四川高压气井完井生产管柱优化设计及应用

◀油气田开发工程▶高温高压完井封隔器结构优化∗王㊀龙(中国石油化工集团公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室ꎻ中国石油化工股份有限公司西北油田分公司)王龙.高温高压完井封隔器结构优化[Ｊ].石油机械ꎬ２０２３ꎬ５１(６):１１２－１１８.ＷａｎｇＬｏｎｇ.Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｗｅｌｌｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎ￣ｅｒｙꎬ２０２３ꎬ５１(６):１１２－１１８.摘要:针对顺北油气田超深超高压超高温井的施工要求ꎬ设计了适用于ø１３９ ７ｍｍ(５⅟ ｉｎ)套管的机械可回收测试封隔器ꎬ内通径达到５０ｍｍꎮ对该封隔器密封机构的变形过程及密封性能进行了有限元仿真分析ꎬ对封隔器卡瓦性能有显著影响的合金块安装间距㊁合金块安装倾角㊁合金块直径和卡瓦楔角等４个因素进行了正交试验ꎬ进而优化了卡瓦参数ꎮ优化后的卡瓦最大应力下降百分比为４７ ９９％ꎬ应力集中现象得到了大大减弱ꎮ在理论研究的基础上开展了封隔器坐封试验㊁额定压差测试㊁绝对压力测试和封隔器解封试验ꎮ研究结果表明:该测试封隔器的强度安全可靠ꎬ可顺利完成坐封㊁解封ꎬ能够承受２０４ħ以上的高温㊁１１０ＭＰａ的额定压差及１６０ＭＰａ的绝对压力ꎬ满足顺北油气田超深超高压超高温井的施工要求ꎮ关键词:封隔器ꎻ压裂测试ꎻ机械可回收ꎻ高温高压ꎻ仿真优化中图分类号:ＴＥ９３１㊀文献标识码:Ａ㊀ＤＯＩ:１０ １６０８２/ｊ ｃｎｋｉ ｉｓｓｎ １００１－４５７８ ２０２３ ０６ ０１５ＳｔｒｕｃｔｕｒｅＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒＨｉｇｈ￣ＴｅｍｐｅｒａｔｕｒｅＨｉｇｈ￣ＰｒｅｓｓｕｒｅＷｅｌｌＣｏｍｐｌｅｔｉｏｎＷａｎｇＬｏｎｇ(ＳｉｎｏｐｅｃＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＥｎｈａｎｃｅｄＯｉｌＲｅｃｏｖｅｒｙｉｎＣａｒｂｏｎａｔｅＦｒａｃｔｕｒｅｄ￣ＶｕｇｇｙＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓꎻＳｉｎｏｐｅｃＮｏｒｔｈｗｅｓｔＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐꎬｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒ￣ａｔｕｒｅｗｅｌｌｓｉｎＳｈｕｎｂｅｉｏｉｌａｎｄｇａｓｆｉｅｌｄꎬａｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｔｅｓｔｐａｃｋｅｒｓｕｉｔａｂｌｅｆｏｒｔｈｅ１３９ ７ｍｍ(５⅟ ｉｎ)ｃａｓｉｎｇｗａｓｄｅｓｉｇｎｅｄꎬｗｉｔｈｔｈｅｉｎｓｉｄｅｄｉａｍｅｔｅｒｏｆ５０ｍｍ.Ｔｈｅｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓａｎｄｓｅａｌｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｔｈｅｐａｃｋｅｒ ｓｓｅａｌｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍｗｅｒｅｓｉｍｕｌａｔｅｄｂｙｆｉｎｉｔｅｅｌｅｍｅｎｔａｎａｌｙｓｉｓ.Ｔｈｅｏｒｔｈｏｇｏｎａｌｔｅｓｔｗａｓｐｅｒｆｏｒｍｅｄｆｏｒｆｏｕｒｆａｃｔｏｒｓꎬｉ.ｅ.ｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎｄｉｓｔａｎｃｅｏｆａｌｌｏｙｂｌｏｃｋꎬａｎｇｌｅｏｆａｌｌｏｙｂｌｏｃｋꎬｄｉａｍｅｔｅｒｏｆａｌｌｏｙｂｌｏｃｋａｎｄｓｌｉｐｗｅｄｇｅａｎ￣ｇｌｅꎬｗｈｉｃｈｈａｖｅｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｅｆｆｅｃｔｓｏｎｔｈｅｓｌｉｐｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｔｈｅｐａｃｋｅｒꎬａｎｄｔｈｅｎｔｈｅｓｌｉｐｐａｒａｍｅｔｅｒｓｗｅｒｅｏｐｔｉ￣ｍｉｚｅｄ.Ｔｈｅｍａｘｉｍｕｍｓｔｒｅｓｓｄｒｏｐｐｅｒｃｅｎｔａｇｅｏｆｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｌｉｐｉｓ４７ ９９％ꎬａｎｄｔｈｅｓｔｒｅｓｓｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｉｓｇｒｅａｔｌｙｒｅｄｕｃｅｄ.Ｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｔｈｅａｂｏｖｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎꎬｔｅｓｔｓｗｅｒｅｃｏｎｄｕｃｔｅｄｏｎｓｅｔｔｉｎｇꎬｒａｔｅｄｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒ￣ｅｎｃｅꎬａｂｓｏｌｕｔｅｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｒｅｌｅａｓｅｏｆｔｈｅｐａｃｋｅｒ.Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｐａｃｋｅｒｉｓｓａｆｅａｎｄｒｅｌｉａｂｌｅ.Ｉｔｃａｎｓｕｃ￣ｃｅｓｓｆｕｌｌｙｓｅｔａｎｄｒｅｌｅａｓｅｄꎬａｎｄｃａｎｗｉｔｈｓｔａｎｄａｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓａｂｏｖｅ２０４ħꎬａｒａｔｅｄｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｏｆ１１０ＭＰａａｎｄａｎａｂｓｏｌｕｔｅｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆ１６０ＭＰａ.Ｔｈｅｓｅｍｅｅｔｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐꎬｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓ￣ｓｕｒｅａｎｄｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＳｈｕｎｂｅｉｏｉｌａｎｄｇａｓｆｉｅｌｄ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｐａｃｋｅｒꎻｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｓｔꎻｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅꎻＨＴＨＰꎻｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ２１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ㊀２０２３年㊀第５１卷㊀第６期∗基金项目:中国石油化工集团有限公司重点科技攻关项目 顺北一区５号断裂带提质提速钻完井技术研究 (Ｐ２０００２)ꎮ０㊀引㊀言随着油气勘探开发迈向８０００~９０００ｍ深度领域ꎬ储层地质条件更加复杂ꎬ这些复杂性主要表现在地层温度与压力随井深的增加越来越高ꎬ部分井的地层压力㊁地层温度甚至达到了１４０ＭＰａ和２００ħꎬ这表示油气勘探进入超深超高压超高温时代(简称三超井)ꎬ使完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题[１－３]ꎮ其中ꎬ原有的测试工具和配套已不能完全满足勘探评价工作的需求ꎬ必须对原有测试工具和管柱体系进行改进和优化ꎬ以提高测试工具和配套工艺的可靠性[４－５]ꎮ目前顺北油气田的 三超井 主要采用 五阀一封 测试管柱或 永久封隔器＋碳钢油管 管柱进行地层测试作业ꎮ但面临以下困难:① 五阀一封 测试管柱通径受加强型ＲＤ阀㊁Ｅ型阀㊁封隔器等的限制ꎬ内径只有３８ｍｍꎬ加砂压裂摩阻大㊁排量小㊁易砂堵[６]ꎻ②ＲＴＴＳ封隔器耐压差只有７０ＭＰａꎬ承压偏低ꎬ加砂压裂泵压高ꎬ封隔器承压偏大[７－８]ꎻ③ 永久封隔器＋碳钢油管 管柱ꎬ不利于地层资料录取ꎬ测试结束后需切割油管起出管柱ꎬ增加了施工周期和井控风险ꎮ笔者针对顺北油气田 三超井 的施工要求ꎬ在调研国内外高压气井压裂测试管柱及工艺基础上ꎬ设计了适用于ø１３９ ７ｍｍ(５⅟ ｉｎ)套管的机械可回收测试封隔器ꎬ内通径达到５０ｍｍꎬ操作方便ꎬ性能可靠ꎬ易座封㊁易解封ꎬ能够满足中等及以上规模改造需求ꎬ可以解决顺北油气田ø１３９ ７ｍｍ套管内作业的压裂测试一体化难题ꎮ１㊀机械可回收封隔器的结构及技术特性１ １㊀封隔器结构及特点ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器坐封方式采用机械坐封ꎬ解封方式为上提管柱ꎬ其结构如图１所示ꎮ其关键部件包括:胶筒㊁卡瓦㊁下心轴㊁上心轴㊁外筒㊁水力锚ꎮ机械可回收测试封隔器的主要技术特点有:①封隔器的承压件全部采用镍基高温合金Ｉｎｃｏｎｅｌ７１８材料ꎬ保证了工具在高温高压环境下的强度ꎻ②水力锚锚爪由单Ｏ形圈密封改为支撑密封加Ｏ形圈的密封方式ꎬ提高了密封能力[９]ꎻ③水力锚锚爪分布由３组６个锚爪分布增强至６组１２个锚爪(６０ʎ间隔分布)[１０]ꎻ④改进的胶筒结构能够完成１０５ＭＰａ的密封能力ꎻ⑤水力锚锚爪㊁机械卡瓦以及摩擦块上的硬质合金块采用冷镶工艺ꎬ更改以往采用的银锡焊的工艺ꎬ在一定程度上保证了卡瓦锚定的强度和使用寿命ꎻ⑥水力锚卡瓦弹簧采用内外双弹簧结构ꎬ能更好地保证封隔器在解封过程中水力锚卡瓦的顺利回缩ꎮ图１㊀机械可回收封隔器结构Ｆｉｇ １㊀Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｐａｃｋｅｒ１ ２㊀工作原理封隔器随油管下至预定设计位置ꎬ封隔器下井时摩擦垫块始终与套管内壁紧贴ꎮ进行坐封时ꎬ先上提钻杆至一定高度ꎬ然后右转油管ꎬ并下放管柱ꎬ机械卡瓦沿导向槽向外伸张ꎬ咬紧套管内壁ꎬ同时挤压和压缩胶筒ꎬ完成管柱的坐封ꎮ当油管内压力大于封隔器以上环空压力时ꎬ下部压力将通过容积管传到水力锚ꎬ使水力锚卡瓦片张开ꎬ卡瓦上的合金卡瓦牙朝上ꎬ从而使封隔器牢固地坐封在套管内壁上ꎬ阻止管柱上窜ꎮ施工结束停泵后ꎬ液力锚定卡瓦在弹簧回收力的作用下收回壳体内ꎬ需要进行解封时ꎬ先打开循环洗井阀ꎬ使油套平衡ꎬ然后上提管柱ꎬ胶筒回弹ꎬ机械坐封卡瓦沿卡瓦滑套槽收回合拢ꎬ继续上提进而解封整个管柱[１１]ꎮ１ ３㊀主要技术参数ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器的主要技术参数见表１ꎮ表１㊀机械可回收封隔器主要技术参数３１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第６期王龙:高温高压完井封隔器结构优化㊀㊀㊀２㊀关键零部件性能仿真分析２ １㊀密封机构数值仿真分析本文所研究的机械可回收测试封隔器适用对象为ø１３９ ７ｍｍ套管ꎬ工具的外径和内径尺寸见表１ꎮ由于封隔器密封机构的中间胶筒㊁侧胶筒㊁护肩㊁以及套管等部件均为轴对称零件ꎬ所以本文建立二维轴对称的密封机构数值仿真分析模型ꎬ如图２所示ꎮ胶筒模型采用四边形网格ꎬ网格算法采用中性轴算法ꎬ同时采用杂交公式和缩减积分开展胶筒大变形分析[１２]ꎻ在密封机构的仿真模型中分别设定３类接触方式:橡胶－橡胶接触㊁橡胶－金属接触以及金属－金属接触ꎬ并分别设定其配合关系ꎻ密封机构所受外部载荷为管柱下压力对应的轴向载荷Ｆꎬ并进行１００~３００ｋＮ条件下的密封机构受力仿真分析ꎮ图２㊀密封机构仿真模型Ｆｉｇ ２㊀Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｓｅａｌｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍ图３㊀密封机构变形过程仿真结果Ｆｉｇ ３㊀Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓｏｆｔｈｅｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆｔｈｅｓｅａｌｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍ密封机构变形过程仿真结果如图３所示ꎬ由图３可知:当通径规上端面施加轴向坐封载荷Ｆ后ꎬ护肩沿轴向向下滑动ꎬ随着轴向载荷的不断增加ꎬ胶筒护肩开始向外扩张ꎻ当护肩与套管接触后ꎬ护肩开始依次挤压上侧胶筒㊁中间胶筒以及下侧胶筒ꎻ随着轴向载荷的进一步加大ꎬ中间胶筒与套管接触后ꎬ上㊁下侧胶筒和中间胶筒进一步被压缩并依次向外膨胀ꎬ最终所有胶筒全部与套管接触ꎬ实现了完全密封套管环空的目的[１３－１４]ꎮ胶筒轴向压缩距与密封机构所承受的轴向坐封载荷之间的变化关系如图４所示ꎮ在初始阶段ꎬ随着坐封载荷的逐渐增大ꎬ轴向压缩距迅速增大ꎻ当坐封载荷超过５０ｋＮ以后ꎬ轴向压缩距增大趋势变的很缓慢ꎬ稳定在８０ｍｍ左右ꎻ当坐封载荷达到３００ｋＮ时ꎬ胶筒的轴向压缩距为８１ ３ｍｍꎮ胶筒与套管的最大接触应力与坐封载荷之间的关系曲线如图４所示ꎮ由图４可知ꎬ最大接触应力随坐封载荷的增加而逐渐增大ꎬ两者之间近似于线性变化关系ꎬ其中胶筒与套管最大接触应力为１３６ ９８ＭＰａꎬ对应坐封载荷为３００ｋＮꎮ当坐封载荷Ｆ达到３００ｋＮ时ꎬ胶筒与套管的应力分布云图如图５所示ꎮ仿真分析结果表明:密封机构中胶筒心轴的Ｍｉｓｅｓ应力最大ꎬ最大值为５７３ ５ＭＰａꎬ尚未达到胶筒心轴材料(４２ＣｒＭｏ)的屈服强度ꎬ说明密封结构强度可靠ꎮ图４㊀坐封载荷对压缩距和应力的影响Ｆｉｇ ４㊀Ｅｆｆｅｃｔｓｏｆｓｅｔｔｉｎｇｌｏａｄｏｎｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎｄｉｓｔａｎｃｅａｎｄｓｔｒｅｓｓ图５㊀胶筒与套管应力云图Ｆｉｇ ５㊀Ｓｔｒｅｓｓｎｅｐｈｏｇｒａｍｏｆｒｕｂｂｅｒｓｌｅｅｖｅａｎｄｃａｓｉｎｇ４１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第６期２ ２㊀卡瓦结构参数的数值仿真优化分析卡瓦是机械可回收测试封隔器锚定过程中传递载荷㊁承担载荷的主要构件ꎬ起到支撑封隔器㊁锁定胶筒的作用ꎮ卡瓦三维模型如图６所示ꎮ在坐封时卡瓦滑套(４２ＣｒＭｏ)向下滑动ꎬ推动卡瓦体(４２ＣｒＭｏ)向外撑开与套管贴合ꎬ随着压力不断增加ꎬ机械卡瓦上的硬质合金块(ＹＧ１５)进一步嵌入套管ꎬ从而能够提供足够的轴向支撑力ꎬ起到锚定作用[１０]ꎮ图６㊀坐封卡瓦的三维模型Ｆｉｇ ６㊀Ｔｈｒｅｅ￣ｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｓｌｉｐ根据硬质合金卡瓦等角度周向均匀分布的结构特点ꎬ建立卡瓦⅟ 结构模型(见图７)ꎻ对于拥有复杂曲面的卡瓦体采用四面体网格进行网格划分ꎬ套管与硬质合金块形状较规则ꎬ采用六面体网格ꎻ硬质合金块与卡瓦体的配合采用绑定约束ꎬ设定６个硬质合金齿与套管内壁为面－面接触ꎮ锚定机构所受外力为管柱轴向坐封载荷Ｆꎬ并开展１００~３００ｋＮ条件下的卡瓦坐封性能仿真分析ꎬ其中套管钢级为Ｐ１４０Ｖꎬ壁厚１２ ０９ｍｍꎮ图７㊀卡瓦有限元网格模型Ｆｉｇ ７㊀Ｆｉｎｉｔｅｅｌｅｍｅｎｔｍｅｓｈｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｓｌｉｐ通过仿真结果(见图８)可知:释放悬重达到１５０ｋＮ时ꎬ套管最大应力为９１６ ８ＭＰａꎬ小于套管屈服强度９６５ ５ＭＰａꎬ未发生塑性变形ꎻ在硬质合金块安装槽处应力集中现象明显ꎬ且最大压应力为１４４６ＭＰａꎬ大于材料屈服强度８２２ ３８ＭＰａꎬ同时各齿受力不均ꎬ咬入深度不同ꎬ存在较大差异ꎬ如图９中红色曲线所示ꎮ图８㊀卡瓦体和套管的应力－位移云图(优化前)Ｆｉｇ ８㊀Ｓｔｒｅｓｓ￣ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｎｅｐｈｏｇｒａｍｏｆｓｌｉｐａｎｄｃａｓｉｎｇ(ｂｅｆｏｒｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ)图９㊀优化前后各齿咬入深度分布Ｆｉｇ ９㊀Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｂｉｔｅｄｅｐｔｈｏｆｔｅｅｔｈｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ㊀㊀根据机械可回收封隔器卡瓦的设计要求ꎬ需要对机械可回收封隔器卡瓦的结构参数进行优化ꎬ本文选择对卡瓦性能有显著影响的合金块安装间距ｌ(因素Ａ)㊁合金块安装倾角α(因素Ｂ)㊁合金块直径ｄ(因素Ｃ)和卡瓦楔角γ(因素Ｄ)４个因图１０㊀卡瓦结构参数Ｆｉｇ １０㊀Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｓｌｉｐ素进行正交试验ꎬ其参数如图１０所示ꎮ根据正交试验原理ꎬ设计了四因素三水平正交试验方案Ｌ９(３４)ꎬ试验参数见表２ꎬ探索４个试验因素对机械可回收封隔器卡瓦性能的影响规律ꎮ５１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第６期王龙:高温高压完井封隔器结构优化㊀㊀㊀表２㊀正交试验方案对９种不同方案的卡瓦在１５０ｋＮ载荷条件下进行数值仿真计算ꎬ数值仿真计算结果见表３ꎮ其中以卡瓦各齿咬入套管深度数据的标准差作为各齿咬入深度均匀性的衡量标准ꎮ表３㊀正交试验结果通过正交试验分析ꎬ得到卡瓦最优组合参数为:合金块安装间距ｌ＝２１ ５ｍｍ㊁合金块安装倾角α＝７５ʎ㊁合金块直径Ｄ＝１１ｍｍ㊁卡瓦楔角γ＝８ʎꎮ由图１１可知ꎬ卡瓦最大应力由１４４６ＭＰａ下降为７５２ １ＭＰａꎬ下降百分比为４７ ９９％ꎬ应力集中现象大大减弱ꎮ优化后的卡瓦和套管的应力－位移云图如图１１所示ꎮ对比图８可知ꎬ优化前各齿咬入套管形成的咬痕深度分布不均ꎬ套管上方咬痕深度大ꎬ而套管下方咬痕深度明显降低ꎻ优化后各齿咬痕形状以及咬入深度基本一致ꎬ卡瓦各齿咬入深度均匀性标准差由０ ００１７８下降为０ ０００７３ꎬ同比下降５９ ２２％ꎮ图１１㊀卡瓦体和套管的应力－位移云图(优化后)Ｆｉｇ １１㊀Ｓｔｒｅｓｓ￣ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｎｅｐｈｏｇｒａｍｏｆｓｌｉｐａｎｄｃａｓｉｎｇ(ａｆｔｅｒｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ)３㊀室内试验机械可回收测试封隔器的室内试验研究是该工具研制工作的重要环节ꎬ通过室内模拟试验ꎬ能比较直观且彻底地暴露理论研究中的问题ꎬ从而迅速方便地解决矛盾[１５]ꎮ本试验在中石化江汉石油工程有限公司巴州塔里木测试分公司高温高压井下工具检测中心的３＃高温高压试验井筒进行ꎬ如图１２图１２㊀机械可回收封隔器的室内试验Ｆｉｇ １２㊀Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙｔｅｓｔｓｏｆｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｐａｃｋｅｒ所示ꎮ试验设备包括中央控制系统㊁加热保温系统㊁试验井筒系统㊁超高压液体试验系统㊁低压压 ６１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第６期缩空气系统㊁力加载试验系统㊁安全防护及视频监控系统ꎮ试验工具管串由动密封杆＋变扣接头＋双短节＋变扣接头＋ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器组成ꎮ在地面完成机械可回收封隔器的通径测试和整体密封试验后ꎬ将试验工具管串下入试验井筒ꎬ通过转接杆将动密封杆连接至力加载试验机上面ꎬ于２０２２年５月依次开展了封隔器坐封试验㊁额定压差测试㊁绝对压力测试㊁封隔器解封试验[１６]ꎮ坐封试验步骤:①启动升温ꎬ启动加热保温系统ꎬ整井筒加热至ȡ１２０ħꎬ保温ȡ１ｈꎻ②继续升温ꎬ系统加热至ȡ２０４ħꎬ保温ȡ２ｈꎻ③上提封隔器３００ｍｍꎬ正转１圈ꎻ④对封隔器上腔㊁中心腔加压ȡ８０ＭＰａ(设置为稳压)ꎬ记录工具串悬重并将其作为初始载荷ꎬ然后在初始载荷的基础上增加１３５~１６５ｋＮ(１５０ｋＮʃ１０％)坐封封隔器ꎻ保持温度ȡ２０４ħꎬ将上腔㊁中心腔泄压至ɤ０ ５ＭＰａꎮ在坐封载荷下封隔器没有出现下滑和转动ꎬ说明坐封试验成功ꎮ额定压差测试:①系统降温至ɤ１２０ ０ħꎬ保温ȡ４ｈ(降温过程中温度设定值为１１５ħꎬ保持在１１５~１２０ħ区间)ꎻ②上压腔分级加压至ȡ１１０ ０ＭＰａꎬ加压载荷控制参考表４(最终载荷可根据实际情况动态调整)ꎬ中心腔压力ɤ０ ５ＭＰａꎬ压差ȡ１１０ ０ＭＰａꎬ保温保压ȡ１５ｍｉｎꎮ③上压腔分级泄压至ɤ０ ５ＭＰａꎬ中心腔分级加压至ȡ１１０ ０ＭＰａ(不操作载荷)ꎬ压差ȡ１１０ ０ＭＰａꎬ保温保压ȡ１５ｍｉｎꎬ最后将中心压力泄至ɤ０ ５ＭＰａ(额定压差试验操作期间ꎬ下压腔不泄压且背压ȡ７０ ０ＭＰａ)ꎮ在测试过程中１５ｍｉｎ压降ɤ１％ꎬ说明机械可回收封隔器的额定压差测试合格ꎮ表４㊀ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器加压控载表㊀㊀绝对压力测试:①系统加热至ȡ２０４ħꎬ保温ȡ２ｈꎻ②验证坐封载荷(１３５~１６５ｋＮ)后进行以下步骤ꎬ中心腔分级加压至ȡ８０ＭＰａꎬ上压腔分级加压至ȡ８０ＭＰａꎬ保温保压ȡ８ｈꎻ③中心腔分级加压至ȡ１６０ＭＰａꎬ上压腔分级加压至ȡ１６０ＭＰａꎬ保温保压ȡ１ｈꎮ在测试过程中１５ｍｉｎ压降ɤ１％ꎬ说明机械可回收封隔器的绝对压力测试合格ꎮ解封试验:①温度ȡ２０４ħꎬ三腔压力分级泄压至ɤ０ ５ＭＰａꎬ上提测试管柱解封封隔器ꎻ②当系统降温至ɤ６０ħꎬ起出工具ꎬ顺利完成解封ꎮ４㊀结㊀论(１)数值仿真分析结果表明:在３００ｋＮ的坐封载荷下机械可回收封隔器的所有胶筒全部与套管接触ꎬ实现了完全密封套管环空的目的ꎬ密封机构中胶筒心轴的应力最大ꎬ尚未达到该材料的屈服强度ꎬ说明密封结构强度可靠ꎮ(２)由于封隔器卡瓦各齿受力不均ꎬ咬入深度不同ꎬ本文对卡瓦性能有显著影响的４个因素进行正交试验ꎬ对卡瓦参数进行了优化ꎬ最终得到最优组合参数为:合金块安装间距ｌ＝２１ ５ｍｍ㊁合金块安装倾角α＝７５ʎ㊁合金块直径Ｄ＝１１ｍｍ㊁卡瓦楔角γ＝８ʎꎮ优化后的卡瓦最大应力下降百分比为４７ ９９％ꎬ应力集中现象大大减弱ꎮ(３)室内试验结果表明:ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器能够在１３５~１６５ｋＮ的载荷下完成坐封ꎬ并能够顺利解封ꎬ同时能够承受２０４ħ以上的高温㊁１１０ＭＰａ的额定压差及１６０ＭＰａ的绝对压力ꎬ设计性能满足顺北油气田 三超井 的施工要求ꎮ参㊀考㊀文㊀献[１]㊀杨向同ꎬ沈新普ꎬ崔小虎ꎬ等.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ꎬ２０１９ꎬ３９(６):９９－１０６.ＹＡＮＧＸＴꎬＳＨＥＮＸＰꎬＣＵＩＸＨꎬｅｔａｌ.Ｓｔｒｅｓｓａｎｄｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎａｎｄｔｅｓｔｉｎｇｔｕｂ￣ｉｎｇｓｔｒｉｎｇｗｉｔｈｅｘｐａｎｓｉｏｎｊｏｉｎｔｓｆｏｒｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐＨＴＨＰｇａｓｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙꎬ２０１９ꎬ３９(６):９９－１０６[２]㊀ＫＯＮＧＣＹꎬＺＨＵＲＪꎬＺＨＡＮＧＤＲꎬｅｔａｌ.Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｋｉｎｅｍａｔｉｃｓａｎａｌｙｓｉｓｏｆｓｐｈｅｒｉｃａｌｓｉｎｇｌｅ￣ｃｏｎｅＰＤＣｃｏｍｐｏｕｎｄｂｉｔａｎｄｒｏｃｋｂｒｅａｋｉｎｇｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｖｅｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ[Ｊ].Ｏｉｌ＆ＧａｓＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ￣Ｒｅｖ.ＩＦＰＥｎ￣ｅｒｇｉｅｓｎｏｕｖｅｌｌｅｓꎬ２０２１ꎬ７６:５２[３]㊀刘祥康ꎬ丁亮亮ꎬ朱达江ꎬ等.高温高压深井多封隔器分段改造管柱优化设计[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(２):９１－９５.ＬＩＵＸＫꎬＤＩＮＧＬＬꎬＺＨＵＤＪꎬｅｔａｌ.Ｄｅｓｉｇｎｏｐｔｉｍｉ￣ｚａｔｉｏｎｏｆｍｕｌｔｉｓｔａｇｅｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｓｔｒｉｎｇｗｉｔｈｍｕｌｔｉ￣ｐａｃｋｅｒ７１１２０２３年㊀第５１卷㊀第６期王龙:高温高压完井封隔器结构优化㊀㊀㊀ｆｏｒｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｄｅｅｐｗｅｌｌ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(２):９１－９５ [４]㊀陈俊国ꎬ刘振涛ꎬ袁云ꎬ等.高温高压薄壁胶筒优选试验设计和评价[Ｊ].油气田地面工程ꎬ２０１１ꎬ３０(１２):３８－４０.ＣＨＥＮＪＧꎬＬＩＵＺＴꎬＹＵＡＮＹꎬｅｔａｌ.Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｄｅｓｉｇｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｏｐｔｉｍｕｍｓｅｌｅｃｔｉｏｎｏｆｔｈｉｎｗａｌｌｒｕｂｂｅｒｃｙｌｉｎｄｅｒａｔｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅ[Ｊ].Ｏｉｌ￣ＧａｓｆｉｅｌｄＳｕｒｆａｃｅＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬ２０１１ꎬ３０(１２):３８－４０[５]㊀黄熠ꎬ杨进ꎬ王尔钧ꎬ等.南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术[Ｊ].石油钻采工艺ꎬ２０２０ꎬ４２(２):１５０－１５５.ＨＵＡＮＧＹꎬＹＡＮＧＪꎬＷＡＮＧＥＪꎬｅｔａｌ.Ｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌ￣ｏｇｉｅｓｆｏｒｔｈｅｏｐｅｎｈｏｌｅｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎｔｅｓｔｉｎｇｏｆｕｌｔｒａｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｇａｓｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＳｏｕｔｈＣｈｉｎａＳｅａ[Ｊ].ＯｉｌＤｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２０ꎬ４２(２):１５０－１５５[６]㊀刘江浩ꎬ张毅.高温高压大通径压裂封隔器的研制[Ｊ].钻采工艺ꎬ２０１６ꎬ３９(３):７７－７９.ＬＩＵＪＨꎬＺＨＡＮＧＹ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅｌａｒｇｅｄｒｉｆｔｄｉ￣ａｍｅｔｅｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０１６ꎬ３９(３):７７－７９ [７]㊀王立军.ＲＴＴＳ封隔器胶筒问题浅析[Ｊ].油气井测试ꎬ２０１０ꎬ１９(１):５４－５５ꎬ５８.ＷＡＮＧＬＪ.ＡｎａｌｙｓｉｓｏｆｐｒｏｂｌｅｍｓａｂｏｕｔｒｕｂｂｅｒｅｌｅｍｅｎｔｏｆＲＴＴＳｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＷｅｌｌＴｅｓｔｉｎｇꎬ２０１０ꎬ１９(１):５４－５５ꎬ５８[８]㊀李林涛ꎬ万小勇ꎬ黄传艳ꎬ等.双向卡瓦可回收高温高压封隔器的研制与应用[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(３):８１－８６.ＬＩＬＴꎬＷＡＮＸＹꎬＨＵＡＮＧＣＹꎬｅｔａｌ.ＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｂｉｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｓｌｉｐＨＴＨＰｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(３):８１－８６[９]㊀徐贵春ꎬ曹慧祖ꎬ高丽.大通径丢手封隔器的设计与试验[Ｊ].石油矿场机械ꎬ２０１５ꎬ４４(２):５１－５４.ＸＵＧＣꎬＣＡＯＨＺꎬＧＡＯＬ.Ｄｅｓｉｇｎａｎｄｔｅｓｔｏｆｄｉａｍ￣ｅｔｅｒｒｅｌｅａｓｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＯｉｌＦｉｅｌｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔꎬ２０１５ꎬ４４(２):５１－５４[１０]㊀张德荣ꎬ陈颖ꎬ周威ꎬ等.可钻式桥塞卡瓦结构优化设计[Ｊ].机械设计与制造ꎬ２０１６(８):２１９－２２３.ＺＨＡＮＧＤＲꎬＣＨＥＮＹꎬＺＨＯＵＷꎬｅｔａｌ.Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓｌｉｐｏｆｄｒｉｌｌａｂｌｅｂｒｉｄｇｅｐｌｕｇ[Ｊ].ＭａｃｈｉｎｅｒｙＤｅｓｉｇｎ＆Ｍａｎｕｆａｃｔｕｒｅꎬ２０１６(８):２１９－２２３[１１]㊀宋辉辉ꎬ贺启强ꎬ何程程.液压式大通径丢手封隔器的研制与应用[Ｊ].钻采工艺ꎬ２０２０ꎬ４３(１):８４－８６.ＳＯＮＧＨＨꎬＨＥＱＱꎬＨＥＣＣ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄａｐ￣ｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｈｙｄｒａｕｌｉｃｌａｒｇｅｄｉａｍｅｔｅｒｒｅｌｅａｓｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２０ꎬ４３(１):８４－８６[１２]㊀曾永锋ꎬ褚洪金ꎬ赵薇ꎬ等.连续管压裂封隔器失效分析与优化研究[Ｊ].石油机械ꎬ２０２２ꎬ５０(９):１３１－１３６ꎬ１４４.ＺＥＮＧＹＦꎬＣＨＵＨＪꎬＺＨＡＯＷꎬｅｔａｌ.Ｐａｃｋｅｒｆａｉｌ￣ｕｒｅａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｉｎｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０２２ꎬ５０(９):１３１－１３６ꎬ１４４[１３]㊀张琳琳.深水高温气井测试封隔器设计与研究[Ｄ].荆州:长江大学ꎬ２０２１.ＺＨＡＮＧＬＬ.Ｄｅｓｉｇｎａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈｏｆｔｅｓｔｐａｃｋｅｒｉｎｄｅｅｐｗａｔｅｒｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｇａｓｗｅｌｌ[Ｄ].Ｊｉｎｇｚｈｏｕ:ＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙꎬ２０２１[１４]㊀谢昊.一种超短隔离封隔器总成设计及测试[Ｊ].石化技术ꎬ２０２２ꎬ２９(４):３９－４０.ＸＩＥＨ.Ｄｅｓｉｇｎａｎｄｔｅｓｔｏｆａｎｕｌｔｒａ￣ｓｈｏｒｔｉｓｏｌａｔｉｏｎｐａｃｋ￣ｅｒａｓｓｅｍｂｌｙ[Ｊ].ＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２２ꎬ２９(４):３９－４０[１５]㊀张德荣ꎬ周威ꎬ陈颖.水平井新型卡封工具的研制[Ｊ].机械设计与制造ꎬ２０１７(６):６１－６３.ＺＨＡＮＧＤＲꎬＺＨＯＵＷꎬＣＨＥＮＹ.Ｔｈｅｎｅｗｔｏｏｌｆｏｒｓｔｉｃｋｉｎｇａｎｄｓｅａｌｉｎｇｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ[Ｊ].Ｍａｃｈｉｎ￣ｅｒｙＤｅｓｉｇｎ＆Ｍａｎｕｆａｃｔｕｒｅꎬ２０１７(６):６１－６３ [１６]㊀薛占峰ꎬ韩峰ꎬ袁大勇.高性能锚定封隔器的研制与应用[Ｊ].石油机械ꎬ２０１８ꎬ４６(４):６５－６８ꎬ１１８.ＸＵＥＺＦꎬＨＡＮＦꎬＹＵＡＮＤＹ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｃｈｏｒｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１８ꎬ４６(４):６５－６８ꎬ１１８㊀㊀作者简介:王龙ꎬ高级工程师ꎬ生于１９８２年ꎬ２００６年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业ꎬ主要从事工程技术管理及完测试工作ꎮ地址:(８３００００)新疆乌鲁木齐市ꎮ电话:(０９９１)３１６１０６６ꎮＥ￣ｍａｉｌ:１１３８７８９７８８＠ｑｑ.ｃｏｍꎮ㊀收稿日期:２０２３－０３－２７(本文编辑㊀南丽华)８１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第６期。

