深层高温高压气井完井测试管柱失效分析

王宴滨 石小磊 高德利 张进双 陈军海

王宴滨,石小磊,高德利,张进双,陈军海. 深层高温高压气井完井测试管柱失效分析−以顺南地区某井为例[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
引用本文: 王宴滨,石小磊,高德利,张进双,陈军海. 深层高温高压气井完井测试管柱失效分析−以顺南地区某井为例[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
WANG Yanbin, SHI Xiaolei, GAO Deli, ZHANG Jinshuang, CHEN Junhai. Failure analysis of completion test string for deep high-temperature and high-pressure gas well: A case study on a well in Shunnan area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
Citation: WANG Yanbin, SHI Xiaolei, GAO Deli, ZHANG Jinshuang, CHEN Junhai. Failure analysis of completion test string for deep high-temperature and high-pressure gas well: A case study on a well in Shunnan area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006

深层高温高压气井完井测试管柱失效分析

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.006
基金项目: 国家科技重大专项子课题“高温高压钻完井管柱失效机理及安全评价技术研究” (编号:2017ZX05005-005-007);国家自然科学基金项目“温压耦合效应下深水水下井口疲劳损伤产生机理及预测方法研究” (编号:52074310);中央高校基本科研业务费专项基金“考虑气侵影响的深水钻井井筒温压耦合场分布规律研究”(编号:2462021QNXZ006)
详细信息
    作者简介:

    王宴滨(1988-), 2016年毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业,博士,现从事井下管具力学与控制技术方面的研究工作,教授,博士生导师。E-mail: wangyanbin@cup.edu.cn

  • 中图分类号: TE28;TE925+.3

Failure analysis of completion test string for deep high-temperature and high-pressure gas well: A case study on a well in Shunnan area

  • 摘要: 深层高温高压油气井完井测试管柱的安全可靠对于确保深层油气的安全高效开发具有重要意义。考虑测试过程中的温压变化、管柱端部约束及屈曲摩阻等因素综合影响,建立了测试管柱受力分析模型,开发了深层高温高压气井完井测试管柱力学分析软件,对新疆顺南地区某井测试管柱进行了温度压力分析、受力变形计算和力学强度校核,揭示了该井完井测试管柱失效的原因。结果表明:利用开发的软件能够较为准确地分析高温高压井测试管柱所处的温压环境,并能对其进行受力变形分析和强度校核,可用于工程实际;该井测试管柱表面受到的局部腐蚀损伤和产生的裂纹会使管柱强度降低,是导致其失效的主要原因;该地区高温高压井中腐蚀对管柱力学强度的影响应给予特别重视。该研究可为高温高压井完井测试管柱优化设计及安全控制提供理论依据。
  • 图  1  管柱微元体受力示意图

    Figure  1.  Schematic diagram of the force on the micro-element of the column

    图  2  测试管柱力学分析与安全评价软件设计流程

    Figure  2.  Flow chart of software design of mechanical analysis and safety evaluation for test string

    图  3  顺南某井完井井身结构示意图

    Figure  3.  Schematic diagram of the well completion structure of a well in Shunnan area

    图  4  顺南井井筒温度分布

    Figure  4.  Well temperature distribution of a well in Shunnan area

    图  5  顺南井井筒压力分布

    Figure  5.  Well pressure distribution of a well in Shunnan area

    图  6  测试管柱轴向力分布

    Figure  6.  Axial force distribution of the test string

    图  7  测试管柱三轴应力变化

    Figure  7.  Triaxial stress variation of the test string

    图  8  油管柱三轴安全系数校核结果

    Figure  8.  Check results of triaxial safety factor for oil tubing

    表  1  油管参数

    Table  1.   Oil tubing parameters

    外径/
    mm
    壁厚/
    mm
    内径/
    mm
    钢级抗拉/
    kN
    抗内压/
    MPa
    抗外挤/
    MPa
    88.99.5369.84P110S1800142.2145.1
    88.96.4576P110S126796.393.3
    735.5162P110S890100.2100.3
    下载: 导出CSV

    表  2  不同油嘴条件下测试压力和产量预测

    Table  2.   Test pressure and production prediction under different nozzle conditions

    油嘴内径/mm日产气/(104m3 · d−1)油压/MPa
    4.520.84101.16
    636.6398.72
    7.556.6195.51
    980.7991.54
    下载: 导出CSV

