油管下入深度数据"如图$所示"大多分布在M """C 以下$参考/海洋钻井手册0(%$)"修井作业中的最大管柱重量计算公式如下(%$).U )X =!6%Q J N I 6$Q J N Q 2#Q !%K $#D 'M #X #式中.6%为管柱垂直投影长度"C "取M """C %6$为水平投影长度"C "取"%J N为管柱在空气中的单位长度的重量"_9"取$$N F $%Q 'C %2为摩擦系数"套管内取",$*%#D为修井液密度"9'=C M!取%F %9'=C M #%#X为钢铁密度"9'=C M !取!F #9'=C M#$将上述数值代入公式"可知M """C 井深M +%'$]最大钻具重量为N %F */$修井机最大提升能力P %%<$U )XI M "/=%<$Q N %<*/I M "/=%"M <#/"即修井机的提升力最小需要%"'F '/$根据以往作业经验"考虑分采管柱封隔器解封"提升能力为%*'/的M '"b 液压举升装置能够完成M """C 深井的大修作业$-$*M!-韩树杰"等.液压举升修井技术研究及在渤海油田的首次应用第'期图$!渤海油田井深分布统计!!此外"X L*+$平台井的油管挂外径为%%]"要求液压举升装置的通径大于%%]$M'"b液压举升的通径为%'+%'$]"满足修井的通径要求$$F$!液压举升装置总体安装方案液压举升装置在海洋平台上的安装方式主要有滑移底座承载方式和套管头承载方式两种"如图M 和图'所示$%,液压举升装置%$,防喷器组%M,液压油缸%',支撑框架%*,平台滑轨%N,防喷器组试压台% !,长滑轨%#,加固用工字钢%),短滑轨%%",底座滑轨图M!滑移底座承载方式图'!套管头承载方式示意图$F$F%!滑移底座承载方式X L*+$平台顶部甲板安装有导轨"该导轨是用来安装)"0或者%#"0常规修井机的$与常规修井机总载荷的对比如表$所示$液压举升装置对采油平台顶部甲板导轨施加的总载荷小"可利用导轨承载方式安装$滑移底座承载方式的优点是批量修井时"不需要拆装液压举升装置"作业效率高%与套管头承载方式相比"滑移底座可以悬挂防喷器组一起移动"空井口时间短$缺点是增加了吊装和液压举第!卷海洋工程装备与技术-$*'!-!升装置安装工作量$表=!液压举升装置与常规修井机与导轨载荷对比对比项目M'"b 液压举升装置^底座)"0常规修井机^底座%#"0常规修井机^底座干重'/!*F *$""$$"操作重量'/%*M )"%#"施加在导轨上总载荷'/$$#F *$)"M ""$F $F $!套管头承载方式套管头承载方式对套管头和隔水导管承载能力要求较高"需要对腐蚀最严重的&位于潮差带的隔水导管进行测厚"并对套管头和隔水导管的承载能力进行建模计算$该方式的优点在于可以有效减少液压举升装置的占地面积"缺点是每次变换井位"都需要拆装一次液压举升装置"批量修井时作业效率低$通常根据作业井数及平台情况"确定安装方式$液压举升装置在渤海首次应用X L *+$平台"其作业井数量少"只有$口井"不需要频繁变换井位"所以选择套管头承载方式"能节约时间$!!而且"平台两口注水井隔水导管长*"#C C "壁厚为$*F 'C C "材质为4*$"屈服强度为M N "V &2$根据/平台场址工程地质调查0中极限轴向桩承载力曲线"读取隔水导管外摩擦力约为N ""/$参考/浅海固定平台建造与检验规范0要求"工作环境条件下桩基允许承载力的安全系数为$F ""即允许承载力为M ""/$作业工况下"整体极限载荷约为$$#F */"小于套管最大允许承载力为M ""/"故采用套管头承载方式(%M)$$F M !修井技术流程两口井均为注水井"油管下入深度分别为$N '#C 和%#*"C $液压举升装置的主要作用是起下管柱"将d %井和d $井原常规注水管柱更换为电缆永置分注管柱$液压举升装置的举升行程为M F MC "每M 个行程"可以起出或者下入一根油管"油管单根卸甩在上工作台进行"依托$台小绞车"通过钢丝滑轮"由管桥替代坡道&猫道$管柱附属井下工具&电缆及液控管线的起下以及电缆护罩等的安装拆卸均在装置下操作台进行$使用液压举升装置进行修井作业"技术流程如图*所示$图*!液压举升装置修井技术流程>!现场应用情况液压举升装置在渤海油田X L *+$双井区平台首次成功应用!见图N #"与另一台模块钻机在平台上竖起*双塔+"使无修井机井区故障井实现了快速扶井"为油田稳产&增产提供了一种新的技术手段$M F %!现场应用时效液压举升装置安装与拆除现场作业时间如表N所示"%N 个小时即可完成安装拆除作业$-$**!-韩树杰"等.液压举升修井技术研究及在渤海油田的首次应用第'期图N!液压举升装置渤海首次修井作业现场表>!安装拆除时间统计作业'阶段作业时间'7设备就位'设备安装%"设备拆除N套管头安装井间移位%! !!当修井作业时"洗压井&验封&配管&试压&测调验封等时效与是否使用液压举升装置无关$拆装采油树和立管防喷器&拆装液压举升装置及起下管柱时效与液压举升装置密切相关$将液压举升装置修井作业工时与额定工时进行了统计和对比"如图!所示$图!!液压举升装置修井作业工时与定额工时对比!!经过统计对比分析"结论如下.!%#在起原井管柱&起下冲洗验封管柱的过程中"液压举升装置的工时明显小于定额工时$!$#在安装立管防喷器&试压&下电缆永置管柱的过程中"液压举升装置工时与额定工时持平$!M#液压举升装置作业拆装防喷器需要完全解体"因此在拆防喷器的过程中"液压举升装置工时大于额定工时!'#液压举升装置总工时略大于额定工时$M F$!作业过程中的难题及解决对策M F$F%!井下工具串过长导致卡瓦夹持困难通过对工具串顶部加装短节"增加可夹持长度$同时"利用上&下卡瓦密切配合"确保卡瓦能够夹持在油管上$对于过长的工具串"则动用平台吊车辅助安装$M F$F$!井下工具串直径过大"无法通过卡瓦通过工具串顶部加装短节"增加可加持长度"然后通过上&下卡瓦密切配合"交替拆解"为工具串下入提供空间$也可重新调整卡瓦位置"实现偏心夹持"用绳索固定"更换专用卡瓦$M F$F M!电缆或液控管线穿过固定卡瓦难度大调整下卡瓦方向"使电缆管线通过卡瓦预留窗口"并使用绳索固定下卡瓦"专人看守并调整下卡瓦位置"确保管线穿过$!结!语!%#M'"b液压举升装置采用套管头的安装方第!卷海洋工程装备与技术-$*N!-!式"首次在渤海的应用验证了液压举升装置在渤海油田应用的可行性"为海上修井提供了一种新的技术手段$!$#液压举升装置修井作业与常规修井作业时效相当$!M#在作业过程中"遇到的一些难题还需要进一步研究和改进应对措施"以提高液压举升装置的安全性和作业能力$参考文献(%)张胜宝"王莉"黄志力"等F液压举升装置在海上平台修井作业应用实践(8)F中国石油和化工标准与质量"$"%)"M)!*#.%N!%N#F($)于洋"王玉"宁永庚F液压修井装置在海上采油平台的应用(8)F 天津科技"$"%)"'N!'#"N!!"F(M)王孔强F液压举升修井装置在海上油田的应用(8)F化工设计通讯"$"%)"'*!N#.$*"$*%F(')于大伟F海洋液压修井机的开发与应用(8)F石油机械"$"%#"'N !)#.*M*!F(*)周超"杨向前"郑清华"等F液压修井机行程参数优化设计(8)F科技创新导报"$"%!!)#.