导读:本文包含了高压气井论文开题报告文献综述及选题提纲参考文献，主要关键词:高温高压,气井,环空带压临界值,临界产量
高压气井论文文献综述
王汉,张智,李玉飞,陈奎,张林[1]（2019）在《基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量》一文中研究指出高温高压气井环空带压现象日益严重,环空带压过大可能破坏井筒的完整性,基于能量守恒定律和井筒径向传热机理,建立了井筒多环空温度场计算模型;综合考虑环空温度效应和体积效应,建立了环空带压控制方程,以某高温高压气井为例,开展了基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量的具体分析。研究结果表明:环空温度随产量和生产时间的增大先增加后逐渐稳定,相比生产时间,产量对环空温度的影响更加明显;环空带压越大,井下管柱安全系数越小,综合对比API RP 90标准和环空带压安全评价2种方法的结果,确定了各环空最大允许带压值,结合环空带压与产量的关系可得到高温高压气井的临界产量。研究结果对合理制定高温高压气井的生产制度具有理论指导意义。(本文来源于《中国安全生产科学技术》期刊2019年10期）
刘洪涛,沈新普,王克林,沈国阳,刘爽[2]（2019）在《含伸缩管的超深高温高压气井完井测试管柱叁维力学行为分析》一文中研究指出提出了具有伸缩管的完井测试管柱叁维有限元力学行为分析数值计算流程,并将其成功用于塔里木油田MJ4井完井测试管柱塑性变形分析。建立的管柱叁维有限元模型中考虑了闭合距偏离、并考虑了油管-套管间摩擦接触。分析中考虑了坐封、压裂、放喷叁种不同的施工阶段下管柱变形的情况。给出了上述模型在不同压力及温度载荷下的管柱变形及应力分布的数值解,主要包括:1)管柱变形沿全长的分布;2)管柱全长轴向力及Mises等效应力分布;3)伸缩管以下管柱段的变形、应力的大小与分布、及该部分管柱与套管之间的接触力和摩擦力的大小及分布。根据有限元数值计算结果,得到的结论包括以下3个部分:1)在坐封、压裂、放喷叁种不同的施工阶段,伸缩管分开处的流体压力会引起比没有伸缩管时相应的轴向应力值更大的轴向应力;2)在给定的MJ4井结构设计及施工压力及温度载荷下,伸缩管以下管柱发生弹性屈曲;3)MJ4井封隔器水力锚下部锚固不佳,导致压裂载荷在油管柱上产生附加载荷,是致使油管柱发生塑性屈曲的因素之一。(本文来源于《石油管材与仪器》期刊2019年05期）
马磊,谢俊峰,赵密锋,熊茂县,李岩[3]（2019）在《高温高压气井13Cr油管断裂原因分析与解决措施》一文中研究指出塔里木油田高温高压气井S13Cr-110油管已连续发生多起断裂失效事故,造成了严重的经济损失,急需找出油管断裂原因,提出解决措施。本文通过对断裂油管宏观形貌、油管服役工况、断裂油管质量、断口微观形貌、断口内元素分布、起出油管外表面状态进行分析得出超级13Cr油管断裂原因为油管外壁起源的应力腐蚀开裂,且磷酸盐环空保护液是引起油管断裂的主要原因。同时利用创新试验方法室内还原了现场13Cr油管应力腐蚀开裂形貌,进一步确认不耐污染的磷酸环空保护液是引起油管断裂的主要原因。并且通过长周期腐蚀模拟、缺陷预制、裂纹扩展跟踪等,揭示了超级13Cr在磷酸盐完井液中腐蚀产物膜破损后造成SCC裂纹的机理,解释了为什么13Cr油管在磷酸盐环空保护液中会发生SCC。基于这一认识,开始寻找替代品,室内腐蚀评价试验表明现用磷酸盐完井液对S13Cr油管具有很强的腐蚀性,而甲酸盐腐蚀性轻微。且室内试验表明13Cr油管在甲酸盐中不会发生应力腐蚀开裂。因此2015年开始,塔里木油田高温高压气井均使用甲酸盐作为环空保护液,截止到2019年9月1日,已有55口井使用甲酸盐完井液,至今未发生油管柱断裂失效问题。本文通过攻关研究找到了高温高压气井S13Cr-110油管断裂失效的原因,并提出了针对性的预防措施,避免了油管断裂失效事故的发生,为相似工况的高温高压气井油管失效控制提供了指导。(本文来源于《第十届全国腐蚀大会摘要集》期刊2019-10-24）