    表  3  井口处管柱强度校核结果

    Table  3.   Check results of the pipe string strength at wellhead

    校核 抗拉强度/
    kN
    抗内压强度/
    MPa
    抗外挤强度/
    MPa
    屈服强度/
    MPa
    油管 1800 142.2 145.1 758.42
    井口 620.15 94.91 31 388.53
    安全系数 2.9 1.5 4.58 1.95
    下载: 导出CSV
  • [1] CULLENDER M H, SMITH R V. Practical solution of gas flow equation for wells and pipelines with large temperature gradient[J]. Transactions of the AIME, 1956, 207(1): 281-287. doi:  10.2118/696-G
    [2] RAMEY H J. Wellbore heat transmission[J]. Journal of Petroleum Technology, 1962, 14(4): 427-435. doi:  10.2118/96-PA
    [3] HASAN A R, KABIR C S. Heat transfer during two-phase flow in wellbore: part I-Formation Temperature[C]//Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, October 1991, Dallas, Texas: SPE-22866-MS.
    [4] HASAN A R, KABIR C S. Heat transfer during two-phase flow in wellbore: part Ⅱ-wellbore fluid temperature[C]//Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, October 1991, Dallas, Texas: SPE-22948-MS.
    [5] HASAN A R, KABIR C S. A mechanistic model for computing predicting fluid temperature profiles in gas-lift wells[J]. SPE Production & Facilities, 1996, 11(3): 179-185. doi:  10.2118/26098-PA
    [6] REMERO J, TUBFUL E. Temperature prediction for deepwater wells: a field validated methodology[C]//Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, September 1998, New Orleans, Louisiana: SPE-49056-MS.
    [7] 王弥康. 注蒸汽井井筒热传递的定量计算[J]. 石油大学学报(自然科学版), 1994, 18(4):77-82.

    WANG Mikang. Quantitative calculation of wellbore heat transmission for steam injection wells[J]. Journal of the University of Petroleum (Natural Science Edition), China, 1994, 18(4): 77-82.
    [8] 毛伟, 梁政. 气井井筒压力、温度耦合分析[J]. 天然气工业, 1999, 19(6):66-69.

    MAO Wei, LIANG Zheng. Coupling analysis on the pressure and temperature in gas well borehole[J]. Natural Gas Industry, 1999, 19(6): 66-69.
    [9] 郭春秋, 李颖川. 气井压力温度预测综合数值模拟[J]. 石油学报, 2001, 22(3):100-104. doi:  10.7623/syxb200103021

    GUO Chunqiu, LI Yingchuan. Comprehensive numerical simulation of pressure and temperature prediction in gas well[J]. Acta Petrolei Sinica, 2001, 22(3): 100-104. doi:  10.7623/syxb200103021
    [10] 张永奎, 蔡兵, 刘鹰. 气井油管流压梯度计算方法的改进[J]. 天然气工业, 2007, 27(3):89-91. doi:  10.3321/j.issn:1000-0976.2007.03.029

    ZHANG Yongkui, CAI Bing, LIU Ying. Modifications to the calculation method of flowing pressure gradient in gas well tubing[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(3): 89-91. doi:  10.3321/j.issn:1000-0976.2007.03.029
    [11] LUBINSKI A, BLENKARN K A. Buckling of tubing in pumping wells, its effects and means for controlling it[J]. Transactions of the AIME, 1957, 210(1): 73-88. doi:  10.2118/672-G
    [12] LUBINSKI A, ALTHOUSE W S. Helical buckling of tubing sealed in packers[J]. Journal of Petroleum Technology, 1962, 14(6): 655-670. doi:  10.2118/178-PA
    [13] 马晨洮. 高温高压深井测试管柱受力分析[D]. 成都: 西南石油大学, 2014.

    MA Chentao. Stress analysis of test string in high temperature and high pressure deep wells[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2014.
    [14] 金玉堂, 李云超, 王涛. 油气测试管柱力学分析与优化设计软件及应用[J]. 中小企业管理与科技, 2016(12):143-144. doi:  10.3969/j.issn.1673-1069.2016.12.088

    JIN Yutang, LI Yunchao, WANG Tao. Software and application for mechanical analysis and optimization design of oil and gas testing string[J]. Management & Technology of SME, 2016(12): 143-144. doi:  10.3969/j.issn.1673-1069.2016.12.088
    [15] 苏剑波. 分析深井完井测试管柱结构设计要点[J]. 化工管理, 2020(24):96-97. doi:  10.3969/j.issn.1008-4800.2020.24.047

    SU Jianbo. Analysis on the key points of structural design of deep well c testing string[J]. Chemical Enterprise Management, 2020(24): 96-97. doi:  10.3969/j.issn.1008-4800.2020.24.047
    [16] 孙龙波. 对深井完井测试管柱结构设计的几点思考[J]. 中国石油和化工标准与质量, 2019, 39(17):171-172. doi:  10.3969/j.issn.1673-4076.2019.17.084

    SUN Longbo. Some thoughts on structural design of deep well testing string[J]. China Petroleum and Chemical Standard and Quality, 2019, 39(17): 171-172. doi:  10.3969/j.issn.1673-4076.2019.17.084
    [17] 熊和贵, 高文祥, 刘洪涛, 等. 超深超高压高温气井测试管柱配置技术[J]. 油气井测试, 2015, 24(5):52-53. doi:  10.3969/j.issn.1004-4388.2015.05.016