二氧化碳驱注气井完井管柱设计【摘要】CO2驱是低渗透油藏补充地层能量、提高采收率的重要途径，针对CO2驱注入井的特点，研究了具有锚定、反洗井、耐腐蚀和免压井作业功能的完井工艺管柱，在多口井中进行了应用，取得了较好的效果。

【关键词】二氧化碳驱注气免压井耐腐蚀完井管柱应用我国低渗透油藏资源丰富，其储量在新增探明储量中所占的比例逐渐增大，对于低渗透油藏提高采收率技术的研发和应用越来越收到重视[1]。

各油田也相继开展了CO2驱油的室内研究工作，对CO2的驱油机理、相态特征等取得了比较成熟的认识，但总体来说，现场应用井数还较少，在完井工艺管柱和防气窜方面还没有形成成熟的技术[3]。

1 CO2驱注入井免压井作业完井管柱设计研究注入管柱是二氧化碳气进入地层的通道，是保证二氧化碳驱顺利进行的关键。

由于CO2注入温度低，停注时会引起管柱蠕动，降低封隔器密封性能，同时考虑到环空保护液需要定期更换，气井压井困难等问题，设计了具有锚定、反洗井和免压井作业功能的完井管柱。

1.1 完井管柱结构及原理由于调整方案注气井转为生产井或其他原因需要更换管柱时，CO2的高膨胀性使得施工过程存在较大的风险，为此设计了能够实现免压井分体丢手注气管柱。