#'#!"#!F(N)牛文杰"白永涛"余淼群"等F自动化智能液压修井机结构设计(8)F石油钻采工艺"$"%N"M#!$#"%)*$""F(!)<W J(Q"(Q Y(L J P R:U O"U b:U8J(R U O FW G>?25@1= e-?_-D.?531/!W:U#2B B@1=2/1-313>-e3+7-@.C1@@139 -B.?2/1-3A13Q19.?L.@/2(8)F(;?1=23S.A.2?=7S.D1.e"$"%'"#.%"#%%*F(#)丁辉"陈金稳"周怀亮F海洋液压提升修井机的研究(8)F天津科技"$"%%"M#!*#.M%M M F())冯定"杨志远"柳进"等F液压修井机现状与发展趋势(8)F石油机械"$"%""M#!%#.N)!$F(%")谢永金F我国修井机发展的技术现状与展望(8)F石油机械"$""*"M M!%"#.!$!*F(%%)喻贵民"仵雪飞F海洋修井机国产化进程及发展方向(8)F中国海上油气!工程#"$""M"%*!M#.')*$F(%$)董星亮"曹式敬"唐海雄F海洋钻井手册(V)F北京.石油工程出版社"$"%%F(%M)中国船级社F浅海固定平台建造与检验规范(`)F北京.人民交通出版社"$""'F(%')(&J F&@233139"L.A19313923>O-3A/?5=/139c1E.><;;A7-?.&@2/;-?C A–:-?_139`/?.A AL.A193(`)F(&JS&$(+:`L"$$3>.>"$"%'F。
211219783_海上调整井优快钻井技术及管理实践
56 近年来，随着新能源的快速发展，并逐步替代传统能源，能源供给竞争明显。
随着世界能源需求持续快速增长，油气开采仍将占据能源供给主要地位，钻完井投资占海上油气勘探开发生产投资的一半，因此，管控钻完井成本，进行钻完井降本增效是提高油气开采资产收益的关键一环[1-2]。
优快钻完井作为一种全新的钻完井模式，在发展中采用科学分析和积极进取的态度解决 钻井作业中的新问题，不断地创新思维、创新技术、创新管理、创新机制。
同时，钻井专业与其他专业部门、综合管理部门密切配合及相互渗透，形成一套对现场钻完井作业强有力的支持系统[3]。
本文以南海东部地区番禺4-2B油田6口加密井槽调整井为例，根据该区块地层特点、设备能力及作业难点，通过党建引领、管理提升、技术提升、区域协同等措施，高效完成该6口井的钻完井作业，通过总结和研究，建立了一套适应于调整井的优快钻完井配套技术，对于海上调整井降本增效具有借鉴和指导意义。
1 工程概况1.1 井身结构设计番禺4-2B油田6口加密井槽调整井设计井身结构为：一开打桩锤入Ø508.0mm隔水导管至泥面以下49m；二开钻表层Ø406.4mm井眼，下入Ø339.7mm表层套管；三开钻Ø311.15mm井眼至着陆井深，下入Ø244.5mm套管；四开钻Ø215.9mm井眼水平段至完钻井深；裸眼完井，优质筛管或流量控制装置（ICD）控水筛管防砂。
1.2 井槽设计番禺4-2B平台原井槽为5×7分布，槽口间距2.286m×2.286m，平台已无空余槽口。
为减缓油田产量递减速度，实施加密井槽调整井进一步完善主区生产井网成为维持油田稳产的主要手段[4]。
为充分利用平台资源，降低勘探开发成本，本次调整井新设置并安装6个内置井槽在平台现有井槽内部，安装在现有井槽中间 [5]。
海上调整井优快钻井技术及管理实践程忠1 雷鸿1 聂斌21.中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 5180672.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司 广东 深圳 518067 摘要：随着勘探开发迈入新区新领域，为实现新的跨越，海上油田开启了新优快钻完井征程，通过技术和管理的全面提升，实现降本增效的目的。
东海某气田X8H井口抬升原因分析及应对措施
178井口抬升是指生产过程中井口装置和采油树整体垂向移位抬升的现象。
海上生产井井口抬升危害十分严重，轻则使服务管汇和生产管汇变形损坏，重则致使井筒完整性密封失效，油气泄漏造成海洋环境污染，甚至导致油气井关停，增加补救复产成本，同时井控风险极大[1-2]。
随着东海勘探开发的深入，储层温度压力大幅提升，井口抬升风险急剧增加，为了有效解决东海高温气井井口抬升问题，以X8H井在试生产期间发生井口抬升为例进行分析，为后续东海钻完井设计编制、现场施工等提供借鉴。
1 井的基本情况1.1 井身结构及套管程序X8H井采用三开井身结构，裸眼完钻。
一开下339.725mm套管，固井后直接坐底，无悬挂载荷，水泥设计返至1945m。
二开下244.475mm 套管，井口悬挂载荷588.60KN，水泥设计返至3920m。
图1 X8H井井身结构示意表1 X8H井套管程序井眼×井深套管×下深套管规格隔水管入泥203.03mX52、快速扣、壁厚1"406.4mm×2450m 339.725mm×2450m N80×61ppf×BHC 311.15mm×4646m 244.475×4646m3Cr-L80×47ppf×气密扣+13Cr-L80×47ppf×气密扣212.725mm×5146m裸眼完井东海某气田X8H井口抬升原因分析及应对措施袁修锦中海石油（中国）有限公司上海分公司 上海 200335摘要：海上气井高效生产时，储层段高温易造成井口抬升，进而影响气井安全生产及开发，甚至造成巨大经济损失或人员伤亡。
东海油气田整体埋深较深，且地温梯度较高，储层段温度一般超过120℃，最高约160℃。
X8H井在试生产期间，发生井口抬升，造成生产管汇变形损坏，存在较大安全隐患。
对X8H井口抬升原因进行分析，根据计算模型进行井口抬升高度计算，并与实际抬升高度进行对比，最后结合X8H井口抬升的原因提出应对措施及建议，为后续东海钻完井设计、现场施工作业及油气田安全生产管理提供借鉴。
水平井固井技术在海上的应用
水平井固井技术在海上的应用【摘要】水平井固井技术在海上的应用具有重要意义，不仅可以提高油气采收率，还能降低生产成本。
本文通过对水平井固井技术的发展历程和应用案例进行分析，探讨了海上水平井固井技术的工艺流程、材料选择、施工方法和质量控制。
展望了水平井固井技术在海上的未来发展方向，提出了加强技术研发和提高经济效益的建议。
海上水平井固井技术的成功应用不仅可以提升油气开采效率，还可以推动海洋石油工业的持续发展，为我国能源安全作出贡献。
通过本文对水平井固井技术的深入探讨，可以更好地了解海上水平井固井技术的特点和优势，为相关领域的从业者提供参考和借鉴。
【关键词】水平井固井技术、海上应用、工艺流程、材料选择、施工方法、质量控制、应用案例、展望、未来发展方向、经济效益分析1. 引言1.1 水平井固井技术在海上的应用意义水平井固井技术在海上的应用意义非常重要。
海上油气资源是全球能源的重要组成部分，而水平井固井技术的应用可以有效提高海上油气开采效率，实现资源的最大化利用。
采用水平井固井技术可以减少钻井次数和作业时间，降低生产成本，提高海上油田的经济效益。
水平井固井技术能够增加油井的产能，延长油田的生产寿命，为海上油气勘探开发带来可持续发展的机会。