    XIONG Hegui, GAO Wenxiang, LIU Hongtao, et al. Configuration technology of well test string for deep ultrahigh pressure of high temperature gas well[J]. Well Testing, 2015, 24(5): 52-53. doi:  10.3969/j.issn.1004-4388.2015.05.016
    [18] 罗利民. 超高压高温井地层测试管柱结构优化探讨[J]. 江汉石油职工大学学报, 2015, 28(4):36-37. doi:  10.3969/j.issn.1009-301X.2015.04.012

    LUO Limin. On structural improvement of formation test string in high-pressure and high-temperature wells[J]. Journal of Jianghan Petroleum University of Staff and Workers, 2015, 28(4): 36-37. doi:  10.3969/j.issn.1009-301X.2015.04.012
    [19] HASAN A R, IZGEC B, KABIR C S. Sustaining production by managing annular-pressure buildup[J]. SPE Production & Operations, 2010, 25(2): 195-203. doi:  10.2118/120778-PA
    [20] 文晓霞. 纳米金属力学性能的分子动力学模拟[D]. 重庆: 西南大学, 2010.

    WEN Xiaoxia. Molecular dynamics simulation of the mechanical properties of nano-metal[D]. Chongqing: Southwest Petroleum University, 2010.
    [21] 李钦道, 谢光平, 张娟. 自由移动封隔器管柱变形量计算分析[J]. 钻采工艺, 2002, 25(1):60-64. doi:  10.3969/j.issn.1006-768X.2002.01.020

    LI Qindao, XIE Guangping, ZHANG Juan. Calculation analysis of amount of deformation of free movement packer string[J]. Drilling & Production Technology, 2002, 25(1): 60-64. doi:  10.3969/j.issn.1006-768X.2002.01.020
    [22] 王波. 高温高压完井管柱力学分析及安全评价[D]. 成都: 西南石油大学, 2014.

    WANG Bo. Mechanical analysis and safety evaluation of high temperature and high pressure completion string[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2014.
    [23] 高德利. 油气井管柱力学与工程[M]. 东营: 中国石油大学出版社, 2006.

    GAO Deli. Down hole tubular mechanics and its applications[M]. Dongying: China University of Petroleum Press, 2006
    [24] 吕彦平, 吴晓东, 郭石生, 等. 气井油管柱应力和轴向变形分析[J]. 天然气工业, 2008, 28(1):100-102. doi:  10.3787/j.issn.1000-0976.2008.01.028

    LUY Yanping, WU Xiaodong, GUO Dansheng, et al. Tubing string stress and axial deformation in gas wells[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(1): 100-102. doi:  10.3787/j.issn.1000-0976.2008.01.028
    [25] 石小磊, 黄文君, 高德利. 考虑屈曲和摩擦力的高温高压井管柱力学分析[J]. 石油机械, 2020, 48(11):111-118. doi:  10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2020.11.018

    DAN Xiaolei, HUANG Wenjun, GAO Deli. Mechanical analysis of tubular in high temperature and high pressure well considering buckling and friction[J]. China Petroleum Machinery, 2020, 48(11): 111-118. doi:  10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2020.11.018
    [26] 黄同林. 水平井管柱的相关技术研究[D]. 荆州: 长江大学, 2012.

    HUANG Tonglin. The related technology research of horizontal well string[D]. Jingzhou: Yangtze University, 2012.
    [27] 杜春常, 袁琪骥. 套管三轴应力设计原理和方法[J]. 西南石油学院学报, 1993, 15(3):74-82.

    DU Chunchang, YUAN Qiji. Principle and method of triaxial stress design of casing string[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 1993, 15(3): 74-82.
  • [1] 刘书杰, 武治强, 吴怡, 侯铎, 张智.  深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.004
    [2] 李冬梅, 柳志翔, 李林涛, 石鑫.  顺北超深断溶体油气藏完井技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2020.05.013
    [3] 张绍槐.  测试作业之井筒完整性标准 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2018.04.001
    [4] 张绍槐.  测试作业之井筒完整性标准 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2018. 04. 001
    [5] 胡志强, 杨进, 李中, 李文龙, 顾岳, 李舒展.  高温高压井双封隔器管柱安全评估 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2017.03.006
    [6] 董星亮.  南海西部高温高压井测试技术现状及展望 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.002
    [7] 颜帮川, 李祝军, 魏安超, 徐斐.  海上高温高压井测试流程安全控制技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.015
    [8] 王尔钧, 魏安超, 舒福昌, 向兴金, 胡伊旭.  东方1-1 气田高温高压下封隔液抗CO2 腐蚀研究 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.020
    [9] 李早元, 胡光辉, 刘健, 张茹红, 郑凯, 郭小阳.  碳酸盐岩选择性固井管外封隔器失效原因探讨 . 石油钻采工艺,
    [10] 刘晓栋, 朱红卫, 高永会.  海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法 及国外钻井液新技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2014.05.012
    [11] 何汉平, 吴俊霞, 黄健林, 田璐.  伊朗雅达油田完井工艺 . 石油钻采工艺,
    [12] 许杰, 刘小刚, 崔治军, 刘玉杰, 姜明吉, 武沪生.  复杂条件下小井眼固井技术在科探井中的应用 . 石油钻采工艺,
    [13] 丁亮亮, 练章华, 陈世春, 杨帮贵, 魏臣兴.  高压深井压井过程中井筒温度数值模拟 . 石油钻采工艺,
    [14] 李永平, 程兴生, 张福祥, 王永辉, 车明光, 彭建新.  异常高压深井裂缝性厚层砂岩储层“酸化+酸压”技术 . 石油钻采工艺,
    [15] 张聪, 张景富, 乔宏宇, 彭邦洲.  深井高温抗二氧化碳腐蚀水泥浆体系设计与优选 . 石油钻采工艺,
    [16] 王敏生, 易灿, 徐加放.  高温高压对超深井钻井液密度的影响 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2007.05.024
    [17] 邹德永, 管志川.  复杂深井超深井的新型套管柱程序 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2000.05.004
    [18] 姚晓.  CO2对油气井管材腐蚀的预测及防护 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.1998.03.010
    [19] 谭春飞, 李树盛.  影响深井和越深井钻速的主要原因分析 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.1998.04.006
    [20] 陈德山.  高压中深井裸眼砾石充填先期防砂工艺 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.1990.03.013
  • 加载中
图(8) / 表 (3)
计量
  • 文章访问数:  0
  • HTML全文浏览量:  0
  • PDF下载量:  0
  • 被引次数: 0
出版历程
  • 修回日期:  2022-04-29
  • 网络出版日期:  2022-09-26