管柱组成（从上至下）：由井口悬挂器+反洗阀+安全接头+水力锚+密封插头+丢手及回接筒+蝶扳单向阀+Y441封隔器+底部止回阀+筛管+丝堵等部分组成（见图1）。

丢手注气管柱中反洗阀的作用是在正常注气时油管连通，环空关闭，反洗井时与环空连通可替换保护液。

水力锚的作用是锚定管柱。

密封插头主要由插头及“O”型圈组成，主要作用就是与回接筒配套，起到连接丢手管柱与密插管柱并且密封的作用。

蝶板阀的原理是当蝶扳受到上部外力作用时，可翻转一定角度，从而实现内部的连通。

当蝶扳受到的外力消失时，蝶扳在弹簧力的作用下，可恢复原状，从而起到密封井内气体的的功能。

1.2 技术特点及技术指标A：采用锚定式管柱结构，可防止管柱蠕动，以确保注气作业正常进行，同时可保护丢手管柱上部套管。

◀石油管工程▶高温高压天然气开采用钛合金油管柱力学分析∗胡芳婷１㊀刘强２ꎬ３㊀赵密锋１㊀郭文婷４㊀张伟福２㊀张强５㊀练章华５(１ 中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院㊀２ 中国石油集团工程材料研究院有限公司㊀３ 石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室㊀４ 中国石油集团测井有限公司长庆分公司㊀５ 西南石油大学)胡芳婷ꎬ刘强ꎬ赵密锋ꎬ等.高温高压天然气开采用钛合金油管柱力学分析[Ｊ].石油机械ꎬ２０２３ꎬ５１(２):１１５－１２２ＨｕＦａｎｇｔｉｎｇꎬＬｉｕＱｉａｎｇꎬＺｈａｏＭｉｆｅｎｇꎬｅｔａｌ.Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｕｎｄｅｒｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａ￣ｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｆｏｒｎａｔｕｒａｌｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０２３ꎬ５１(２):１１５－１２２.摘要:我国油气开发环境较为恶劣ꎬ油井管在井下面临高温高压㊁硫化氢㊁二氧化碳㊁高浓度盐水/完井液㊁单质硫和强酸等腐蚀环境的作用ꎮ钛合金材料以其高强度低密度㊁低弹性模量㊁优异的韧性㊁疲劳性能和耐蚀性ꎬ成为油井管和海洋开发工具的热门材料ꎬ但其在高温高压气井开采过程中的受力状态和安全可靠性研究尚不足ꎮ为此ꎬ以我国西部某油田典型高温㊁高压㊁高产量气井开采工况为典型参考环境ꎬ设计了３种油管柱结构方案ꎬ使用有限元模拟方法ꎬ计算分析３种方案下的管柱力学情况ꎮ分析结果表明ꎬ使用钛合金油管可使气井生产中的油管柱载荷减小㊁安全系数增大ꎬ部分时刻管柱内无中和点ꎻ使井筒与套管之间轻度接触甚至不接触ꎬ可以有效改善生产过程中管柱的振动状态ꎮ研究结果为钛合金油管柱在气井中的使用提供了理论依据ꎮ关键词:钛合金油管ꎻ管柱力学分析ꎻ高温高压天然气开发ꎻ管柱振动ꎻ屈曲中图分类号:ＴＥ９２１㊀文献标识码:Ａ㊀ＤＯＩ:１０ １６０８２/ｊ ｃｎｋｉ ｉｓｓｎ １００１－４５７８ ２０２３ ０２ ０１６ＭｅｃｈａｎｉｃａｌＡｎａｌｙｓｉｓｏｆＴｉｔａｎｉｕｍＡｌｌｏｙＴｕｂｉｎｇＳｔｒｉｎｇＵｎｄｅｒＨｉｇｈＴｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄＨｉｇｈＰｒｅｓｓｕｒｅｆｏｒＮａｔｕｒａｌＧａｓＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＨｕＦａｎｇｔｉｎｇ１㊀ＬｉｕＱｉａｎｇ２ꎬ３㊀ＺｈａｏＭｉｆｅｎｇ１㊀ＧｕｏＷｅｎｔｉｎｇ４㊀ＺｈａｎｇＷｅｉｆｕ２㊀ＺｈａｎｇＱｉａｎｇ５㊀ＬｉａｎＺｈａｎｇｈｕａ５(１ ＯｉｌａｎｄＧａｓＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＩｎｓｔｉｔｕｔｅꎬＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＴａｒｉｍＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙꎻ２ ＣＮＰＣＴｕｂｕｌａｒＧｏｏｄｓＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅꎻ３ ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＰｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｄＳｔｒｕｃｔｕｒａｌＳａｆｅｔｙｆｏｒＰｅｔｒｏｌｅｕｍＴｕｂｕｌａｒＧｏｏｄｓａｎｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔＭａｔｅｒｉａｌｓꎻ４ ＣｈａｎｇｑｉｎｇＢｒａｎｃｈｏｆＣＮＰＣＬｏｇｇｉｎｇＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎻ５ ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:ＴｈｅｄｏｗｎｈｏｌｅｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔｏｆｏｉｌａｎｄｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｎＣｈｉｎａｉｓｈａｒｓｈꎬａｎｄｗｅｌｌｔｕｂｕｌａｒｓａｒｅｓｕｂ￣ｊｅｃｔｅｄｔｏｃｏｒｒｏｓｉｏｎａｔｔｒｉｂｕｔｅｄｔｏｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅꎬｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅ(ＨＴＨＰ)ꎬｈｙｄｒｏｇｅｎｓｕｌｆｉｄｅꎬｃａｒｂｏｎｄｉｏｘｉｄｅꎬｈｉｇｈ￣ｓａｌｉｎｉｔｙｂｒｉｎｅａｎｄｄｒｉｌｌ￣ｉｎｆｌｕｉｄｓꎬｅｌｅｍｅｎｔａｌｓｕｌｆｕｒａｎｄｓｔｒｏｎｇａｃｉｄｓ.Ｄｕｅｔｏｔｈｅａｂｏｖｅ￣ｍｅｎｔｉｏｎｅｄꎬｔｉｔａｎｉｕｍａｌ￣ｌｏｙｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｂｙｈｉｇｈｓｔｒｅｎｇｔｈꎬｌｏｗｄｅｎｓｉｔｙꎬｌｏｗｅｌａｓｔｉｃｍｏｄｕｌｕｓꎬｈｉｇｈｔｏｕｇｈｎｅｓｓꎬａｎｄｆａｖｏｒａｂｌｅｆａｔｉｇｕｅａｎｄｃｏｒｒｏｓｉｏｎｒｅｓｉｓｔａｎｃｅｈａｓｂｅｃｏｍｅｔｈｅｐｒｅｆｅｒｒｅｄｍａｔｅｒｉａｌｆｏｒｗｅｌｌｔｕｂｕｌａｒｓａｎｄｔｏｏｌｓｏｆｏｆｆｓｈｏｒｅｒｅｓｏｕｒｃｅｒｅｃｏｖｅｒｙ.Ｈｏｗｅｖｅｒꎬｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｌｏａｄｉｎｇｓｔａｔｕｓａｎｄｓａｆｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｕｃｈｍａｔｅｒｉａｌｓｉｎａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｔｏｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒａ￣ｔｕｒｅｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｓｉｎｓｕｆｆｉｃｉｅｎｔ.ＴｈｅｒｅｆｏｒｅꎬｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅｒｅｐｒｅｓｅｎｔａｔｉｖｅＨＴＨＰｈｉｇｈ￣ｒａｔｅｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｗｅｌｌｏｆａｎｏｉｌｆｉｅｌｄｉｎＷｅｓｔＣｈｉｎａꎬｔｈｒｅｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓｃｈｅｍｅｓａｒｅｄｅｖｅｌｏｐｅｄꎬａｎｄｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｃａｌｓｔａｔｕｓｏｆｔｈｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｏｆｔｈｅｓｅｔｈｒｅｅｓｃｈｅｍｅｓｉｓａｎａｌｙｚｅｄｖｉａｔｈｅｆｉｎｉｔｅ￣ｅｌｅ￣５１１ ㊀２０２３年㊀第５１卷㊀第２期石㊀油㊀机㊀械ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ㊀㊀㊀∗基金项目:国家重点研发计划项目 高承载钛合金特殊螺纹接头制造及连接关键技术研究与应用 (２０２１ＹＦＢ３７００８０４)ꎻ中国石油天然气集团有限公司科学研究与技术开发项目 耐蚀㊁抗菌㊁高强度低密度油井管新材料开发 (Ｎｏ ２０２１ＤＪ２７０３)ꎻ陕西省自然科学基金项目 Ｎｂ对极端油气工况下钛合金微观结构与耐蚀性交互影响机制研究 (２０２１ＪＭ－６０７)ꎮｍｅｎｔ￣ｍｅｔｈｏｄｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ.Ｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｕｓｅｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｃａｎｒｅｄｕｃｅｔｈｅｌｏａｄｏｆｔｈｅｔｕｂ￣ｉｎｇｓｔｒｉｎｇａｎｄｉｎｃｒｅａｓｅｔｈｅｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒ.Ｉｎｓｏｍｅｃａｓｅｓꎬｔｈｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｉｓａｓｓｏｃｉａｔｅｄｗｉｔｈｎｏｎｅｕｔｒａｌｐｏｉｎｔꎬａｎｄｔｈｅｃｏｎｔａｃｔｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｔｕｂｉｎｇａｎｄｃａｓｉｎｇｉｓｍｉｎｉｍｉｚｅｄｏｒｅｖｅｎｅｌｉｍｉｎａｔｅｄꎬｗｈｉｃｈｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｓｕｐｐｒｅｓｓｅｓｔｈｅｔｕｂｉｎｇｖｉｂｒａｔｉｏｎｄｕｒｉｎｇｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ.Ｔｈｅｆｉｎｄｉｎｇｓｏｆｔｈｉｓｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｖｉｄｅｔｈｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｂａｓｉｓｆｏｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅｔｉ￣ｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｔｏｇａｓｗｅｌｌｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｔｕｂｉｎｇꎻｐｉｐｅｓｔｒｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｃａｌａｎａｌｙｓｉｓꎻＨＴＨＰｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎꎻｐｉｐｅｖｉｂｒａｔｉｏｎꎻｂｕｃｋｌｉｎｇ０㊀引㊀言深井超深井㊁ 三高环境 和大位移井㊁长段水平井等非常规油气资源勘探开发环境对石油管材的要求不断提高[１－２]ꎮ油管作为井下管柱的主要通道及完整性防护主体ꎬ在井下不仅要经受高温高压以及多种腐蚀性环境的综合作用ꎬ还会受到石油天然气开采过程中引起的冲击㊁振动及疲劳等复杂受力行为[３－４]ꎬ因此对管材的综合性能要求非常苛刻ꎮ钛合金材料以其较高的强度㊁较低的密度㊁优异的抗疲劳性能㊁优秀的耐腐蚀性能ꎬ以及低弹性模量和高韧性ꎬ已经成为石油管材料开发的热门材料[５－６]ꎮ早在２０世纪８０年代ꎬ国内外企业㊁高校及科研机构已开始对钛合金材料用于油气开发的可行性和性能等进行探讨及研究ꎮ美国ＲＭＩ公司的Ｒ Ｗ ＳＣＨＵＴＺ等[５－７]对油气工况下使用钛合金材料的性能进行多种测试及评价ꎬ综合结果认为ꎬ钛合金材料在石油天然气开发领域有巨大的应用潜力ꎮＲ Ｄ ＫＡＮＥ和Ｂ ＣＲＡＩＧ等[８－９]模拟高温高压下天然气开采环境ꎬ对多种钛合金的性能进行了试验评价ꎬ初步得出了不同钛合金油井管材料在不同工况下的耐腐蚀性能ꎮ美国ＲＭＩ公司通过大量试验和模拟ꎬ证实了钛合金材料在高温㊁高压㊁高腐蚀环境中使用的可行性并发现了性能局限[１０]ꎬ并针对钛合金在应用中出现氢脆提出了防治办法[１１]ꎬ成功开发出钛合金油管㊁钻具㊁海洋隔水管等产品ꎬ在Ｏｒｙｘ海王星钻井项目和墨西哥湾的ＭｏｂｉｌｅＢａｙＦｉｅｌｄ的油气开发中成功应用[１２－１３]ꎮ国内方面ꎬ中国石油集团石油管工程技术研究院(简称管研院)最早对钛合金管在油气开发行业应用的可行性进行了分析ꎬ展望了钛合金材料在石油工业的应用前景[６]ꎬ并对钛合金石油管服役工况极限和环境适用性进行研究[１４－１６]ꎬ解决了钛合金油套管应用的一些瓶颈问题ꎬ推动了钛合金油套管产品在国内天然气水合物㊁高温高压油气开采中投入现场应用ꎮ东方钽业等对ＴＡ１８材质的钛合金管材产品开展了热加工及试制ꎬ成功制备出了ＴＡ１８材质的厚壁钛合金管[１７]ꎮ天钢㊁攀钢等企业均试制出了钛合金油管ꎬ并在我国西南油气田元坝区块进行了试验性使用[１８－１９]ꎮ由于钛合金材料价值较高ꎬ生产工艺更为复杂ꎬ考虑到材料特性和应用成本ꎬ所以主要用于高温㊁高压㊁高腐蚀介质(三高)的高产油气开发领域ꎬ如我国的西部塔里木油田和西南区域的油气田ꎮ在这些开发环境中ꎬ除了井筒对管柱的载荷外ꎬ还有生产的高速油气对管柱的冲击㊁冲蚀和交互作用ꎬ大多为三高环境并且油管柱受力情况较为复杂ꎮ目前国内外对钛合金油井管在这种复杂环境管柱力学方面的研究鲜有报道ꎬ但管柱的力学性能对于钛合金油管的设计㊁使用和安全评估具有重要的意义ꎮ因此ꎬ笔者以我国西部某油气田的典型井况为基础ꎬ研究设计使用不同钛合金管柱时的管柱静力学和动力学性能ꎬ分析由于钛合金油管柱的加入对整体管柱振动状态方面的改善情况ꎬ以期为今后钛合金管的设计和使用提供参考ꎮ１㊀管柱力学模拟１ １㊀模拟条件㊀选取我国西部某油气田高产气井为模拟环境ꎬ模拟井深大约为７５００ｍꎬ酸压完井管柱采用１７７ ８ｍｍ(７ｉｎ)套管ꎬ液压封隔器的坐封深度大约为７１００ｍꎮ假设井筒温度分布如图１所示ꎮ试验中为高温高压气藏ꎬ产层地层压力为８６ ８８ＭＰａꎬ地层压力系数为１ １７ꎬ温度梯度为每１００ｍｍ上升２ ０ħꎮ酸压完井管柱按高排量１０ｍ３/ｍｉｎ设计ꎬ井口泵压１２５ＭＰａꎬ最小安全系数为１ ５０ꎬ压裂液密度１ １０ｇ/ｃｍ３ꎬ破裂压力梯度每１００ｍ１ ８０ＭＰａꎬ井底破裂压力１４０ＭＰａꎮ计算用开发管柱结构为:ø１１４ ３ｍｍˑ１２ ７ｍｍ(气密扣)ˑ２３００ｍ＋ø１１４ ３ｍｍˑ７ ３７ｍｍ(气密扣)ˑ４８００ｍꎮ环空液体密度６１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期为１ １５ｇ/ｃｍ３ꎬ地层压力系数取低值ꎬ套管控制抗内压安全系数为１ ４１(２１２３ｍ)ꎮ图１㊀假设的井筒温度分布曲线Ｆｉｇ １㊀Ａｓｓｕｍｅｄｗｅｌｌｂｏｒｅｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ１ ２㊀模拟计算条件与方法为了分析钛合金油管对管柱力学的影响ꎬ管柱结构方面假设最内层套管规格为ø１７７ ８ｍｍˑ１１ ５１ｍｍꎬ在套管内设计了３种油管柱结构方案ꎬ如图２所示ꎮＡ方案为全部使用钢制油管ꎬ上部２３００ｍ为ø１１４ ３ｍｍˑ１２ ７ｍｍ规格油管ꎬ下部４８００ｍ为ø１１４ ３ｍｍˑ７ ３７ｍｍ规格油管ꎻＢ方案上部２３００ｍ为ø１１４ ３ｍｍˑ１２ ７ｍｍ规格７５２ＭＰａ钢级的钢制油管ꎬ下部４８００ｍ为ø１１４ ３ｍｍˑ７ ３７ｍｍ规格同等强度的钛合金油管ꎻＣ方案油管柱规格与Ａ方案相同ꎬ但全部使用同等强度的钛合金油管ꎮ图２㊀计算用开发管柱结构Ｆｉｇ ２㊀Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｓｆｏｒｃｏｍｐｕｔａｔｉｏｎ利用Ｍａｔｌａｂ(２０１７)ｂ版软件建立３种管柱方案的有限元模型ꎮ由于建模的管柱具有超长细比特征ꎬ所以对模型做如下假设:①管柱质量分布均匀且各向同性ꎻ②管柱是完全弹性的ꎻ③管柱变形属于小变形ꎻ④管柱截面不发生翘曲ꎻ⑤井筒的截面为圆形ꎮ取固定于地面井口的整体坐标系为Ｏ－ＸＹＺꎬ原点Ｏ为井口ꎬＸ轴沿重力方向为正ꎻＹ轴指向正北方向ꎻＺ轴指向正东ꎮ固定于钻柱上的单元局部坐标系为Ｏ－ＸＹＺ(Ｘ轴沿钻柱轴线的切向方向为正ꎬＹ轴沿主法线方向)ꎮ三维空间梁单元及坐标系见图３ꎮ图３中标出了节点ｉ的载荷(ＦｉｘꎬＦｉｙꎬＦｉｚ)与相应方向的力矩(ＭｉｘꎬＭｉｙꎬＭｉｚ)ꎬ节点ｊ的位移(ｕｊｘꎬｕｊｙꎬｕｊｚ)及相应方向的扭转(θｊｘꎬθｊｙꎬθｊｚ)ꎮ图３㊀空间梁单元及坐标系Ｆｉｇ ３㊀Ｓｐａｔｉａｌｂｅａｍｅｌｅｍｅｎｔａｎｄｔｈｅｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｓｙｓｔｅｍ在有限元模型建立方面ꎬ首先将整体管柱离散为有限个单元ꎬ建立管柱单元的三维力学有限元模型ꎬ再形成管柱整体的三维力学有限元模型ꎮ细长钻柱在井下处于静力平衡状态ꎬ其平衡方程为:Λσ＋ｆ＝０(１)式中:σ为应力分量矩阵ꎬＰａꎻｆ为体积力向量ꎬＮ/ｍ３ꎻΛ为微分算子ꎮ几何方程为:ε＝ΛＴｕ(２)式中:ｕ为位移分量矩阵ꎬｍꎻε为应变分量矩阵ꎬ无量纲ꎮ物理方程为:σ＝Ｄε(３)式中:Ｄ为弹性矩阵ꎬＰａꎮ由哈密尔顿变分原理得到单元的力平衡矩阵方程[２０]:(ＫｅＬ＋ＫｅＮ)ｕｅ＝Ｆｅ(４)式中:ＫｅＬ㊁ＫｅＮ㊁Ｆｅ分别为单元的线性刚度矩阵㊁非线性刚度矩阵和外力矩阵ꎬＰａꎻｕｅ为位移分量矩阵ꎮ在管柱动力学计算中ꎬ使用弹性动力学的Ｈａｍｉｌｔｏｎ原理[２１]ꎬ在满足位移边界约束的情况下ꎬ弹性体由ｔ１时刻到ｔ２时刻的运动状态的所有可能运动中ꎬ弹性体的真实运动使Ｈａｍｉｌｔｏｎ作用量泛函取驻值ꎬ即:δʏｔ２ｔ１(Ｔ－Ｅ－Ｗ)ｄｔ＝０(５)式中:δ为变分符号ꎻＴ为弹性体的动能ꎬＪꎻＥ为７１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第２期胡芳婷ꎬ等:高温高压天然气开采用钛合金油管柱力学分析㊀㊀㊀弹性体的势能ꎬＪꎻＷ 为弹性体所受的保守力所做的功ꎬＪꎮ用Ｅｕｌｅｒ￣Ｂｅｒｎｏｕｌｌｉ梁单元对管柱离散后ꎬ梁单元的位移包括平动位移和转动位移ꎮ相应地ꎬ其动能也包含平动动能和转动动能２部分ꎮ梁单元平动速度ｖ可以用单元轴线的运动表示为:ｖ＝ｕ•ｏＩ＋ｖ•ｏＪ＋ｗ•ｏＫ(６)式中:ｕ•ｏ㊁ｖ•ｏ㊁ｗ•ｏ分别为梁单元轴线的速度ꎬｍ/ｓꎻＩ㊁Ｊ和Ｋ分别为井眼坐标系Ｘ㊁Ｙ和Ｚ轴的单位矢量ꎮ据此ꎬ梁单元的平动动能Ｔｔ可以表示为:Ｔｔ＝１２ʏｖρｕ•ｏ()２＋ｖ•ｏ()２＋ｗ•ｏ()２[]ｄＶ＝１２ʏｌｅ０ρＡｕ•ｏ()２＋ｖ•ｏ()２＋ｗ•ｏ()２[]ｄｘ(７)式中:ρ为管柱密度ꎬｋｇ/ｍ３ꎻｌｅ为梁单元的长度ꎬｍꎻＡ为梁单元横截面面积ꎬｍ２ꎻＶ为梁单元的体积ꎬｍ３ꎮ梁单元的势能(又称应变能)可以根据管柱受力变形后的应力和应变表示为:Ｅ＝１２ʏＶσＴεｄＶ(８)式中:应力矢量σ＝σｘｘꎬσｙｙꎬσｚｚꎬτｘｙꎬτｘｚꎬτｙｚ[]ＴꎬＰａꎻ应变矢量ε＝εｘｘꎬεｙｙꎬεｚｚꎬγｘｙꎬγｘｚꎬγｙｚ[]Ｔꎮ对梁单元做功的外力主要有重力㊁不平衡力以及液体的黏性阻力ꎮ梁单元所受重力做功可以表示为:Ｗｇ＝ʏｌｅ０ｑｘｕｏ－ｑｙｖｏ()ｄｘ(９)式中:Ｗｇ为重力功ꎬＪꎻｑｘ㊁ｑｙ为Ｘ轴和Ｙ轴上的动量ꎬｋｇ/ｓꎮ在梁单元的动能㊁势能和外力项的表达式基础上ꎬ利用形函数对梁单元的连续位移进行插值后ꎬ推导出钻柱动力学有限元方程ꎬ推导后写成矩阵的形式为:ＭｅＵ••ｅ＋ＣｅＵ•ｅ＋ＫｅＵｅ＝Ｆｅ(１０)式中:Ｕ••ｅ㊁Ｕ•ｅ㊁Ｕｅ分别为单元节点的广义加速度(ｍ/ｓ２)㊁广义速度(ｍ/ｓ)和广义位移(ｍ)矢量ꎻＦｅ为广义力矢量ꎬＮꎻＭｅ㊁Ｃｅ㊁Ｋｅ分别为单元质量矩阵(ｋｇ)㊁阻尼矩阵(ｋｇ/ｓ)和刚度矩阵(ｋｇ/ｓ２)ꎮ边界条件方面ꎬ在井口和７１００ｍ深封隔器处对管柱分别进行全约束ꎬ计算静力学时选取井口温度为１６ħꎬ选取封隔器处温度为１６０ħꎬ其余部分的井筒温度按照图１的数据进行设定ꎮ封隔器坐封后管柱外环空保护液密度为１ １５ｇ/ｃｍ３ꎬ生产时按日产气量８ˑ１０５ｍ３计算ꎬ井口流压为６８ＭＰａꎬ无背压ꎬ井口温度为１２５ħꎮ为了简化计算ꎬ模拟工况计算时所选取的钢制油管和钛合金油管材料强度均设定为７５８ＭＰａꎮ考虑到升温对材料强度的影响ꎬ按照高温拉伸试验结果ꎬ设定钢制油管强度在１５０ħ时下降１０％ꎬ为６８２ＭＰａꎻ２００ħ时强度下降１３％ꎬ为６６０ＭＰａꎮ同样ꎬ钛合金材料在１５０和２００ħ时的强度分别为６０８和５５８ＭＰａꎮ材料其他性能ꎬ如热膨胀系数等如表１所示ꎮ采用软件内置的材料模型ꎬ在计算时自动带入ꎮ然后分别计算３种管柱方案的静力学㊁动力学及管柱屈曲ꎮ表１㊀计算用油管柱材料特性２㊀结果及讨论２ １㊀３种管柱结构静力学分析对３种管柱结构加内㊁外压力载荷后的轴向受力进行分析ꎬ结果如图４所示ꎮ其中正值为拉应力ꎬ负值为压应力ꎮ由图４可知:全钢管柱Ａ方案中井口和封隔器处的拉应力均为最大ꎻ当采用下半部为钛合金油管的Ｂ方案时ꎬ井口和封隔器处的应力均有所降低ꎻ当管柱全部使用钛合金油管的Ｃ方案时ꎬ轴向载荷最低ꎮ这主要是由于钛合金材料的密度较低ꎬ由此带来了管柱自重降低的效果ꎮ同时由图４还可以发现ꎬ钛合金油管对管柱的受力中和点也有较大影响ꎮ３种方案中ꎬ中和点从Ａ方案的井下４８５８ｍ处降低到Ｃ方案的井下５６６９ｍ处ꎮ图４㊀加钛合金后管柱轴向力变化对比Ｆｉｇ ４㊀Ａｘｉａｌｆｏｒｃｅｖａｒｉａｔｉｏｎａｆｔｅｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｓ８１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期模拟日产８ˑ１０５ｍ３天然气时的生产工况ꎬ据此分析井口的安全系数ꎬ结果如图５所示ꎮ由图５可知:Ａ方案的全钢油管柱在８ˑ１０５ｍ３/ｄ产量时井口三轴安全系数为１ ８６８ꎻＢ方案中８ˑ１０５ｍ３/ｄ产量时井口三轴安全系数为１ ８９８ꎻＣ方案的管柱结构ꎬ在８ˑ１０５ｍ３/ｄ生产时井口三轴安全系数为１ ９６４ꎮ可以看出ꎬ随着钛合金管柱使用量的增加ꎬ井口的安全系数随之增大ꎮ图５㊀３种方案管柱结构井口安全系数对比(日产量８ˑ１０５ｍ３)Ｆｉｇ ５㊀Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｗｅｌｌｈｅａｄｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｓｆｏｒｔｈｅｔｈｒｅｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｓ(ｄａｉｌｙｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ＝８ˑ１０５ｍ３)㊀㊀图６为模拟日产８ˑ１０５ｍ３天然气时３种管柱方案井底的三轴㊁抗拉及抗内压安全系数的对比图ꎮ图６㊀３种管柱结构的三轴㊁抗拉和抗压安全系数对比Ｆｉｇ ６㊀Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｔｒｉａｘｉａｌꎬｔｅｎｓｉｌｅａｎｄｃｏｌｌａｐｓｅｓｔｒｅｎｇｔｈｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｓｆｏｒｔｈｅｔｈｒｅｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｓ㊀㊀由图６可知ꎬ随着钛合金管柱用量的不断增加ꎬ抗拉及三轴安全系数也随之增大ꎬ而抗内压安全系数基本保持不变ꎮ２ ２㊀３种管柱结构动力学分析从２ １节的分析中可以看出ꎬ将钢制管柱部分或者全部更换为钛合金管柱后ꎬ管柱中和点位置将发生下移ꎮ但是在实际生产中ꎬ由于高压天然气产流的冲击作用ꎬ管柱在复杂受力下产生高速震颤ꎬ受力变化不同ꎬ动力学作用不同ꎬ需要对其进行动力学分析ꎮ本文仍按照模拟日产气８ˑ１０５ｍ３的工况ꎬ计算油管柱不同振动时间下的模态和振型ꎬ分析油管柱的振动姿态随着时间ｔ的变化而产生的复合效果ꎬ分析结果如图７所示ꎮ图７㊀３种方案管柱结构的振动轴向力对比Ｆｉｇ ７㊀Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｖｉｂｒａｔｉｎｇａｘｉａｌｆｏｒｃｅｓｆｏｒｔｈｅｔｈｒｅｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｓ９１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第２期胡芳婷ꎬ等:高温高压天然气开采用钛合金油管柱力学分析㊀㊀㊀㊀㊀由图７可知ꎬ管柱振动使得油管柱的轴向力分布发生了变化ꎬ相比于全钢管柱ꎬ部分或者全部更换为钛合金管柱后ꎬ轴向应力发生了显著下降ꎬ同时中和点位置也发生了变化ꎮＡ方案中的油管中和点深度变化范围为４２６５~７０１６ｍꎬ而另外２个方案中的中和点深度变化范围逐渐减小ꎬ甚至在部分时刻(见图７ｃ中ｔ＝６ ０ｓ㊁ｔ＝７ ５ｓ和ｔ＝８ ５ｓ时)ꎬ由于多阶振动的耦合效应ꎬ使得这些时刻瞬间管柱全部处于拉伸状态ꎬ管柱结构无中和点ꎬ这种改变会极大地改善中和点附近螺纹接头的受力状态ꎬ减小螺纹密封失效的载荷因素ꎬ有利于油管柱结构和密封的完整性ꎮ对中和点处的Ｍｉｓｅｓ应力进行分析ꎬ结果如图８所示ꎮ由图８可知:油管柱在中和点处承受交变应力ꎬ在３种油管结构中ꎬＡ方案全钢油管柱的中和点处的应力交变幅度最大ꎬ达到４２ ８２ＭＰａꎬ更换钛合金管后油管柱中和点处的应力交变幅度得到了降低ꎻＢ方案中管柱应力交变幅度降到１６ ０５ＭＰａꎻＣ方案中管柱中和点处应力幅度变化约为１７ ８２ＭＰａꎮ分析认为ꎬ由于钛合金密度的减小ꎬ有效地减小了管柱的载荷ꎬ所以在中和点处的Ｍｉ￣ｓｅｓ应力交变幅度得到了有效降低ꎮＭｉｓｅｓ应力交变幅度的降低有利于延长其疲劳寿命和提高管柱的安全性ꎮ图８㊀３种方案管柱结构的中和点处Ｍｉｓｅｓ应力交变对比Ｆｉｇ ８㊀ＣｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆａｌｔｅｒｎａｔｉｎｇＭｉｓｅｓｓｔｒｅｓｓａｔｎｅｕｒａｌｐｏｉｎｔｓｆｏｒｔｈｅｔｈｒｅｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｓ２ ３㊀钛合金油管对管柱振动位移的影响生产管柱在井底受到多重复杂交变应力的影响ꎬ易发生屈曲变形ꎬ已知屈曲问题是引发油井管柱在井下发生失效的主要因素之一[２１－２２]ꎬ而造成屈曲的因素中振动位移的影响较大ꎬ因此对比研究钢管㊁钛合金油管对管柱振动位移的影响至关重要ꎮ图９㊀３种方案管柱结构的油管柱横向位移对比Ｆｉｇ ９㊀Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｌａｔｅｒａｌｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｆｏｒｔｈｅｔｈｒｅｅｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅｓ图９为基于日产量８ˑ１０５ｍ３天然气的工况ꎬ３种不同管柱结构处于复杂受力下的高速震颤而带来的管柱横向位移ꎮ由图９可知ꎬＡ方案中的全钢油管柱在Ｘ方向的最大位移为２０ ２４ｍｍꎬ在Ｙ方向的最大位移为２０ ２４ｍｍꎮ这是由于计算时设定的外层套管内径为１５４ ７８ｍｍꎬ此时油管柱与外层套管之间的间隙最大为２０ ２４ｍｍꎬ所以Ａ方案中的钢制油管柱与外层套管井筒发生了接触ꎬ如图９ａ所示ꎬ此时由于井壁的干涉ꎬ油管柱在振动的过程中对管柱及螺纹的伤害较大ꎻ当使用Ｂ方案底部加钛合金油管柱后ꎬ油管柱沿Ｘ方向最大位移为２０ ２４ｍｍꎬＹ方向最大位移为５ １６ｍｍꎬＸ方向与井壁接触ꎻ使用全部为钛合金油管的Ｃ方案时ꎬ０２１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期油管柱Ｘ方向最大位移为１１ ５６ｍｍꎬＹ方向最大位移为０ ２９ｍｍꎬＸ和Ｙ方向均未与井壁接触ꎮ上述结果表明钛合金油管柱可以有效地缓解管柱的振动幅度ꎬ改善管柱的受力状态ꎮ图１０为天然气日产量８ˑ１０５ｍ３时ꎬ３种管柱结构方案的弯矩计算结果ꎮ由图１０可知ꎬＡ方案中的全钢油管最大弯矩值为１２ｋＮ ｍꎬ底部加钛合金的Ｂ方案油管柱最大弯矩值为４ ９ｋＮ ｍꎬ全部使用钛合金的Ｃ方案油管柱最大弯矩值仅为０ ６４ｋＮ ｍꎬ表明钛合金油管弯矩极限得到了明显改善ꎮ图１０㊀加钛合金管柱后油管柱弯矩对比Ｆｉｇ １０㊀Ｔｕｂｉｎｇｓｔｒｉｎｇｂｅｎｄｉｎｇｍｏｍｅｎｔｖａｒｉａｔｉｏｎａｆｔｅｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｓ３㊀结㊀论本文通过有限元分析ꎬ模拟我国典型区块高温高压井生产工况下ꎬ３种方案油管柱结构的管柱静力学和动力学性能ꎬ并分析钛合金油管柱的使用对管柱振动状态方面的改善情况ꎮ得出以下结论:(１)使用钛合金油管作为生产管柱后ꎬ气井生产时油管柱的安全系数均增大ꎬ井口处轴向拉力减小ꎬ全部使用钛合金油管的完井方案比下半部使用钛合金油管的完井方案具有更低的载荷和更大的安全系数ꎬ在８ˑ１０５ｍ３/ｄ的产气情况下其安全系数可达１ ９６４ꎮ(２)管柱振动使得油管柱的轴向力分布和Ｍｉ￣ｓｅｓ应力分布发生了变化ꎬ中和点位置也发生了变化ꎮ含有钛合金或全钛合金油管柱部分时刻管柱内无中和点ꎬ管柱处于拉伸状态ꎮ(３)增加钛合金材质后的油管柱屈曲状态得到了改善ꎬ使用和全部使用钛合金管柱ꎬ可使管柱的横向位移和弯矩均减小ꎬ使套管与井管之间轻接触或不接触ꎬ说明增加钛合金管柱有利于改善油管使用时的振动状态ꎮ(４)在高温高压油气开采中使用钛合金管柱ꎬ可以有效地降低管柱载荷㊁增大安全系数ꎬ改善振动ꎬ提高管柱的安全可靠性和完整性ꎮ参㊀考㊀文㊀献[１]㊀谷坛ꎬ霍绍全ꎬ李峰.酸性气田防腐蚀技术研究及应用[Ｊ].石油与天然气化工ꎬ２００８ꎬ３７(增刊１):６３－７２.ＧＵＴꎬＨＵＯＳＱꎬＬＩＦ.Ｒｅｓｅａｒｃｈａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆａｎｔｉ￣ｃｏｒｒｏｓｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎｓｏｕｒｇａｓｆｉｅｌｄｓ[Ｊ].Ｃｈｅｍｉ￣ｃａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓꎬ２００８ꎬ３７(Ｓ１):６３－７２.[２]㊀叶登胜ꎬ任勇ꎬ管彬ꎬ等.塔里木盆地异常高温高压井储层改造难点及对策[Ｊ].天然气工业ꎬ２００９ꎬ２９(３):７７－７９.ＹＥＤＳꎬＲＥＮＹꎬＧＵＡＮＢꎬｅｔａｌ.Ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｙａｎｄｓｔｒａｔｅｇｙｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｎａｂｎｏｒｍａｌ￣ｈｉｇｈｔｅｍ￣ｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＴａｒｉｍｂａｓｉｎ[Ｊ].ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙꎬ２００９ꎬ２９(３):７７－７９.[３]㊀杜伟ꎬ李鹤林.海洋石油装备材料的应用现状及发展建议(上)[Ｊ].石油管材与仪器ꎬ２０１５ꎬ１(５):１－７.ＤＵＷꎬＬＩＨＬ.Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｔａｔｕｓａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｏｎｏｆｆｓｈｏｒｅｏｉｌｅｑｕｉｐｍｅｎｔｍａｔｅｒｉａｌｓ(ｐａｒｔＩ)[Ｊ].ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＴｕｂｕｌａｒＧｏｏｄｓ＆Ｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔｓꎬ２０１５ꎬ１(５):１－７.[４]㊀ＳＣＨＵＴＺＲＷꎬＷＡＴＫＩＮＳＨＢ.Ｒｅｃｅｎｔｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓｉｎｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｅｎｅｒｇｙｉｎｄｕｓｔｒｙ[Ｊ].ＭａｔｅｒｉａｌｓＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ:Ａꎬ１９９８ꎬ２４３(１/２):３０５－３１５.[５]㊀刘强ꎬ宋生印ꎬ李德君ꎬ等.钛合金油井管的耐腐蚀性能及应用研究进展[Ｊ].石油矿场机械ꎬ２０１４ꎬ４３(１２):８８－９４.ＬＩＵＱꎬＳＯＮＧＳＹꎬＬＩＤＪꎬｅｔａｌ.Ｒｅｓｅａｒｃｈａｎｄｄｅ￣ｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙＯＣＴＧａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎｅｎｅｒｇｙｉｎｄｕｓｔｒｙ[Ｊ].ＯｉｌＦｉｅｌｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔꎬ２０１４ꎬ４３(１２):８８－９４.[６]㊀ＳＣＨＵＴＺＲＷ.ＥｆｆｅｃｔｉｖｅｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆＴｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｓｉｎｏｆｆｓｈｏｒｅｓｙｓｔｅｍｓ[Ｃ]ʊＯｆｆｓｈｏｒｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｏｎｆｅｒ￣ｅｎｃｅ.ＨｏｕｓｔｏｎꎬＴｅｘａｓ:ＯＴＣꎬ１９９２:ＯＴＣ６９０９－ＭＳ.[７]㊀ＫＡＮＥＲＤꎬＣＲＡＩＧＳꎬＶＥＮＫＡＴＥＳＨＡ.Ｔｉｔａｎｉｕｍａｌ￣ｌｏｙｓｆｏｒｏｉｌａｎｄｇａｓｓｅｒｖｉｃｅ:ａｒｅｖｉｅｗ[Ｃ]ʊＣＯＲＲＯ￣ＳＩＯＮ２００９ ＡｔｌａｎｔａꎬＧｅｏｒｇｉａ:ＮＡＣＥꎬ２０１９:ＮＡＣＥ０９０７８.[８]㊀ＫＡＮＥＲＤꎬＳＲＩＮＩＶＡＳＡＮＳꎬＣＲＡＩＧＢꎬｅｔａｌ.Ａ１２１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第２期胡芳婷ꎬ等:高温高压天然气开采用钛合金油管柱力学分析㊀㊀㊀ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｓｔｕｄｙｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｓｆｏｒｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ(ＨＰＨＴ)ｗｅｌｌｓ[Ｃ]ʊＣＯＲＲＯＳＩＯＮ２０１５ ＤａｌｌａｓꎬＴｅｘａｓ:ＮＡＣＥꎬ２０１５:ＮＡＣＥ２０１５－５５１２.[９]㊀ＳＣＨＵＴＺＲＷ.Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｒｕｔｈｅｎｉｕｍ￣ｅｎｈａｎｃｅｄａｌ￣ｐｈａ￣ｂｅｔａｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｓｉｎａｇｇｒｅｓｓｉｖｅｓｏｕｒｇａｓａｎｄｇｅｏ￣ｔｈｅｒｍａｌｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｅｄ￣ｆｌｕｉｄｂｒｉｎｅｓ[Ｃ]ʊＣｏｒｒｏｓｉｏｎ９７ＮｅｗＯｒｌｅａｎｓꎬＬｏｕｉｓｉａｎａ:ＮＡＣＥꎬ１９９７:ＮＡＣＥ９７０３２. [１０]㊀ＧＡＲＴＬＡＮＤＰＯꎬＢＪＯＮＡＳＦꎬＳＣＨＵＴＺＲＷ.Ｐｒｅ￣ｖｅｎｔｉｏｎｏｆｈｙｄｒｏｇｅｎｄａｍａｇｅｏｆｏｆｆｓｈｏｒｅｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓｂｙｃａｔｈｏｄｉｃｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｓ[Ｃ]ʊＣｏｒ￣ｒｏｓｉｏｎ９７ ＮｅｗＯｒｌｅａｎｓꎬＬｏｕｉｓｉａｎａ:ＮＡＣＥꎬ１９９７:ＮＡＣＥ９７４７７.[１１]㊀ＳＣＨＵＴＺＲＷꎬＬＩＮＧＥＮＥＶ.ＣｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｏｆｔｈｅＴｉ－６Ａｌ－４Ｖ－Ｒｕａｌｌｏｙｆｏｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｅｎｅｒｇｙｉｎ￣ｄｕｓｔｒｙ[Ｃ]ʊＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆＥｕｒｏｃｏｎ ９７Ｃｏｎｇｒｅｓｓ.ＴａｐｉｒꎬＮｏｒｗａｙ:[ｓ.ｎ.]ꎬ１９９７:２５９－２６５. [１２]㊀ＳＣＨＵＴＺＲＷꎬＪＥＮＡＢＣꎬＷＡＬＫＥＲＨＷ.Ｃｏｍｐａ￣ｒｉｎｇｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｒｅｓｉｓｔａｎｃｅｏｆＵＮＳＲ５５４００ａｌｌｏｙｔｕ￣ｂｕｌａｒｓｔｏｏｔｈｅｒｏｉｌｆｉｅｌｄｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｓ[Ｃ]ʊＣＯＲＲＯ￣ＳＩＯＮ２０１６ ＶａｎｃｏｕｖｅｒꎬＢｒｉｔｉｓｈＣｏｌｕｍｂｉａꎬＣａｎａｄａ:ＮＡＣＥꎬ２０１５:ＮＡＣＥ２０１６－７３２８.[１３]㊀刘强ꎬ惠松骁ꎬ宋生印ꎬ等.油气开发用钛合金油井管选材及工况适用性研究进展[Ｊ].材料导报ꎬ２０１９ꎬ３３(５):８４１－８５３.ＬＩＵＱꎬＨＵＩＳＸꎬＳＯＮＧＳＹꎬｅｔａｌ.Ｍａｔｅｒｉａｌｓｓｅｌｅｃ￣ｔｉｏｎｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙＯＣＴＧｕｓｅｄｆｏｒｏｉｌａｎｄｇａｓｅｘｐｌｏ￣ｒａｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｉｒａｐｐｌｉｃａｂｉｌｉｔｙｕｎｄｅｒｓｅｒｖｉｃｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎ:ａｓｕｒｖｅｙ[Ｊ].ＭａｔｅｒｉａｌｓＲｅｐｏｒｔｓꎬ２０１９ꎬ３３(５):８４１－８５３.[１４]㊀刘强ꎬ惠松骁ꎬ汪鹏勃ꎬ等.油气开采用钛合金石油管材料耐腐蚀性能研究[Ｊ].稀有金属材料与工程ꎬ２０２０ꎬ４９(４):１４２７－１４３６.ＬＩＵＱꎬＨＵＩＳＸꎬＷＡＮＧＰＢꎬｅｔａｌ.Ａｎｔｉ￣ｃｏｒｒｏｓｉｏｎｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙＯＣＴＧｕｓｅｄｉｎｏｉｌａｎｄｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ[Ｊ].ＲａｒｅＭｅｔａｌＭａｔｅｒｉａｌｓａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒ￣ｉｎｇꎬ２０２０ꎬ４９(４):１４２７－１４３６.[１５]㊀刘强ꎬ申照熙ꎬ李东风ꎬ等.钛合金油套管抗挤毁性能计算与试验[Ｊ].天然气工业ꎬ２０２０ꎬ４０(１０):９４－１０１.ＬＩＵＱꎬＳＨＥＮＺＸꎬＬＩＤＦꎬｅｔａｌ.Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎａｎｄｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｓｔｕｄｉｅｓｏｎｔｈｅｃｏｌｌａｐｓｅｓｔｒｅｎｇｔｈｏｆｔｉｔａｎｉ￣ｕｍａｌｌｏｙｔｕｂｉｎｇａｎｄｃａｓｉｎｇ[Ｊ].ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓ￣ｔｒｙꎬ２０２０ꎬ４０(１０):９４－１０１.[１６]㊀李永林ꎬ朱宝辉ꎬ王培军ꎬ等.石油行业用ＴＡ１８钛合金厚壁管材的研制[Ｊ].钛工业进展ꎬ２０１３ꎬ３０(２):２８－３１.ＬＩＹＬꎬＺＨＵＢＨꎬＷＡＮＧＰＪꎬｅｔａｌ.ＲｅｓｅａｒｃｈｏｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆＴＡ１８ｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｔｈｉｃｋ￣ｗａｌｌｅｄｔｕｂｅｕｓｅｄｉｎｏｉｌｉｎｄｕｓｔｒｙ[Ｊ].ＴｉｔａｎｉｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｏｇｒｅｓｓꎬ２０１３ꎬ３０(２):２８－３１.[１７]㊀孟祥林ꎬ何佳持.攀钢钛合金油管有望填补国内市场空白[Ｎ].世界金属报导.２０１４－１２－０９(２).ＭＥＮＧＸＬꎬＨＥＪＣ.Ｐａｎｇａｎｇ'ｓｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｔｕｂｉｎｇｉｓｅｘｐｅｃｔｅｄｔｏｆｉｌｌｔｈｅｇａｐｉｎｔｈｅｄｏｍｅｓｔｉｃｍａｒｋｅｔ[Ｎ].ＷｏｒｌｄＭｅｔａｌｓＲｅｐｏｒｔ.２０１４－１２－０９(２).[１８]㊀杨冬梅.抗腐蚀钛合金油管井首次在超深高含硫气井应用[Ｊ].钢铁钒钛ꎬ２０１５ꎬ３６(３):１５.ＹＡＮＧＤＭ.Ｔｈｅｆｉｒｓｔａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｃｏｒｒｏｓｉｏｎ￣ｒｅｓｉｓｔａｎｔｔｉｔａｎｉｕｍａｌｌｏｙｔｕｂｉｎｇｗｅｌｌｓｉｎｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐａｎｄｈｉｇｈ￣ｓｕｌｆｕｒｇａｓｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＩｒｏｎＳｔｅｅｌＶａｎａｄｉｕｍＴｉｔａｎｉｕｍꎬ２０１５ꎬ３６(３):１５.[１９]㊀王勖成.有限单元法[Ｍ].北京:清华大学出版社ꎬ２００３.ＷＡＮＧＸＣ.Ｆｉｎｉｔｅｅｌｅｍｅｎｔｍｅｔｈｏｄ[Ｍ].Ｂｅｉｊｉｎｇ:ＴｓｉｎｇｈｕａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙＰｒｅｓｓꎬ２００３.[２０]㊀陈锋.复杂载荷条件下钻具接头三维应力特征分析[Ｄ].上海:上海大学ꎬ２０１４.ＣＨＥＮＦ.Ｔｈｒｅｅ￣ｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｓｔｒｅｓｓａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｏｏｌｊｏｉｎｔｓｕｎｄｅｒｃｏｍｐｌｅｘｌｏａｄｓ[Ｄ].Ｓｈａｎｇｈａｉ:ＳｈａｎｇｈａｉＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙꎬ２０１４.[２１]㊀高国华ꎬ张福祥ꎬ王宇ꎬ等.水平井眼中管柱的屈曲和分叉[Ｊ].石油学报ꎬ２００１ꎬ２２(１):９５－９９.ＧＡＯＧＨꎬＺＨＡＮＧＦＸꎬＷＡＮＧＹꎬｅｔａｌ.Ｂｕｃｋｌｉｎｇａｎｄｂｉｆｕｒｃａｔｉｏｎｏｆｐｉｐｅｓｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａꎬ２００１ꎬ２２(１):９５－９９.[２２]㊀彭建云ꎬ周理志ꎬ阮洋ꎬ等.克拉２气田高压气井风险评估[Ｊ].天然气工业ꎬ２００８ꎬ２８(１０):１１０－１１２ꎬ１１８.ＰＥＮＧＪＹꎬＺＨＯＵＬＺꎬＲＵＡＮＹꎬｅｔａｌ.Ｒｉｓｋｅｖａｌｕ￣ａｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｇａｓｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅｋｅｌａ－２ｇａｓｆｉｅｌｄ[Ｊ].ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙꎬ２００８ꎬ２８(１０):１１０－１１２ꎬ１１８㊀㊀第一作者简介:胡芳婷ꎬ女ꎬ高级工程师ꎬ生于１９８０年ꎬ２００５年毕业于西安石油大学材料加工工程专业ꎬ现从事石油钻井工程科研工作ꎮ地址:(８４１０００)新疆库尔勒市ꎮ电话:(０９９６)２１７３９０３１ꎮＥ￣ｍａｉｌ:ｈｕｆｔ￣ｔｌｍ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉ￣ｎａ ｃｏｍ ｃｎꎮ通信作者:刘强ꎬＥ￣ｍａｉｌ:ｌｉｕｑｉａｎｇ０３０＠ｃｎｐｃ ｃｏｍ ｃｎꎮ㊀收稿日期:２０２２－０８－２５(本文编辑㊀宋治国)２２１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期。