高光甫,党战伟,刘冬,生金峰,白建军[4]（2019）在《压缩天然气高压储气井局部结构强度分析及疲劳寿命评估》一文中研究指出压缩天然气高压储气井的高压储气方式广泛应用于国内压缩天然气加气站中,其安全性是加气站安全运行的关键。以某加气站压缩天然气高压储气井为研究对象,针对进排气接头和密封堵头2个局部危险结构,应用ANSYS有限元软件建立不同的简化力学模型,对其进行强度分析和疲劳极限计算,得出了最危险部位的应力分布和疲劳极限,并按照JB 4732—1995(2005年确认)《钢制压力容器——分析设计标准》中的相关准则对其进行应力评定及疲劳校核,为压缩天然气高压地下储气井的设计提供了参考依据。(本文来源于《石油化工设备》期刊2019年05期）
马亚琴,张宝,钟建芳,易俊,郝剑[5]（2019）在《高压高产气井出砂机理数值模拟》一文中研究指出高压高产气井出砂机理复杂,过高的生产速率在近井筒区域产生很强的紊流效应,是导致地层出砂的重要原因。通过物理模拟试验发现,高速气体通过孔眼时能够产生很强的抽汲作用力,通过数值模拟分析了井下气体流速与抽汲作用力的关系,考虑抽汲作用力形成的附加压差,以及酸化改造对岩石强度影响,对高压高产气井出砂临界生产压差预测方法进行了修正。为解释高压高产气井出砂机理以及出砂预测提供参考。(本文来源于《钻采工艺》期刊2019年05期）
吴燕华,詹宁,林建增[6]（2019）在《高压气地下储气井固井质量不合格原因分析》一文中研究指出本文基于提升固井质量的需要,对其原因进行了分析,并对其提出了相应的措施。(本文来源于《石化技术》期刊2019年08期）
高文祥,李皋,郑如森,李红涛,张宏强[7]（2019）在《高压气井修井挤压井井筒流动模型》一文中研究指出塔里木油田克深气田超深、高温、高压,部分气井在生产过程中环空异常带压,若长期监控生产,井控风险大,需要进行压井以便开展修井作业。高压气井修井挤压井作业过程井筒流动规律复杂,压井风险高。考虑压井过程井筒-地层复杂耦合流动,建立了高压气井挤压井数学模型,模型预测结果与实测数据吻合较好,能够满足高压气井挤压井施工设计的需要。通过数值计算,分析了高压气井挤压井作业井筒流动规律及影响因素。研究表明,挤压井过程中井底压力和油压对地层渗透率、储层厚度、地层压力、压井液排量等参数较为敏感,储层渗透率和厚度越低,地层压力越高,压井井底压力和油压越高。压井液排量越大,压井持续时间越短,产生的井底压力越高。挤压井作业需根据储层渗透率、厚度及地层压力等参数,确定合理的压力液排量等施工参数,在保证压井成功高效的前提下,避免压漏地层。(本文来源于《科学技术与工程》期刊2019年24期）
郑永建,曾桃,李跃林,白坤森,熊钰[8]（2019）在《南海高温高压气井外部温度场建立与井底压力计算》一文中研究指出南海高温高压(HTHP)气井产能计算时,根据井筒内测试的静、流压梯度推算获得的井底压力数据易导致产能测试曲线异常,且井口关井恢复压力呈下降趋势而不能用于试井分析。针对南海HTHP气井特点,综合考虑大气对流和辐射传热、隔水管外海水垂向剖面、地温梯度剖面等因素,将气井外部温度场从井口开始分为井口以及海平面以上井筒段、海平面以下至泥线井段、泥线以下井段等3段并分段建立了井筒温度计算模型,进而采用温度-压力耦合求解方法计算井底压力。研究结果表明,采用本文建立的井筒温度计算模型计算井底压力结果与实测数据相对误差在5‰以内,可以有效解决二项式产能测试曲线为负的问题;同时,利用关井井口压力计算井底恢复压力平均误差0.617‰,可满足试井解释精度要求。本文研究成果对于南海HTHP气井压力计算及产能预测具有指导意义。(本文来源于《中国海上油气》期刊2019年04期）
易俊,张宝,薛旭周,王宏亮,李娇龙[9]（2019）在《高温高压凝析气井井下节流工艺优化设计》一文中研究指出针对博孜区块高压气井水合物堵塞严重影响气井安全平稳生产的问题,开展了井下节流工艺优化设计研究。井筒压力、温度分布是影响井下节流条件的主要因素,采用Cullender-Smith模型和"井筒温度剖面拟合法"修正的井筒温度模型可以很好地预测井筒压力、温度。分别采用经验公式法、图解法和热力学统计法对水合物生成条件进行预测,并与实际生产数据对比,验证模型的可行性。根据确定的临界产量,下入井下节流器,优化下入深度和节流嘴直径大小,解决了水合物生成问题。综合水合物生成条件和井筒压力温度,为预测博孜区块临界水合物生成提供了借鉴。(本文来源于《长江大学学报(自然科学版)》期刊2019年07期）