深层高温高压气井完井测试管柱失效分析

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.006
    基金项目:  国家科技重大专项子课题“高温高压钻完井管柱失效机理及安全评价技术研究” (编号:2017ZX05005-005-007);国家自然科学基金项目“温压耦合效应下深水水下井口疲劳损伤产生机理及预测方法研究” (编号:52074310);中央高校基本科研业务费专项基金“考虑气侵影响的深水钻井井筒温压耦合场分布规律研究”(编号:2462021QNXZ006)
    作者简介:

    王宴滨(1988-), 2016年毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业,博士,现从事井下管具力学与控制技术方面的研究工作,教授,博士生导师。E-mail: wangyanbin@cup.edu.cn

  • 中图分类号: TE28;TE925+.3

摘要: 深层高温高压油气井完井测试管柱的安全可靠对于确保深层油气的安全高效开发具有重要意义。考虑测试过程中的温压变化、管柱端部约束及屈曲摩阻等因素综合影响,建立了测试管柱受力分析模型,开发了深层高温高压气井完井测试管柱力学分析软件,对新疆顺南地区某井测试管柱进行了温度压力分析、受力变形计算和力学强度校核,揭示了该井完井测试管柱失效的原因。结果表明:利用开发的软件能够较为准确地分析高温高压井测试管柱所处的温压环境,并能对其进行受力变形分析和强度校核,可用于工程实际;该井测试管柱表面受到的局部腐蚀损伤和产生的裂纹会使管柱强度降低,是导致其失效的主要原因;该地区高温高压井中腐蚀对管柱力学强度的影响应给予特别重视。该研究可为高温高压井完井测试管柱优化设计及安全控制提供理论依据。

English Abstract

王宴滨,石小磊,高德利,张进双,陈军海. 深层高温高压气井完井测试管柱失效分析−以顺南地区某井为例[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
引用本文: 王宴滨,石小磊,高德利,张进双,陈军海. 深层高温高压气井完井测试管柱失效分析−以顺南地区某井为例[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
WANG Yanbin, SHI Xiaolei, GAO Deli, ZHANG Jinshuang, CHEN Junhai. Failure analysis of completion test string for deep high-temperature and high-pressure gas well: A case study on a well in Shunnan area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
Citation: WANG Yanbin, SHI Xiaolei, GAO Deli, ZHANG Jinshuang, CHEN Junhai. Failure analysis of completion test string for deep high-temperature and high-pressure gas well: A case study on a well in Shunnan area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 302-308 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.006
    • 目前,世界油气勘探逐步向地球深层、超深层进军,深层超深层油气开发面临高温高压、酸性气体腐蚀等诸多恶劣环境挑战,容易导致测试管柱失效,严重影响深层油气资源的安全高效开发,因此,有必要开展深层高温高压井测试管柱失效机理分析,以确保深层高温高压井测试作业顺利进行。