水平井固井技术在海上的应用意义不仅体现在提高勘探开发效率和降低成本上，还可以推动海洋资源的可持续利用，为海洋工程领域做出重要贡献。
1.2 水平井固井技术的发展历程水平井固井技术的发展历程可以追溯到20世纪70年代初。
当时，由于传统垂直井产出逐渐下降，油田勘探和开发面临着巨大挑战。
为了提高油气采收率和生产效率，人们开始尝试利用水平井技术。
最初的水平井固井技术主要是通过改变井身设计和固井材料，以及优化施工工艺，实现井眼水平化。
随着技术的不断发展和完善，水平井固井技术逐渐成熟。
在过去几十年里，各种新的技术和装备被引入到海上水平井的固井工艺中，包括水平井定向钻井技术、水平井套管外扩技术、水平井多点聚类井眼技术等。
XX4井井口抬升及影响分析
XX4井井口抬升及影响分析作者：唐勇来源：《石油研究》2019年第05期摘要：XX4井是塔河油田第一口井口抬升的高压气井，本文通过调研分析认为造成井口抬升的主要原因是一定长度自由套管的存在及地层温度梯度过高，主要从理论结合实际生产情况进行了详细的分析，阐述了温度效应造成的热应力对套压及套管内压强度等的影响，对预防类似井井口抬升具有一定的指导意义。
关键词：高压气井;井口抬升;自由套管;温度效应1.前言根据调研，造成井口整体抬升的可能原因有：温度效应引起套管柱轴向伸长;内外压差鼓胀效应导致套管管柱伸长;油管柱轴向变形对采油树的作用力，引起套管头的抬升。
由于XX4井套压最初仅为15MPa，变化范围为11-24MPa，二套压不存在压力，其中外压差对套管伸长为正相关，由于最大仅有4 MPa，所以对井口抬升影响有限，因此基本排除套管内外压差鼓胀效应引起井口抬高的原因。
在试油及采油过程中，套管热膨胀产生高轴向热应力，环空流体体积膨胀引起密闭空间产生高压。
这种情况下，套管的承温能力受到极大的考验，认为套管内外都没有被水泥固化的“自由段”，在一定条件下会发生抗内压/外挤破坏，或轴向压力增加过大而上顶井口[1]。
2.XX4井施工简况开井前采气大四通两翼用木块支撑起，采气树左、右翼分别挂上铅垂线。
开井前采气四通距地面高度186cm。
开井7小时后井口温度由38-88℃，采气树生产翼距地面高度186-194cm;基敦上固定管线升高7cm，地面紧急关断阀底座升高3cm。
由于圆井坑被泥浆充填，清理干净后，未发现明显升高痕迹，10月7日10：00丈量13-3/8″套管双公上端距离圆井坑底部高41.8cm，此时采气生产翼距地面高度189.5cm;10月8日14：00丈量13-3/8″套管双公上端距离圆井坑底部高40.5cm，此时采气生产翼距地面高度188.6cm。
3.原因分析3.1 温度效应，引起井口抬升温度效应是引起井口抬升的主要原因，影响井口抬升高度的主要决于套管的温差大小和距离井口套管自由段的长度。
海上电泵井关井井口压力预测方法
载保 护 。停 泵 瞬间 ， 如果 没有单 流 阀 的保 护 ， 泵 出人 口 处 的巨大 压差会 导致 电泵 以上 的流 体在 压力 的作 用下
向地层 流 动 ， 而 使得 井 口压 力 降低 ， 直至 压力 平衡 。井
口压力 增加 与关 井压 力恢 复呈对 数关 系 （ 见 图３ ） 。 但实 际上 ， 电泵 上都装 有单 流 阀防止 泵 的反转 。
Ｐ 。 Ｖ
（ ｔ ） （ Ｖ ｇ ｏ － ｑ Ａ ｔ ）
一
（ ２ ）
Ｐ （ ｔ ） Ｖ
（ ３ ）
对式 （ ３ ） 进行微 分 ：
一
旦 盟
Ｐ（ ｔ ） Ｖ
（ ４）
击压 力继 续增 大 ． 增大 值受 地层 续流 控制 。 如果是 电泵
井， 那么井 口压力 Ｐ增 大值还受 电泵憋压控 制 （ 见图 ２ ） 。
ｌ
增加 。 电泵 憋压作 用 同关 井压 力恢 复 的原理 一样 ， 相对
ｄ ｐ ＝ ｑ ｄ ｔ
（ １ １ ）
于后 者 ， 前 者 引起 的压 力升 高得 更快 、 更 大 。电泵 井关
井后 ， 水击 压 力 、 关 井压 力恢 复 以及 电泵 憋压 ３因素共 同作 用 ， 可 以看作水 击 压力 和 电泵憋 压作 用 的叠加 。
２ 电泵井 计 算模 型
水平井固井技术在海上的应用
水平井固井技术在海上的应用【摘要】海上水平井固井技术在海上石油勘探和开发领域有着重要应用。
本文从海上水平井固井技术的优势、挑战、应用案例、发展趋势和关键技术等方面进行了分析和探讨。
海上水平井固井技术具有提高采油率、减少井数、降低成本等优势，但也受限于海况恶劣、作业复杂度高等挑战。
通过介绍实际案例和探讨未来发展趋势，展示了海上水平井固井技术的广阔前景。
关键技术的研发和应用将推动海上水平井固井技术不断创新和完善。
该技术的应用将为海上油田的高效开发和可持续发展提供重要支撑。
结合各方面因素，展望了海上水平井固井技术在未来的应用和发展前景。
【关键词】海上，水平井，固井技术，应用，优势，挑战，案例，发展趋势，关键技术，未来前景，总结。
1. 引言1.1 水平井固井技术在海上的应用概述水平井固井技术是一种在海上油田开发中广泛应用的技术，它通过水平井的设计和施工，有效地提高了油井的产能和采收率。
海上水平井固井技术在垂直井固井技术的基础上进行了改进和创新，使得油气开采更加高效和节能。
海上水平井固井技术的应用可以带来许多优势，例如可以减少井眼弯曲部位的阻力，降低了油井的产能消耗，提高了井筒的垂直度和完整性，增加了油井的稳定性和寿命。
水平井固井技术还可以减少岩层损伤和井筒破坏，提高了油气开采的效率和安全性。
海上水平井固井技术在海上油田开发中有着广泛的应用和发展前景，它为油气勘探和生产提供了一种新的技术路径和方法，为海上油气资源的开发利用带来了新的机遇和挑战。
将在随后的正文中更加详细地介绍和分析。
2. 正文2.1 海上水平井固井技术的优势1. 提高油气采收率：水平井固井技术可以使油井井底与目的层更充分地接触，提高了生产井的有效井段长度，从而增加了油气采收率。
2. 减少地面占地：相比传统垂直井，水平井固井技术可以在地层内部展开，减少了地面钻探和生产设施所占用的地面面积，降低了开发成本。
3. 降低井筒摩阻力：水平井固井技术可以实现更大的产能，降低了流体的摩阻力，从而减小了需要注入的人工提高采收率所需的能耗。
钻井过程中的超压预测与监测技术及应用
钻井过程中的超压预测与监测技术及应用对沉积盆地中异常高压的研究，世界范围都给予了足够的重视。
原因在于它在石油勘探开发中具有十分重要的理论和实际意义。
在理论上，它完善了成油的晚期学说，正是异常高压的存在，使得原本在晚期由于压实作用而致密的储层保持了异常高的孔隙度，使油气的有效运移和聚集成为了可能；在实际勘探中，由于高效（或有效）源岩、有效储层、异常高的地层流体压力等各成藏的有利因素是相伴出现的，对异常高压的预测实际上就是对有利成藏区段的圈定。
尤其是在我国东部地区，从水力作用上讲，松辽盆地、渤海湾盆地及东部大部分第三系盆地都属于压实流盆地，纵向上都具有三个水力系统：既上部浅层淡水系统（2000m以内），中层含盐正常压力系统（2000～3500m）和深层（3500m 以下）超压系统。
因而对深层异常压力系统的研究又显得十分重要。
另一方面，深层油气储层由于受到复杂的成岩作用影响，对其有利储集空间发育规律的研究尤为重要。
国内外的研究和勘探表明，次生孔隙的发育是深层油气储集的主体，其发育区段和发育程度受控于欠压实泥岩的发育或异常孔隙流体压力的存在。
