徐深气田气井安全风险识别及治理方案研究

发布时间：2020-07-05 13:47

【摘要】：徐深气田投入开发以来,采气分公司对气田隐患井进行梳理和调查,发现34口井存在不同程度的安全风险,主要问题是井口漏气或技术套管带压。如何在这些气井出现重大问题前对其进行安全评估,做好相应的预防措施,防止突发事件的发生,保证气田安全平稳可靠的生产,是目前必须着手研究的课题。本文研究应用了技术套管录取压力方法,确定了技术套管放压方式,分析了徐深气田天然气井主要风险类别,明确了现场实施环空压力控制的方法,识别了评价井转开发的气井和开发井的风险,通过这些的研究、分析,确定了徐深气田气井安全风险识别方法。提出进行风险分析的方法、辅助的技术手段、分析方案,指出风险分析所必须的技术资料,开展气井井下管柱受力分析及安全评价,并建立气井井筒安全评估体系,以此来进行气井安全风险的评估。研究应用风险评价指标的权重计算方法,通过前期风险井的治理,分析研究影响徐深气田井筒及井口安全的主要因素,形成风险井初步治理技术方案,应用风险井识别及治理技术,开展风险井治理,并形成四类高风险井治理技术。
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：TE37
【图文】：

示意图,放空装置,活动式,井口

东北石油大学工程硕士专业学位论文第一章徐深气田气井安全风险识别方法研1.1 技术套管放压方式的确定及录取压力方法的研究采气分公司目前存在技套带压井 23 口，压力从 0.2MPa 至 21.5MPa套压力不同，设计活动式井口放空装置，满足 35MPa 以下气井技套放压置上安装有压力表，可以录取到技套的压力。参照 APIRP-90 放压及测试放压、监测方案，通过 3-5 个周期放压测试，观察压力恢复情况，判断带

示意图,生产套管,套管头,带压

通过 3-5 个周期放压测试，观察压力恢复情况，判断带压原因。图 1.1 活动式井口放空装置示意图1.2 徐深气田天然气井主要风险类别分析1.2.1 开口“A”环空潜在的风险徐深气田气井环空带压性质及严重程度与国内外大多数气井不同。大庆徐深气田气井油管不带封隔器，或少数已下封隔器，但密封失效。生产套管及套管头系统处于最严峻腐蚀工况。井身结构和完井管柱的安全性不符合 API 推荐的 NORSOK D-010 井筒完整性管理标准。徐深气田气井的第一安全屏障由油管+油管封隔器+井下安全阀及流动短节+油管头及油管挂+采气树转到生产套管及对应水泥环+套管头。油管柱只起举升作用，对安全屏障无贡献。图 1.2 为大庆徐深气田气与 NORSOK D-010 井筒完整性及安全屏障比较。图 1.2 徐深气田气与 NORSOK 安全屏障比较

【参考文献】