      高温高压井测试管柱服役环境恶劣,温压耦合效应明显,力学行为复杂,准确计算井筒内温度和压力分布是测试管柱力学分析的前提。CULLENDER等[1]利用平均温度和偏差系数的概念,建立了稳定流动状态下井底压力分布模型。RAMEY[2]将单相不可压缩液体温度视为井深函数,并考虑了介质传热和导热效应,研究了井筒内温度分布。HASAN等[3-5]通过对井筒温度场研究,给出了井筒温度半解析解。ROMERO等[6]建立了一套适用于深水钻井作业和固井作业的井筒温度预测模型,该模型考虑了循环时间、排量、海水温度、注入流体温度等因素的影响。王弥康[7]建立了注蒸汽热采井井筒内的稳态传热和地层内的非稳态传热模型。毛伟等[8-9]对气井井筒温压耦合效应进行了分析,给出了高温高压气井中井筒温度、压力、流速和流体密度的数值模型。张永奎等[10]利用井筒整体或分段温度平均法,把温度和压力看成沿井深变化的量,推导了井底压力迭代公式。在测试管柱力学分析方面,LUBINSKI等[11-12]提出了带封隔器管柱螺旋屈曲问题,建立了考虑活塞效应、鼓胀效应、螺旋屈曲效应和温度效应的计算模型。马晨洮[13]总结了常用的深井测试管柱结构和类型,并对高温高压深井测试管柱进行了受力及失效模式分析。金玉堂等[14]考虑测试管柱所受的内外压、轴向力、扭矩、弯矩及温度等因素,对测试管柱进行了力学行为分析与优化,并研发了应用软件。苏剑波、孙龙波、熊和贵等[15-18]对深井完井测试管柱结构进行了优化设计研究。杨向同等、刘洪涛等对超深高温高压气井完井含伸缩管测试管柱的力学行为进行了分析,并进行了实例应用。唐庚等在室内测量了不同材质管柱的力学性能随温度的变化,通过将高温下管柱强度的折减率引入管柱力学分析中,研究了完井管柱三轴力学安全系数的变化情况。

      笔者给出了高温高压井中井筒温度压力分布的计算方法,结合具体工程实例,对顺南某井测试管柱进行了受力分析和强度校核,得出了该井测试管柱失效的具体原因,该研究可为该地区高温高压井测试管柱的优化设计提供参考。

    • 假设测试过程中井筒内流体为稳定流动状态,井筒与井壁之间为稳定传热,井筒和地层之间为径向传热。则井筒内的温度、压力梯度可表示为[19-20]

      $$ \left\{\begin{array}{l} \dfrac{\mathrm{d}p}{\mathrm{d}x}=\left[-\rho g\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\theta -f\dfrac{\rho {v}^{2}}{2d}\right]\Biggr/\left(1-\dfrac{\rho {v}^{2}}{p}\right)\\ \dfrac{\mathrm{d}T}{\mathrm{d}x}=\left\{-\dfrac{2\mathrm{\pi }{r}_{\mathrm{t}0}{U}_{\mathrm{t}0}{k}_{\mathrm{e}}}{W\left[{r}_{\mathrm{t}0}{U}_{\mathrm{t}0}f\left(t\right)+{k}_{\mathrm{e}}\right]}\left({T}_{\mathrm{f}}-{T}_{\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{h}}+{g}_{\mathrm{T}}x\right)+\right.\\\qquad \left.{C}_{\mathrm{p}}{C}_{\mathrm{J}}\dfrac{\mathrm{d}p}{\mathrm{d}x}+\dfrac{{v}^{2}}{p}\dfrac{\mathrm{d}p}{\mathrm{d}x}+f\dfrac{{v}^{2}}{2d}-g\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\theta \right\}\Biggr/{C}_{\mathrm{p}}\end{array}\right. $$ (1)

      式中,$ \rho $为流体密度,kg/m3$ v $为流体流速,m/s;$ x $为井深,m;$ p $为井筒内压力,MPa;$ g $为重力加速度,m/s2$ \theta $为井斜角,°;W为流体质量流量,kg/s;$ f $ 为摩阻系数,无量纲;$ d $ 为油管内径,m;$ {k}_{\mathrm{e}} $为地层导热系数,W/(m · K);$ {r}_{\mathrm{t}0} $为油管外半径,m;$ {U}_{\mathrm{t}0} $为总传热系数,J/(s · m2 · K);$ f\left(t\right) $为无因次时间函数;$ {T}_{\mathrm{f}} $为油管内流体温度,K;$ {T}_{\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{h}} $为井筒入口处地层原始温度,K;$ {g}_{\mathrm{T}} $为地温梯度,K/m;$ {C}_{\mathrm{p}} $为油管内流体比热,J/(kg · K);$ {C}_{\mathrm{J}} $为流体焦耳-汤普森系数,无量纲。

    • 测试作业中管柱受力分析已成为油气井安全生产的关键环节。在测试生产过程中,测试管柱受力变形主要表现为以下4种效应。

      (1)活塞效应。管内外流体作用在管柱直径变化处和密封管的端面上会引起管柱的长度变化,从而导致活塞效应。活塞力的变化与管柱长度的变化符合虎克定律,若规定管柱伸长为正,缩短为负,则活塞效应引起的管柱轴向变形可以表示为[21]

      $$ \Delta {L}_{1}=-\frac{L}{E{A}_{\mathrm{t}\mathrm{c}}}\left[\Delta {p}_{\mathrm{i}}\left({A}_{\mathrm{p}}-{A}_{\mathrm{i}}\right)-\Delta {p}_{\mathrm{o}}\left({A}_{\mathrm{p}}-{A}_{\mathrm{o}}\right)\right] $$ (2)