而异常孔隙流体压力的发育和演化与盆地的构造和沉积具有一定的协调性。
共同控制着油气生成、运移和聚集。
因此，研究深层异常压力的时空演化和分布规律，指导勘探目标的确定，评价有利的储层区段分布，具有重要的指导意义。
而对于异常高压的最初认识与重视的起因则是在钻井工程上。
随着世界范围内的石油勘探的不断深入，简单和埋深浅的含油构造和地区已经越来越少，油气的勘探向埋深大、地质条件复杂、地面条件恶劣和海洋等区域深入，这就使得勘探的风险越来越大。
平衡钻井在防止工程事故和保护油层两个方面被提到了重要位置，在这些方面比较成功的应用是美国的墨西哥湾岸地区。
而在异常地层压力的理论建立与研究的开创者当数日本的真柄钦次（Margar，1968，1975，1978，1980，1993）。
地层压力由于其形成机理和影响因素很多，国内外的研究一直未找到一种理想的方法，能够准确地对其进行预测和监测。
海上钻井平台升降系统的控制方案研究
海上钻井平台升降系统的控制方案研究摘要：海洋移动式平台是海洋油气勘探、开发的主要设备。
确保海洋平台平稳、精确、可靠地升降并长期安全运行，是平台设计中的一个重要关键技术。
该文从工作原理、硬件配置以及具体实施方案等方面介绍了自升式海上钻井平台升降系统多电机同步控制的难点并提出了解决方案。
关键词：海上钻井平台升降系统控制方式引言近些年，海洋工程市场异常活跃，国内各大船厂相继承接各种海洋工程项目，也逐步将海洋工程作为各大船企发展的一个主要方向。
自升式钻井平台作为海洋工程项目中的主力船型之一，也是国内建造数量较多的海洋工程项目，但由于国内船厂涉足自升式钻井平台的时间较短，现在国内船厂建造的绝大部分自升式钻井平台的基本设计都是由美国和欧洲设计公司完成。
本文希望通过对自升式钻井平台结构设计需满足的规范规则研究，进一步提高我们自升式钻井平台结构设计的能力，以达到自主完成自升式钻井平台结构设计的水平。
二.海洋钻井平台介绍自升式钻井平台是一种用于海上石油和天然气勘探、开采工程作业的钻井装置，其可以依靠自身的升降系统完成主体结构的上下升降作业，以达到在不同深度的海域作业的要求。
自升式钻井平台主要由主船体、上层建筑、桩靴、桩腿、升降系统结构、悬臂梁、钻台、和直升机平台几大部分组成。
在自升式钻井平台结构设计中，主要包括结构强度计算、材料选取、焊接设计三大方面。
下面我们就按照上述三大方面内容进行相关研究。
自升式钻井平台的主船体结构与上层建筑结构与船舶产品基本类似，这两个部位的结构强度计算主要被分为：有限元强度分析、结构疲劳及屈曲校核以及结构规范计算。
三.海上钻井平台升降系统的控制方案研究工作原理在传统的主从速度一转矩控制方式中，主站包含正常的速度环和电流环，而从站只拥有电流环，从站接收主站的速度环的输出作为其自身电流环的给定，从站自身的速度环在整个运行过程中不起作用；因此，在运行过程中一旦某个从站机械传动链发生断轴，该站就会因为负载突然变小，导致速度急剧增大，又因速度环不起作用，所以容易造成严重的飞车事故，只能靠超速开关动作来切断所有控制。
海上油田生产井口抬升原因分析及对策研究
石油机械2017 年第45 卷第 6 期CHINA PETROLELM MACHINERY— 51 —◄海洋石油装备黔海上油田生产井口抬升原因分析及对策研究龚宁李进陈毅贾立新徐涛(中海石油（中国）有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室）摘要：井口抬升现象危害十分严重，影响油井正常生产寿命和产量，甚至导致油气井关停，同时对井控风险极大。
在介绍H1井井身结构和固井工艺的基础上，采用W e llC a t软件建立了井口 抬升分析模型，基于井筒温度剖面和自由套管热载荷伸长量模拟计算了井筒抬升量，并结合抬升 原因给出了复产措施。
分析结果表明：H1井井口抬升的主要原因是0244. 48 m m套管自由段过长，产量升高后，在热应力作用下套管伸长，产生上顶力导致了井口抬升现象。
给出了3种有效的复 产措施：即对自由套管段挤水泥封固、限定产量生产及生产管柱采用隔热油管。
可为解决稠油热 采井的井口抬升问题提供了参考。
关键词：井口抬升；温度效应；热应力；套管伸长；产液量中图分类号：丁瓦952文献标识码：入如：10.16082/】.（:吐[^吼.100卜4578.2017.06.011 Cause Analysis and Strategy Research on WellheadRising of Offshore Production WellG ong N in g L i J in C h e n Y i J ia L ix in X u T ao(State Key Laboratory of Offshore OH Exploitation,CNOOC Tianjin Company)Abstract ：T h e w e llh e a d r is in g p h e n o m e n o n is v e ry h a r m fu l,w h ic h has a s tro n g im p a c t o n th e n o rm a l s e rv ic e lif e a n d p ro d u c tio n o l o il w e lls,a n d e ve n causes th e o il a n d gas w e lls to s h u t d o w n,a n d p re se n ts g re a t r is k o n w e ll c o n tro l.T h e w e llb o re c o n fig u ra tio n a n d c e m e n tin g te c h n o lo g y of W e ll H1has b e e n in tro d u c e d.T h e w e llh e a d ris in g a n a ly s is m o d e l has b e e n e s ta b lis h e d b y u s in g W e llC a t s o ftw a re.T h e w e llh e a d r is in g has b e e n c a lc u la te d b ased on th e w e llb o re te m p e ra tu re p ro file a n d th e th e rm a l stress e lo n g a tio n of fre e c a s in g.A n d re p ro d u c tio n m easures ha ve b e e n p ro p o se d b ased o n th e w e llh e a d ris in g re a so n s.T h e re s u lts show th a t th e m a in reason fo r th e w e llh e a d ris in g is th a t th e fre e s e c tio n of 0244. 48 m m c a s in g is too lo n g.W h e n th e p ro d u c tio n in c re a s e s,th e c a s in g is e lo n g a te d u nd e r th e rm a l s tre s s,re s u ltin g in th e w e llh e a d ris in g b y th e c o n s e q u e n t u p liftin g fo rc e.T h re e e ffe c tiv e re p ro d u c tio n m easures h a ve b e e n p ro p o s e d：sq u e e z in g c e m e n t s lu rry in fre e c a s in g s e c tio n to c e m e n t th e c a s in g；lim it in g th e p rod u c tio n ra te a n d a p p ly in g in s u la te d tu b in g fo r p ro d u c tio n s trin g.T h e c o n c lu s io n c o u ld p ro v id e re fe re n c e s fo r a dd re s s in g th e issu e of w e llh e a d r is ing ofh e a vy o il th e rm a l re c o v e ry w e ll.Keywords：w e llh e a d r is in g；te m p e ra tu re e ffe c t;th e rm a l s tre s s；c a s in g e lo n g a tio n；flu id p ro d u c tio n0引百井口抬升是指生产井在生产过程中井口装置和 采油树整体垂向移位抬升的现象[|_2]。
海上气田井口抬升风险识别与控制措施研究
- 116 -安全密封石油和化工设备2020年第23卷图1 A3H井井身结构构图海上气田井口抬升风险识别与控制措施研究张祥荣（中海石油（中国）有限公司湛江分公司文昌油田群作业公司，广东 湛江 524000）[摘 要] 南海某气田是南海首次开发的凝析气藏，该气藏部分气井井底温度高达150℃，压力系数为1.0-1.2，该平台井口装置均采用国产化设备。
在气田试生产阶段，A3H井发生井口抬升，导致井口脱落发生天然气泄漏。
为保障该气田气井安全生产，针对井口装置受热抬升后的影响，实行相应解决措施，为后续海上高温高压气田生产管理提供了借鉴。
[关键词] 高温高压气田；井口抬升；天然气泄漏；解决措施作者简介：张祥荣（1991—），男，江西赣州人，本科学历，学士学位，助理工程师，从事海上石油天然气生产管理工作。
图2 A3H井口装置结构图南海某气田位于南海西部海域，包括9-2气田、9-3气田和10-3气田，依托新建WC9-2/9-3中心平台与一座水下井口进行联合开发，共13口开发井，采用衰竭式开采。
井口所产物流经过处理后的天然气经过湿气增压、脱水、脱烃、干气增压后通过10英寸海底管道接入崖城778km 海管销售给香港中华电力，分离出的油水经过WC8-3B 、WC14-3A 平台后进入WC116FPSO 处理。
A3H 井属于WC9-2气田，于2018年7月开井试生产，试生产期间井口发生抬升，导致油管四通上部变径法兰以及压井翼阀法兰脱开，出现天然气泄漏。
A3H 井发生泄漏后，采取临时、长期整改措施，确保该气井在后续的生产过程中安全可控，经过整改后目前运行良好。
1 基本情况1.1基本数据A3H 井为水平井，水深在117.7m ，完钻斜深/垂深分别为5446m/3722.46m ，产层层位为ZH2I ，开发层位压力系数为0.998-1.0235，井底温度为153℃。
固井过程中A3H 井在18-5/8英寸与13-3/8英寸环空间回注水泥，第一批井鱼线测返高，最深下至107m 未探到。
海上油田生产井口抬升原因分析及对策
2019年12月海上油田生产井口抬升原因分析及对策李康（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300450）摘要：由于海上油田生产井口抬升会对油井的使用年限、使用寿命和工作产量造成影响，也会造成油田关停等风险，这些都在加剧着风险管控的力度，所以，文章基于海上油田生产井口抬升的危害性及发生该种情况的原因，对海上油田生产井口抬升的应对策略进行探究，以期为海上油田的安全发展做出重要贡献。
关键词：海上油田；生产井口抬升；策略海上油田井口抬升一般指生产操作的井在生产的过程中，出现井口偏移或受到多方面影响而造成井口抬升移位的现象，在海上油田生产井口抬升现象出现时，工作人员要进行及时的补救，以保证海上油田的整体工作流程可以顺利进行，很多情况下，虽然海上油田抬升现象可以进行补救操作，但是在这一过程中会增加资金成本和时间成本，所以，在海上油田生产井口出现井口抬升现象之前，工作人员要将补救措施和防范措施拟定出来，从而帮助海上油田作业的高效进行。
1产生海上油田生产井口抬升现象的原因根据对相关海上油田井口抬升现象出现的原因分析发现：大多数井口抬升是因为井口装置和获取石油的装置位置发生了偏移，这样的偏移就导致了生产井口的抬升，并造成了脱水井管的脱离，一旦发生脱离，获取石油装置和井口装置就会出现形变，这样的形变是不可逆转的，在该过程中资源也得到了一定的浪费，通过对井口抬升现象出现时的数据分析发现：井口抬升的过程中，生产井的产量大幅度提升，产液量和产气量增幅都较大，所以，由此得出结论，在生产井产量大幅上升时，油层套管会受到外界温度的影响发热而产生膨胀，从而出现垂直延伸的现象，垂直的延伸会造成井口装置和获取石油装置的移动，进而造成井口的抬升；对生产井口本身做出研究之后，要对海上油田的其他装置进行探究，通过研究发现，不仅仅是生产井的产量上升会造成井口的抬升，油管的隔热性能也会导致井口抬升，根据上述分析发现，生产井产量的提升会造成油管受热膨胀，从而将海上油田作业装置的位置偏移，造成井口抬升，这也侧面说明了油管的隔热性能对生产井口的抬升具有一定的影响，所以，油管的隔热性能也是造成井口抬升的重要因素；通过对自由套管的伸长量进行分析发现，在出现井口偏移的海上石油装置会出现自由套管伸长量过长的现象，自由套管的伸长量过长就会将井口的装置顶出安全、正常位置，从而造成安全问题的出现，所以，根据相关数据表明，自由套管的伸长量也会造成海上油田生产井井口的抬升，这些问题的出现都会加大井控工作的难度，从而增大海上油田作业的风险。
海上油田生产井口抬升原因分析及对策
海上油田生产井口抬升原因分析及对策图3 750kV 母线及出线梁下HGIS套管吊装断面图小于B1和A2大值；（2）母线及进出线构架导线均带电，母线上人检修引下线夹，此时，人与进出线构架导线及跳线间的净距不得小B1和A2大值；（3）正常运行时，门型构架导线与下方母线保持交叉的不同时，停电检修的无遮栏带电部分之间的安全净距A2大值；（4）由于母线构架梁内设置了检修小道，此时，仅考虑母线构架梁对进出线构架导线的净距不得小于B1值。