杨向同,沈新普,崔小虎,王克林,沈国阳[10]（2019）在《超深高温高压气井完井含伸缩管测试管柱的应力与变形特征》一文中研究指出塔里木盆地MJ4井测试管柱长6 617 m,测试时井底压力为101.63 MPa,完井作业过程中管柱出现了塑性变形问题,迫切需要准确地确定管柱塑性变形究竟发生在完井作业的哪个阶段。为此,采用叁维有限元分析方法,结合MJ4井坐封、压裂和试油3个典型的载荷工况,对管柱的变形和轴向应力分布进行了数值计算,总结了含伸缩管的完井测试管柱力学行为计算流程。研究内容主要包括:①提出了具有伸缩管的油管柱系统中伸缩管的伸长与闭合状态的判断依据,并给出了相应的计算原理和计算公式,计算了MJ4井油管柱伸缩管的伸长—闭合状态;②给出了水力锚咬合不良产生的封隔器环空附加压差载荷的分析计算方法,模拟了其对管柱系统变形行为的影响,指出了附加压差载荷对管柱的塑性屈曲变形有着重要的影响;③计算模型引入了侧向屈曲变形的限制,从而间接考虑了接箍刚度对屈曲变形的影响,计算分析了油管柱在各种载荷共同作用下的变形情况,得到的数值结果显示与观察到的变形现象相同。研究结果表明,MJ4井管柱的塑性变形发生在压裂改造施工阶段,各种形式的液体压力载荷及重力载荷是塑性变形的主要原因。结论认为,含伸缩管测试管柱的力学计算模型可作为优化施工和管柱系统结构设计的重要理论工具和分析手段。(本文来源于《天然气工业》期刊2019年06期）
高压气井论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
提出了具有伸缩管的完井测试管柱叁维有限元力学行为分析数值计算流程,并将其成功用于塔里木油田MJ4井完井测试管柱塑性变形分析。建立的管柱叁维有限元模型中考虑了闭合距偏离、并考虑了油管-套管间摩擦接触。分析中考虑了坐封、压裂、放喷叁种不同的施工阶段下管柱变形的情况。给出了上述模型在不同压力及温度载荷下的管柱变形及应力分布的数值解,主要包括:1)管柱变形沿全长的分布;2)管柱全长轴向力及Mises等效应力分布;3)伸缩管以下管柱段的变形、应力的大小与分布、及该部分管柱与套管之间的接触力和摩擦力的大小及分布。根据有限元数值计算结果,得到的结论包括以下3个部分:1)在坐封、压裂、放喷叁种不同的施工阶段,伸缩管分开处的流体压力会引起比没有伸缩管时相应的轴向应力值更大的轴向应力;2)在给定的MJ4井结构设计及施工压力及温度载荷下,伸缩管以下管柱发生弹性屈曲;3)MJ4井封隔器水力锚下部锚固不佳,导致压裂载荷在油管柱上产生附加载荷,是致使油管柱发生塑性屈曲的因素之一。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
高压气井论文参考文献
[1].王汉,张智,李玉飞,陈奎,张林.基于环空带压临界值确定高温高压气井临界产量[J].中国安全生产科学技术.2019
[2].刘洪涛,沈新普,王克林,沈国阳,刘爽.含伸缩管的超深高温高压气井完井测试管柱叁维力学行为分析[J].石油管材与仪器.2019
[3].马磊,谢俊峰,赵密锋,熊茂县,李岩.高温高压气井13Cr油管断裂原因分析与解决措施[C].第十届全国腐蚀大会摘要集.2019
[4].高光甫,党战伟,刘冬,生金峰,白建军.压缩天然气高压储气井局部结构强度分析及疲劳寿命评估[J].石油化工设备.2019
[5].马亚琴,张宝,钟建芳,易俊,郝剑.高压高产气井出砂机理数值模拟[J].钻采工艺.2019
[6].吴燕华,詹宁,林建增.高压气地下储气井固井质量不合格原因分析[J].石化技术.2019
[7].高文祥,李皋,郑如森,李红涛,张宏强.高压气井修井挤压井井筒流动模型[J].科学技术与工程.2019
[8].郑永建,曾桃,李跃林,白坤森,熊钰.南海高温高压气井外部温度场建立与井底压力计算[J].中国海上油气.2019
[9].易俊,张宝,薛旭周,王宏亮,李娇龙.高温高压凝析气井井下节流工艺优化设计[J].长江大学学报(自然科学版).2019
[10].杨向同,沈新普,崔小虎,王克林,沈国阳.超深高温高压气井完井含伸缩管测试管柱的应力与变形特征[J].天然气工业.2019