      式中,$ \Delta {L}_{1} $为活塞效应产生的轴向变形量,m;$ L $为管柱长度,m;$ E $为弹性模量,Pa;$ {A}_{\mathrm{t}\mathrm{c}} $为油管横截面积,m2$ {A}_{\mathrm{p}} $为封隔器横截面积,m2$ {A}_{\mathrm{i}} $为油管内环横截面积,m2$ {A}_{\mathrm{o}} $为油管外环横截面积,m2$ \Delta {p}_{\mathrm{i}} $为油管内压力变化,Pa;$ \Delta {p}_{\mathrm{o}} $为油管外压力变化,Pa。

      (2)鼓胀效应。管柱内外流体密度差异也会引起管柱长度发生变化,根据厚壁圆筒理论和广义虎克定律可得,由于鼓胀效应管柱产生的长度变化可表示为[22]

      $$ \Delta {L}_{2}=-\frac{2\mu }{E}\frac{\Delta {p}_{\mathrm{i}}-{\lambda }^{2}\Delta {p}_{\mathrm{o}}}{{\lambda }^{2}-1}L $$ (3)

      式中,$ \Delta {L}_{2} $为鼓胀效应产生的轴向变形量,m;$ \mu $为泊松比,无量纲;$ \lambda $为油管外径与内径的比值,无量纲。

      (3)螺旋屈曲效应。当测试管柱轴向压缩载荷大于某一临界值时,管柱将发生屈曲。临界屈曲载荷是衡量管柱屈曲变形的指标,临界载荷如下[23]

      对于垂直段

      $$ {F}_{\mathrm{f}\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{l}1}=5.55\sqrt[3]{EI{q}^{2}} $$ (4)

      对于弯曲段

      $$ {F}_{\mathrm{f}\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{l}2}=\frac{3.77EI}{{R}^{{'}}{r}_{\mathrm{c}}}\left(1+\sqrt{1+\frac{0.53{R}^{{'}2}{r}_{\mathrm{c}}q\mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{s}\varphi }{EI}}\right) $$ (5)

      对于水平段

      $$ {F}_{\mathrm{f}\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{l}3}=2.75\sqrt{\frac{EIq\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\alpha }{{r}_{c}}} $$ (6)

      管柱因螺旋屈曲效应引起的轴向缩短变形量$ \Delta {L}_{3} $可表示为

      $$ \Delta {L}_{3}={{\int_0^L }}\frac{0.2513{F}_{\mathrm{e}}{r}_{\mathrm{c}}^{2}}{EI}\mathrm{d}s $$ (7)

      式中,$ q $为油管有效线重力,N/m;$ I $为油管截面惯性矩,m4$ {R}{{'}} $为井眼曲率半径,m ;$ {r}_{\mathrm{c}} $为管柱与套管(或井壁)之间的有效间隙,m;$ \varphi $为管柱任意截面与重力方向的夹角,°;$ \alpha $为井斜角,°;$ {F}_{\mathrm{e}} $为管柱有效轴向力,N。

      (4)温度效应。当测试管柱下入井底,封隔器坐封前管柱温度与地层温度相同,封隔器坐封后储层打开,管柱会随着流体产出而升温。考虑用管柱的平均温度进行计算,封隔器坐封后由于温度效应产生的轴向变形量可表示为[24]

      $$ \Delta {L}_{4}=\beta L\Delta T $$ (8)

      式中,$ \Delta {L}_{4} $为温度效应产生的轴向变形量,m;$ \beta $为管柱热膨胀系数,1 /℃;$ \Delta T $为温度变化量,℃。

    • 为简化计算,测试前对管柱力学模型作如下假设:(1)管柱与井眼内壁都是刚性的,且管柱的横截面积始终是圆环形;(2)管柱外表面和井眼内壁连续接触,管柱轴线与井眼轴线重合。选取弧长为ds的微元段作为研究对象,根据上述假设,建立如图1所示的测试管柱力学分析模型。

      图  1  管柱微元体受力示意图

      Figure 1.  Schematic diagram of the force on the micro-element of the column

      测试管柱下入井筒内,封隔器坐封后未生产前,测试管柱的受力变形控制方程可写为

      $$ \frac{{\partial }^{2}u}{{\partial s}^{2}}=\frac{\eta \rho g\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\alpha -\rho g\mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{s}\alpha }{E}{K}_{\mathrm{B}} $$ (9)

      式中,$ u $为管柱上某点位移,m;$ s $为所选取的管柱微元段长度,m;$ {K}_{\mathrm{B}} $为浮力系数,无量纲;$ \eta $为摩擦系数,取0.25。

      假设封隔器坐封后管柱因为封隔器坐封产生一个锁紧力$ {F}_{\mathrm{s}} $,因此,未测试前管柱在井下的边界条件可以表示为

      $$ \left\{\begin{array}{l}u\left(0\right)=0\\ EA\dfrac{\partial u}{\partial s}\left(L\right)=-{F}_{\mathrm{s}}\end{array}\right. $$ (10)