双层出线构架高度确定由于母线构架梁内设置了检修小道，此时，仅考虑母线构架梁对上层架构导线的跳线净距不得小于B1值。
126研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2020.10 (上)其产气量以及产液量都会显著增高。
因此，可以得出结论，当生产井的产量大幅度上升时，油层套管会因为受到外界温度的影响而出现明显的膨胀，最终其会明显向外垂直延伸，而垂直的延伸必定会造成获取石油的装置以及井口的装置出现相应的移动，井口因而会出现一定程度的抬升。
1.2 油管的隔热性质会使得海上油田的生产井口发生上移对海上油田生产井口本身实现研究后，更应当对海上油田的其他类装置实现必要的探究工作。
根据大量的海上油田数据资料，造成井口出现抬升的原因不仅包括生产井的产量在逐渐提升，还包括油管的隔热性能。
基于此些理论，生产井的产量提高后，油管因而会因温度的升高而明显膨胀，进而造成海上油田的作业装置出现位置移动的情况，井口因而会逐渐抬升，时间一久，海上油田生产井口的抬升幅度会特别明显，这充分说明，油管的隔热性质会明显使得海上油田的生产井口出现较大幅度的提升，因此，海上油田生产井口出现抬升的原因还包括油管的隔热性质。
1.3 自由管的伸长量过长会导致海上油田生产井口发生上移分析自由套管的伸长量，可以明确发现，对于井口发生偏移的海上石油装置，其自由套管的伸长量会明显高于其他种类自由套管的伸长量，而自由套管的伸长量过长就极易导致井口的装置顶出正常的位置，进而引发相关安全问题的出现。
海上热采及高温井口抬升机理与对策
perature well；hore oilfield
0 引言
井口抬升是指生产过程中井口装置和采油树整 体垂向移位抬升的现象，普遍存在于海上稠油热采 井 和 高 温 井 〜 2]。与 陆 地 热 采 井 不 同 ，海 上 稠 油 热
2018年 第 46卷 第 9 期 ◄ 海洋石油装备黪
石油机械 CHINA PETROLEUM MACHINERY
海上热采及高温井口抬升机理与对策
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徐 刚 1 李 进 〃 龚 宁 1 张启龙1 高 斌 〃 袁伟伟1
( 1 • 中 海 石 油 （中国 ） 有 限 公 司 天 津 分 公 司 2 . 海 洋 石 油 高 效 开 发 国 家 重 点 实 验 室 ）
摘 要 ：海上热采及高温井口抬升危害极大，严重影响油井生产寿命且增大了井控风险。鉴于 此 ，建立了井筒三维温度场分析模型、多载荷耦合工况下水泥环完整性分析模型以及多管柱复杂 井口抬升理论计算模型，形成了一整套井口抬升机理分析方法。研究结果表明：由注热或提升产 量引起的高温产生热载荷，破坏固井一界面肢结形成自由套管，在热载荷作用下产生上顶力而导 致 井 口 抬 升 。在 此 基 础 上 ，给 出 了 针 对 性 的 对 策 及 建 议 。研 究 方 法 可 有 效 分 析 海 上 热 釆 及 高 温 井 口抬升机理，给出的对策及建议可帮助问题丼复产，并为类似热采井开发生产提供指导。
Xu Gang1 Li Jin1,2 Gong Ning1 Zhang Qilong1 Gao Bin1,2 Yuan Weiwei1
海上气井压力测试新工具新技术应用
海上气井压力测试新工具新技术应用一、介绍海上气井压力测试是油气勘探开发中的重要环节。
随着深水勘探和开发的不断推进，海上气井压力测试的难度和复杂度也在不断提高。
本文将介绍海上气井压力测试新工具新技术的应用。
二、传统海上气井压力测试存在的问题传统海上气井压力测试通常采用浮式装置进行，但这种方式存在以下问题：1. 海况影响大，易受风浪影响；2. 装置体积大，运输成本高；3. 需要较长时间进行安装和卸载；4. 测试精度受限。
三、新工具——下沉式气井压力测试仪下沉式气井压力测试仪是一种新型的海上气井压力测试工具。
它可以直接下沉到井口进行测试，避免了传统浮式装置存在的问题。
其主要特点如下：1. 体积小巧，易于运输和安装；2. 可以快速下沉到井口进行测试，并能够自动回收；3. 测试精度高，数据准确可靠。
四、新技术——声波测压技术声波测压技术是一种新型的海上气井压力测试技术。
它可以通过声波信号来测量井口处的压力，避免了传统装置需要在海面上进行测试的问题。
其主要特点如下：1. 可以实现远程测试，无需人员下沉到井口；2. 测试精度高，数据准确可靠；3. 可以实现实时监测，对于气井的生产和管理具有重要意义。
五、应用案例——某海上气田某海上气田采用下沉式气井压力测试仪和声波测压技术进行了海上气井压力测试。
具体步骤如下：1. 安装下沉式气井压力测试仪；2. 下沉至井口处进行测试，并自动回收；3. 通过声波信号来测量井口处的压力，并实现远程监测。
经过测试，该方法可以有效地避免传统装置存在的问题，并且测试精度高，数据准确可靠。
同时，该方法还能够实现远程监测和实时监控，对于气田的生产和管理具有重要意义。
六、总结海上气井压力测试是油气勘探开发中的重要环节。
传统海上气井压力测试存在一系列问题，但新工具——下沉式气井压力测试仪和新技术——声波测压技术的应用，可以有效地解决这些问题，并提高测试精度和数据可靠性。
该方法已经在某些海上气田得到了应用，并取得了良好效果。
海上探井稠油热采测试井口抬升问题的对策研究
海上探井稠油热采测试井口抬升问题的对策研究钱大伟;许兵;刘宝生;周宝锁;冯卫华;高科超;杨子【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2014(000)006【摘要】在海上油田稠油探井热采测试作业过程中，由于热应力的存在，使得井口在注热作业时会出现晃动或抬升的现象，存在重大的安全隐患。
海上油田探井测试作业成本高，假若出现类似问题后再采取补救措施，无疑在浪费了作业时间同时，大大的增加了作业成本，甚至增大了安全隐患和发生事故的概率。
通过对南堡油田稠油热采注热工艺及其管柱的研究发现，经过设计和计算可适当在注热管柱上配加一定数量的热应力补偿器，进而缓解高温、高压的多元热流体对注热管柱的损害，从而保障注热作业的顺利进行，其对稠油探井热采测试作业也具有一定的借鉴意义。
【总页数】3页(P62-64)【作者】钱大伟;许兵;刘宝生;周宝锁;冯卫华;高科超;杨子【作者单位】中国海洋石油国际有限公司;中海石油中国有限公司天津分公司;中海石油中国有限公司天津分公司;中海石油中国有限公司天津分公司;中海石油中国有限公司天津分公司;中海石油中国有限公司天津分公司;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司【正文语种】中文【相关文献】1.稠油热采井井口抬升问题防治措施 [J], 黄志云2.海上探井特稠油热采测试技术研究及应用 [J], 谭忠健;许兵;冯卫华;文权;周宝锁;杨岐年;施洋3.海上油田生产井口抬升原因分析及对策研究 [J], 龚宁;李进;陈毅;贾立新;徐涛4.海上热采平台井口抬升风险安全控制设计与应用 [J], 贾波5.海上热采井口抬升安全控制优化设计及应用 [J], 刘昊; 张华; 韩晓冬; 王秋霞因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