      式中,$ A $为管柱横截面积,m2Fs为锁紧力,N。

    • 目前测试管柱强度校核方法主要包括安全系数法和三轴应力法,本文采用三轴应力法对测试管柱进行校核,即将三轴应力下管柱强度作为无外力作用下管柱强度,然后与管柱外载荷进行对比,确定管柱是否安全。

      三轴应力下的抗外挤强度、抗内压强度以及抗拉强度分别表示为[25-27]

      $$ {p}_{\mathrm{c}\mathrm{a}}={p}_{\mathrm{c}\mathrm{o}}\left(\sqrt{1-\frac{3}{4}{\frac{{\sigma }_{\mathrm{a}}+{p}_{\mathrm{i}}}{{Y}_{\mathrm{p}}}}^{2}}-\frac{1}{2}\frac{{\sigma }_{\mathrm{a}}+{p}_{\mathrm{i}}}{{Y}_{\mathrm{p}}}\right) $$ (11)
      $$ {p}_{\mathrm{b}\mathrm{a}}={p}_{\mathrm{b}\mathrm{o}}\left(\frac{{r}_{\mathrm{i}}^{2}}{\sqrt{3{r}_{\mathrm{o}}^{4}+{r}_{\mathrm{i}}^{4}}}\frac{{\sigma }_{\mathrm{a}}+{p}_{\mathrm{i}}}{{Y}_{\mathrm{p}}}+\frac{{\sigma }_{\mathrm{a}}+{p}_{\mathrm{i}}}{{Y}_{\mathrm{p}}}\sqrt{1-\frac{3{r}_{\mathrm{o}}^{4}}{3{r}_{\mathrm{o}}^{4}+{r}_{\mathrm{i}}^{4}}}\right) $$ (12)
      $$ {F}_{\mathrm{a}}={10}^{3}\mathrm{\pi }\left({p}_{\mathrm{i}}{r}_{\mathrm{i}}^{2}-{p}_{\mathrm{o}}{r}_{\mathrm{o}}^{2}\right)+\sqrt{{F}_{\mathrm{o}}^{2}-{3\times 10}^{6}{\pi }^{2}{\left({p}_{\mathrm{i}}-{p}_{\mathrm{o}}\right)}^{2}{r}_{\mathrm{o}}^{4}} $$ (13)

      式中,$ {p}_{\mathrm{c}\mathrm{a}} $为三轴应力下抗外挤强度,MPa;$ {p}_{\mathrm{c}\mathrm{o}} $为API管柱抗外挤强度,MPa;$ {\sigma }_{\mathrm{a}} $为轴向应力,MPa;$ {p}_{\mathrm{i}} $为管柱内压力,MPa;$ {Y}_{\mathrm{p}} $为管材屈服强度,MPa;$ {p}_{\mathrm{b}\mathrm{a}} $为三轴应力下抗内压强度,MPa;$ {p}_{\mathrm{b}\mathrm{o}} $为API管柱抗内压强度,MPa;$ {r}_{\mathrm{o}} $为管柱外半径,m;$ {r}_{i} $为管柱内半径,m;$ {F}_{\mathrm{a}} $为管柱三轴应力下抗拉强度,kN;$ {p}_{\mathrm{o}} $为管柱外压力,MPa;$ {F}_{\mathrm{o}} $为管柱单轴抗拉强度,kN。

    • 根据上述理论方法编制了高温高压测试管柱力学分析与安全评价软件,如图2所示。

      图  2  测试管柱力学分析与安全评价软件设计流程

      Figure 2.  Flow chart of software design of mechanical analysis and safety evaluation for test string

      该软件主要由井眼轨迹预测模块、井筒温度压力预测模块、轴向变形及受力分析模块和套管强度校核模块组成。井眼轨迹预测模块主要包含三维井眼轨迹及各剖面垂直投影图;井筒温度压力预测模块可以对油管流体温度压力及各环空温度压力进行预测;轴向变形及受力分析模块包含管柱基本效应分析、封隔器坐封和测试后油管有效轴向力求解、油层套管和技术套管受力分析;套管强度校核模块可根据套管所承受的最大拉力、内压载荷、外挤载荷以及所选取的设计系数对各管柱的抗拉、抗内压以及抗外挤进行强度校核,并计算各管柱相应的安全系数。当所选套管满足以上设计条件时,则对所选套管性能进行评估,判断套管是否能够满足油气田生产要求。

    • 顺南某井是部署在塔中北坡顺南斜坡区的一口评价井,设计井深7 304 m。根据实钻情况预测地层压力系数为1.85,据此折算井底压力129.24 MPa/7 218.29 m,参考邻井实测情况进行预测,预测地温梯度为2.87 ℃/100 m,井底温度为204.58 ℃/7 218.29 m,该井井身结构如图3所示。

      图  3  顺南某井完井井身结构示意图

      Figure 3.  Schematic diagram of the well completion structure of a well in Shunnan area

      该井采用Ø89 mm+Ø73 mm复合油管柱,封隔器坐封于Ø177.8 mm套管6 305 m处,表1为该井油管参数。

      表 1  油管参数

      Table 1.  Oil tubing parameters

      外径/
      mm
      壁厚/
      mm
      内径/
      mm
      钢级抗拉/
      kN
      抗内压/
      MPa
      抗外挤/
      MPa
      88.99.5369.84P110S1800142.2145.1
      88.96.4576P110S126796.393.3
      735.5162P110S890100.2100.3
    • 测试压差为30.87~36.43 MPa,地层压力系数为1.85,液垫为1.35 g/cm3盐水,液垫到井口无掏空;天然气相对密度取0.588,井口温度40℃,初始条件设定Ø7 mm油嘴生产时油压96 MPa。根据求产过程中产量和油压确定测试工作制度,如表2所示。

      表 2  不同油嘴条件下测试压力和产量预测

      Table 2.  Test pressure and production prediction under different nozzle conditions

      油嘴内径/mm日产气/(104m3 · d−1)油压/MPa
      4.520.84101.16
      636.6398.72
      7.556.6195.51
      980.7991.54
    • 该井测试管柱在1 194 m处发生断裂,起出后发现该测试管柱断口形貌一侧为脆性断口,另一侧为韧性断口,裂纹均起源于外部存在缺陷的亚表面,在外壁未断裂处发现5处微裂纹,内壁未发现裂纹。此外,该测试管柱在井下3 300 m接箍外发生严重腐蚀,经分析,发现坑内腐蚀产物以FeCO3、CaCO3为主,坑内存在Cl元素,坑外未见,且靠近油管基体部位Cl含量升高,表明其腐蚀受到了甲酸盐分解物及闭塞电池自腐蚀效应的影响。

    • 针对该井的实际生产参数,模拟了该井生产工况下的井筒温度场和压力场分布,分别取不同油嘴直径和不同产气量,对井筒温度、压力随深度变化进行预测,计算结果如图4图5所示。

      图  4  顺南井井筒温度分布

      Figure 4.  Well temperature distribution of a well in Shunnan area

      图  5  顺南井井筒压力分布

      Figure 5.  Well pressure distribution of a well in Shunnan area

      图4图5可以看出:随着产量增加,井筒温度整体增加,井筒压力减小,从井底到井口均呈下降趋势;产量越大,气体在油管柱中的压力下降越快,温度减少越慢。

    • 该井采用封隔器坐封,由于该井属于超深高温高压井,因此油管产生较大的活塞效应和温度效应,根据式(2)~式(8)计算所得油管活塞效应、屈曲效应、膨胀效应和温度效应下管柱的轴向变形量分别为−5.0465 m,−0.1248 m,−0.2815 m和5.4528 m。

    • 对该井测试管柱进行了轴向力计算和应力状态分析,计算结果如图6图7所示,图8为该井测试管柱的强度校核安全系数沿井深分布曲线。可以看出,该井管柱的三轴安全系数随井深有一定变化,但是均大于给定的设计安全系数。

      图  6  测试管柱轴向力分布

      Figure 6.  Axial force distribution of the test string

      由于井口是最危险部位,因此井口截面是强度校核的重点。在生产工况下井口处管柱各项安全系数计算结果如表3所示。从表3可以看出,生产工况下管柱安全系数均大于设计值,即使用该管柱是安全的。

      表 3  井口处管柱强度校核结果

      Table 3.  Check results of the pipe string strength at wellhead

      校核 抗拉强度/
      kN
      抗内压强度/
      MPa
      抗外挤强度/
      MPa
      屈服强度/
      MPa
      油管 1800 142.2 145.1 758.42
      井口 620.15 94.91 31 388.53
      安全系数 2.9 1.5 4.58 1.95

      图  7  测试管柱三轴应力变化

      Figure 7.  Triaxial stress variation of the test string

      图  8  油管柱三轴安全系数校核结果

      Figure 8.  Check results of triaxial safety factor for oil tubing

      综合以上分析,认为:(1)该井油管、接箍材质性能均符合材质标准要求,不是导致失效的主要因素;(2)环空甲酸盐高温分解导致的局部腐蚀以及接箍贴壁形成的局部闭塞电化学腐蚀是导致腐蚀失效的诱因;(3)油管柱腐蚀表面产生的局部损伤和裂纹使管柱强度降低,是管柱失效的主要原因。

    • (1)考虑测试工况中的温压变化、管柱端部约束及屈曲摩阻等因素,建立了测试管柱受力分析模型,该模型可以得到更加准确的测试管柱轴向力分布。

      (2)开发了高温高压井完井测试管柱力学分析与安全评价软件,能够对高温高压井测试管柱进行受力分析和强度校核,该软件可用于高温高压井完井测试管柱的安全评价和施工参数优选。

      (3)油管柱腐蚀表面产生的局部损伤和裂纹使管柱强度降低,是管柱失效的主要原因,在顺南高温高压井中应加以注意。

参考文献 (27)

目录

    /

    返回文章
    返回