一种预测井口抬升高度的新方法
一种预测井口抬升高度的新方法林元华;熊浩;邓宽海;曾德智;朱达江;卢亚锋【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2016(038)005【摘要】井口装置抬升高度预测对高温高压高产油气井管柱设计、固井设计、完整性评价等至关重要，但井口抬升预测模型受各层套管自由段长度影响较大。
为了准确地解释各层套管自由段长度并预测井口抬升高度，分析了井口抬升机理，建立了多管柱井口抬升计算模型，应用粒子群多目标优化算法，基于生产过程中的系列产量与井口抬升高度数据反演得到了各层套管自由段长度，形成了井口装置抬升高度的预测方法，并对四川盆地磨溪区块某高温气井不同产量下井口装置抬升高度进行了预测。
预测结果与井口实际抬升量对比表明：本方法能够预测井口装置抬升，预测平均误差较小，满足工程需要，且不影响油气井正常生产，可行性强。
研究成果可用于预测井口装置抬升高度、制定油气井完整性管理措施并且指导其安全生产。
【总页数】5页(P628-632)【作者】林元华;熊浩;邓宽海;曾德智;朱达江;卢亚锋【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室;西南石油大学石油管工程重点实验室;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;中国石油西南油气田公司工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE21【相关文献】1.海上气井井口抬升预测技术研究及应用 [J], 董铁军;2.海上气井井口抬升预测技术研究及应用 [J], 董铁军3.高温气井套管性能变化对井口抬升高度的影响 [J], 石小磊; 王宴滨; 高德利4.海上气田井口装置抬升高度预测技术研究及应用 [J], 余意;任冠龙;董钊;张崇;刘贤玉5.深水高温高压油气生产致井口抬升预测研究 [J], 郑双进;谢仁军;黄志强;王超;武治强;徐国贤因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
川东北海相高压气井固井技术研究与应用的开题报告
川东北海相高压气井固井技术研究与应用的开题报告1. 研究背景海相高压气藏是我国油气资源勘探开发的重要领域之一，在川东北地区还具有广阔的开发前景。
气井作为海相高压气藏开发的关键设备，在固井技术方面的研究和应用逐渐成为学术界和工业界关注的焦点。
传统的固井技术往往难以满足海相高压气井的井壁稳定和产层完整性保护等方面的要求。
因此，对川东北海相高压气井固井技术进行研究与应用，对提高井壁稳定性和产层完整性保护能力，具有重要的意义。
2. 研究目的本研究的主要目的是探讨川东北海相高压气井固井技术的特点和困难，并针对存在的问题，提出优化方案，以保证固井质量的稳定和产层完整性的保护，并推广应用于气井钻井工程中。
3. 研究内容（1）分析川东北海相高压气藏的特点和难点。
（2）研究海相高压气井固井技术的现状和发展趋势。
（3）优化固井设计方案，探讨固井材料和技术的选择和应用。
（4）开展对固井工艺参数的实验研究，验证优化方案的适用性。
（5）开展固井效果评价与监测工作。
4. 研究方法（1）文献调研和数据分析：通过收集国内外相关文献和实验数据，对川东北海相高压气藏的特点和固井技术问题进行深入分析。
（2）实验研究：在实验室条件下开展不同固井材料和工艺参数的对比试验，选取最优的材料和工艺参数。
（3）现场实践：在川东北海相高压气井钻井现场实践，验证优化方案的适用性和效果，并对固井效果进行评价和监测。
5. 研究意义本研究的主要意义在于：（1）完善川东北海相高压气井固井技术，提高固井质量和产层完整性保护能力。
（2）推广应用优化方案，为气井钻井工程提供技术支持和参考。
（3）对进一步开发和利用海相高压气藏具有重要的战略意义。
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海上气井井口抬升预测技术研究及应用作者：董铁军来源：《中国高新科技·下半月》2018年第01期摘要：文章针对目前井口装置抬升预测研究较少以及不足之处，通过多因素敏感性分析，建立新型多因素井口抬升预测方法。
通过正交实验分析，得出了主要影响因素的强弱顺序，将模型应用于DF1-1-X井进行了验证，模型计算高度与现场实测高度十分接近，预测该井生产期间最大井口抬升高度约为6.8cm，并预测计算出文昌9-2/9-3待开发气田各井井口抬升量。
该方法可对未来高温高压及深水开发气田井口抬升高度进行预测及进行环空泄压建议，对钻完井设计、工程施工及油气田安全生产管理具有重要的指导意义。
关键词：气田；井口抬升；高温高压；预测方法；敏感性分析文献标识码：A 中图分类号：TE375文章编号：2096-4137（2018）02-047-05 DOI：10.13535/ki.10-1507/n.2018.02.16海上生产气井高效开发时，高温高压会带来井口抬升、环空带压等现象，直接影响气井安全生产及开发，甚至带来巨大经济损失。
目前，海上井口抬升原因复杂，处理措施有限，一般根据事故情况进行推测，或建模计算套管轴向力的变化，采取的措施主要有预留可伸缩井口或实施监测。
Aasen在井口抬升预测方法中将井筒温度场视为常量，需要对生产过程中井筒温度场进行预测。
有些研究考虑了井筒温度场、压力场、油压和套压对井口抬升高度的计算方法，但其未分析多因素之间相互作用后对井口抬升量的影响，存在较大误差。
本文通过建立新型多因素井口抬升预测方法，突破了其他方法考虑因素较少的瓶颈，提高了预测精度，进行了现场对比和应用，相关研究结论可为钻完井设计、工程施工以及后期生产管理提供指导和参考作用。
1 井口抬升现象挪威Kristin油田某井由于井底高温出现了井口抬升现象，其采用水下井口开发，并预留了可伸缩井口，但实测井口抬升高度约为13～15cm，与井口可伸缩量22cm仅差7cm，存在很大的安全生产风险。
东方1-1一期调整项目高温高压气田位于南海北部湾莺歌海海域，水深约63m，目前已钻生产井32口，新建F平台开发中深层黄流组气藏，垂深约2780～2950m，共部署7口调整井，采用天然能量衰竭式开发，各井自生产均出现了不同程度的井口抬升现象，并出现环空带压现象。
具体抬升高度见表1。
由于采油树的抬升造成了井口区5”天然气管线、2-1/2”甲醇注入管线、2-1/2”套压放空管线都有不同程度的抬升，并造成现场安装的部分弹簧管线变形，给生产带来了一定的安全隐患。
相比于陆地油田，海上气田出现井口抬升后风险更高，严重时会引起不同套管柱密封失效，破坏井筒完整性，对平台结构性安全造成影响。
2 井口装置抬升高度新型预测模型模型假设气井套管程序是由多层管柱相互连接在一起组成的多管柱系统，并在井口由井口装置连接在一起。
生产期间各层套管主要受温度、压力以及环空流体膨胀或带压影响，同时也需考虑环空流体温压场、膨胀效应、导热系数、管柱刚度、气井产量、生产时间、各层套管封固深度等因素的影响。
模型首选计算连接井口各管柱的刚度，计算公式如下：式中，mf是井生产流体质量流量，lb/hr；Cpf是井生产流体比热容，BTU/lb.0F；Tbh是井底温度，0F；Ts是井口温度，0F；ma是由热对流引起的环空流体沿油管壁的质量流量，lb/hr；Cpa是环空流体的比热容，BTU/lb.0F；Tba是环空流体在底部的平均温度，0F；Tta是环空流体在顶部的平均温度，0F；L是井深，ft；K是环空流体的导热系数，BTU/（ft·hr.0F）；Ti是油管壁温度，0F；To是套管壁温度，0F；ri是油管外径，ft；ro是套管内径，ft；Ai是管柱i横截面积，in2；AI是内截面面积，in2；Ao是外截面面积，in2；Ei是管柱i的杨氏模量，lbf/in2；Ft是温度效应产生的应力，N；Ff是轴向受力产生的应力，N；Fcouple 是复合作用产生的应力，N；Ki是管柱i的刚度，lbf/in；Kt是总刚度，lbf/in；环空流体密度，g/cm3；αv是膨胀系数；Li是井口距管柱i固井顶部的距离，in；是线性热膨胀系数；△Lt是热效应抬升高度，in；△Lf是力效应抬升高度，in；△Lcouple是复合效应抬升高度，in；△L是总抬升高度，in；是内部压力变化，△Po是外部压力变化，MPa；是环空流体温度，0F；是总压力变化，MPa；△Ti是管柱i的温度变化，°F；，截面积变化量，in2；υ是泊松比。
3 影响因素敏感性分析为确定气井井口装置抬升的影响因素及影响强度，通过以上方法建立井口装置抬升高度预测模型，模拟在生产气井不同工况及生产条件对井口抬升的影响量。
模型以南海某气田在生产气井W-X井为例，该井为定向井，所处海域水深117.7m，总井深5583m，垂深3960m，井底温度169.25℃，井底压力38.88MPa，2-7/8”生产油管下深5500m，油补距17.5m。
综合考虑生产情况及软件参数设置，确定的影响因素有产量、生产时间、各环空压力、井口坐落位置、固井情况等。
3.1 气井产量对井口抬升高度的影响以W-X井模型为例，通过改变气井产量，计算得出不同产量在稳定生产状态下的井口抬升高度，计算结果如图1所示。
由图1可知，气井产量对井口抬升高度影响较大，产量为6万m3/d时井口抬升量为5.5cm，当产量增大到50万m3/d时井口抬升高度可达15.5cm，但随着产量的逐渐增大，井口抬升高度逐渐增大至比较稳定。
3.2 生产时间对井口抬升高度的影响设定气井产量为11万m3/d，通过改变生产时间计算得出不同生产年限下的井口抬升量，计算结果如图2所示。
由图2可知，生产时间对井口抬升高度有一定的影响，在产量11万m3/d的条件下，气井生产20年后井口抬升高度可达7.6cm，且随着生产时间的延长，井口抬升高度逐渐增大至稳定，并且计算得出，当气井产量处于长期稳定生产状态时，井口抬升高度最高可达8.1cm。
同理可得出井口抬升高度随生产时间及日产量的综合变化情况，如图3所示。
3.3 各环空压力对井口抬升高度的影响环空带压会对气井生产完整性带来严重影响，经现场测定DF1-1气田各井生产时各环空均带有不同压力，将13-3/8"套管环空设为环空1，9-5/8"套管环空设为环空2，油套环空设为环空3，计算气井产量为11m3/d、生产时间为1年时，不同环空泄压对井口抬升量的影响，计算结果如图4所示。
由图4可知，不同环空泄压后对井口抬升高度有一定的影响，全部环空泄压后井口抬升高度最小，且各环空的影响程度为环空3>环空2>环空1，即油套环空>9-5/8"套管环空>13-3/8"套管环空，因此控制和调整在生产气井的环空带压状态，对井口抬升和安全生产有着重要影响。
3.4 固井情况对井口抬升高度的影响利用所建模型对各层次套管固井情况对井口抬升高度的影响也进行了探讨，以气井产量为11万m3/d、稳定生产时进行计算，计算结果如图5所示。
由图5可知，各层套管均按设计封固深度固井时，井口抬升高度为8.1cm，若某层次套管未封固，井口抬升高度有较大抬升，其中18-5/8"套管（井口坐于该套管头）未封固时对井口抬升高度影响最大，最大高度达16.4cm。
油层套管的未固井段长度较长截面积较小其轴向刚度相对较小，温度场和压力场作用下油层套管对采油树的轴向载荷较小，所以油层套管的水泥返高对采油树升高的影响不大，而技术套管的轴向刚度相对较大，当未固井段长度发生变化时，会引起套管耦合系统载荷发生较大变化，导致采油树升高值变化较大。
图6为井口抬升高度随封固深度及日产量的综合变化情况。
3.5 井口坐落位置对井口抬升高度的影响完井时套管头一般按顺利依次坐落于各层次套管上，但通过改变井口坐落位置，模拟计算井口坐于不同套管层次上时井口抬升高度，以气井产量为11万m3/d、生产时间为1年时，不同井口坐落位置对井口抬升高度的影响，计算结果如图7所示。
由图7可知，井口坐落位置对井口抬升高度有较大影响，当井口整体坐落于26"套管头上时井口抬升高度最小，仅为2.5cm；当井口整体坐落于9-5/8"套管头上时井口抬升高度最大，可达50.1cm，说明9-5/8"套管对井口抬升高度有着重要影响。
4 正交试验分析通过建立气井井口装置抬升预测模型，对上文得出的影响井口抬升高度的产量、生产时间、环空压力、自由套管段长度四个影响因子取3种不同水平，通过正交实验L9（34）设计了9次实验，以WX-X井模型为例，井口抬升高度为评价指标，得出各因子影响强弱顺序，正交实验因素水平表如表2所示。
通过对改变四个影响因子的不同参数进行计算，得到井口抬升影响因素的主次顺序依次为：产量>18-5/8"自由套管长度>环空压力>生产时间。
5 模型验证及预测>将建立的气井井口抬升预测模型应用于DF1-1在生产某气井，模拟不同生产时间阶段下该井井口抬升高度、井口压力以及井口温度与现场实测数据进行对比，模型以DF1-1-X井为例，该井为定向井，井深3526m，垂深2809m，所处海域水深63m，地层压力53.77MPa，地层温度142.32℃，采用2-7/8"生产油管，设计配产23万m3/d，计算结果如图8和表3所示。
由表3可知，井口抬升预测模型预测的DF1-1-X井口抬升高度与现场实测高度十分接近，且井口压力和温度均相差不大，从而验证了预测模型的准确性；由图9可知，该井生命周期内井口抬升高度是随油藏配产和生产时间而变化的，随着生产时间的延长，油藏配产逐渐降低，井口抬升高度先增大至稳定后逐渐降低，从图中可以看出该井生产期间内最大井口抬升高度约为6.8cm，若油套环空泄压井口抬升高度可降低25%，可知环空压力释放对井口抬升有较大影响。
现场通过调整立管数据法兰、安装弹簧支架、切割操作台横梁等方法使管线应力得到了一定程度的释放，暂时排除了安全隐患，目前管线基本正常。
6 技术应用及建议文昌9-2/9-3气田水深121m，平均钻井井深5639m，井底温度148.30℃～169.25℃，井底压力36.02～40.73MPa。
由于气藏埋深较深，井底温度压力较高，因此气井投产后存在较大的井口抬升隐患，利用井口抬升预测模型对文昌9-2/9-3气田各井投产后的井口抬升高度进行了预测计算。
（1）建议钻完井固井设计时自由套管段尽量短，降低套管热力应变化引起的管柱伸缩量，坐落套管柱时使用预张力法坐落以补偿后期井口抬升量。
（2）工程施工时地面管线布置和空间分布、以及选择软、硬管类型时提前考虑后期井口抬升量的影响。