高温高压气井完井工艺介绍
高温高压气井是指井底温度高于150℃，井口压力高于70MPa的气井。

这类气井的开发难度较大，需要采用特殊的完井工艺来确保井口安全和生产效率。

下面将介绍高温高压气井完井工艺的主要内容。

1.井口安全措施
高温高压气井的井口安全措施是完井工艺的重中之重。

首先，需要在井口设置防喷器和防爆器，以防止井口喷出高温高压气体和引起爆炸。

其次，需要在井口设置安全阀，当井口压力超过设定值时，安全阀会自动打开，释放部分气体，以保证井口安全。

2.井筒完井
井筒完井是指在井筒内部设置完井管柱，以保证井筒的完整性和稳定性。

在高温高压气井中，井筒完井的重要性更加突出。

井筒完井需要选择高强度、高温耐受性好的材料，如钛合金、镍基合金等。

同时，需要采用特殊的完井管柱设计，以适应高温高压环境下的井筒变形和应力变化。

3.井底完井
井底完井是指在井底设置完井装置，以保证井底的安全和生产效率。

在高温高压气井中，井底完井需要采用特殊的装置，如高温高压阀
门、高温高压泵等。

同时，需要对井底进行特殊的处理，如加强井底固化、防腐蚀等。

4.井口生产控制
高温高压气井的生产控制需要采用特殊的控制系统，以确保井口生产效率和安全。

控制系统需要具备高温高压环境下的稳定性和可靠性，同时需要具备远程监控和控制功能，以便及时处理井口异常情况。

高温高压气井完井工艺是一项复杂的工程，需要采用特殊的技术和装备。

在完井过程中，需要注重井口安全、井筒完整性、井底安全和生产控制等方面的问题，以确保高温高压气井的安全和生产效率。

高温高压气井完井工艺介绍高温高压气井完井工艺介绍高温高压气井是指井身内部的温度和压力较高的气井，在完井过程中需要特殊注意。

本文将介绍高温高压气井完井工艺，包括工艺流程、材料选择、垂直井段完井和水平井段完井等内容。

一、工艺流程高温高压气井完井流程包括以下步骤：1、钻井和固井前期准备工作：井深确认、井眼直径确定、井眼清洗、井内管柱设计和材质选择、井口装备及固井液、球皮相关物料选择。

2、井下水平井段完井：包括套管下入加积清洗泥浆，水平近段放线聚合物物料、远段啮合工艺流程。

3、井下垂直井段完井：包括套管下入、喷砂、完成水泥浆固井、压裂等工序。

4、固井质量控制及完井流体性能监控：测试工具的应用，完井过程现场液体检测。

5、井筒待完井区域的加固：包括井壁处理和油管环保附着水平井段放线。

6、井口安全事项的安装：防喷器、管线及翻译装备的防爆和避风措施。

二、材料选择在高温高压气井完井过程中，材料的选择很重要。

以下是一些材料选择建议：1、钻井、完井管材料：要求正确选择材料，按设计完井压力要求设计，耐高温、耐腐蚀、耐磨损，避免选择劣质管材。

2、固井液：要求选择高温材料和加高压消泡剂剂量，同时要确保固井水泥浆使用合格、无松散泥层等。

3、完井液：高压液体选用密度大、黏度小的高压石油液体，也可以选择氮气气体。

4、水平井段放线材料：具有良好的抗拉力和耐高温性能的材料，例如高强度聚酰胺。

5、其他材料：防喷器、管线及其它翻译装备需要选择高温、高压耐受性好的材料。

三、垂直井段完井1、套管固定：要选择耐高温、耐腐蚀、强度高的材料。

在套管下入的时候需要注意尺寸，以保证套管能够顺利下入，避免套管因太大或太小而造成完井失败。

2、压裂：压裂技术能够有效提高井壁固定性，防止井壁塌陷。

要注意选择合适的压裂液和压裂参数，可以使用经过模拟和模拟试验的缝隙固结压裂液，同时要确保压裂参数在固井参数内，以确保压裂效果。

四、水平井段完井1、井内完井压力控制可使用压缩空气或压缩氮气来取代液体物料。

四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设计方法研究摘要：四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢，恶劣的工况，极易导致测试管柱断裂、窜漏、阀件无法打开，封隔器失封，造成测试失败，通过梳理国内外管柱安全设计标准，建立适合四川盆地超深高压含硫气井工况环境的安全系数标准，并以此为基础，结合施工酸压限压105MPa,环空操作RD阀、RDS阀环空压力，修正极限条件下的抗内压、抗外挤、空气中抗拉安全系数计算方法，形成适用于超深层海相探井APR测试管柱设计方法，确保了测试井各工况下管柱的安全。

关键词：茅口-吴家坪组；管柱安全；安全系数；测试管柱；超深层；海相探井1引言目前我国中浅层、深层大中型低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏已处于生产中后期，产量逐渐递减，新的区块勘探难度加大、开采对象日趋复杂、优质资源减少，面对国民天然气年需求量逐年增加，突破更深储层勘探迫在眉睫；四川盆地作为我国天然气主要战略基地，已提出在2035年建立“西南气大庆”远景目标，四川已实现了陆相蓬莱镇组、沙溪庙、须家河以及海相雷口坡、飞仙关、长兴组的全面勘探开发，下步逐步向超深层茅口组-吴家坪组勘探。

四川盆地川东北地区茅口组-吴家坪埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢。

我们采用的完井测试管柱需在如此超深、超高压井况下完成座封、酸化、测试以及环空阀件开启等工序，测试管柱安全面临极大的挑战，需进行详细管柱结构力学分析，设计安全可靠的管柱结构。

2前期测试管柱结构及出现的问题前期测试管柱主要采用常规的ARP测试工艺，测试油管采用Φ88.9×9.52mm+Φ88.9×6.45mm+（封隔器以上400m）Φ88.9×9.52mm+Φ73mm×7.01mm油管（封隔器以下应用）110SS，测试工具由OMNI替液阀+RD安全循环阀+全通径压力计托筒+液压旁通阀+震击器+RD循环阀+RTTS安全接头+RTTS封隔器组成。

高温高压气井井下多级节流技术应用天然气节流是一个降温降压过程。

常规的地面节流技术，在节流前需用地面加热保温装置对天然气加热，提高气流温度，以免形成水合物堵塞。

然而井下节流是将节流器安装于油管内适当位置，实现井筒内节流降压，同时可以利用地热对节流后的低温天然气进行加热，从而达到降低节流后的压力，降低水合物生成温度，防止形成水合物堵塞，同时提高地面采气集输系统安全性，还可以达到节约地面管式水套炉设备和天然气消耗，减少站场建设，降低生产运行成本的作用。

在高温高压气井开采过程中，由于井口压力较高，通常采用地面多级节流降压保温生产，从而降低集气管线压力等级。

然而，由于地面作业空间小，尤其是海上平台空间有限，不便于安装地面多级节流装置。

另一方面，在天然气开采过程中井筒流体温度过高，井口各层套管环空密闭空间内流体温度和环空压力迅速增加，可能导致套管破裂或上顶井口；同时，如果环空保护液性能较差，就更加剧了油套管的应力腐蚀。

因此，在高温高压气井井底附近采用井下多级节流技术能够显著降低开采过程中整个井筒的流体温度和井口压力，从而能够有效降低油套管破坏、环空带压的风险，提高地面采气集输系统安全性。

目前，气井井下节流技术已经在四川、胜利、中原、新疆、长庆等气田的多口气井成功应用，具有较好的应用前景和推广价值。

然而，针对高温高压气井井下多级节流技术的研究还未见报导。

因此，开展高温高压井下多级节流技术研究具有一定的开创性和现实经济效益。

1井筒压力场的建立井筒中压力的分布直接影响着完井管柱的受力和变形分析，但是在井的整个生产过程中，压力场并不是一成不变的，其模型建立在如下假设之上：（1）气体在井筒中处于一维稳定流动；（2）垂向上仅有油管内流体换热；（3）在同一深度截面上，流体物性参数处处相等。

根据井筒内流体流动规律分析，流体总压力梯度由加速压力梯度、重力压力梯度和摩阻压力梯度三部分组成，即：⎛⎫⎛⎫⎛⎫=++ ⎪ ⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭⎝⎭a h fdp dp dp dp dz dz dz dz （1-1）其中，加速压力梯度：2()2ρυ⎛⎫=⎪⎝⎭adp d dz 重力压力梯度：cos ρθ⎛⎫= ⎪⎝⎭hdp gdz dz 摩阻压力梯度：22ρυ⎛⎫= ⎪⎝⎭fti dp fdz dz d 综合可得：22()cos 22ρυρυρθ=---tid dp gdz f dzd （1-2）式中：p —井筒内压力，MPa；ρ—油管内流体密度，g/cm 3；v —油管内流体速度，m/s；g —重力加速度，m/s 2；z —油管长度，m；θ—井斜角，︒；f —摩阻系数，无量纲；d ti —油管内径，m。

文件编号：TP-AR-L6026In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives.（示范文本）编制：_______________审核：_______________单位：_______________超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术正式样本超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术正式样本使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。

材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。

摘要：四川盆地元坝气田具有超深、高压、高温、高含酸性腐蚀气体的特点。

完井投产过程中，腐蚀条件恶劣，安全风险大，对管柱的材质、结构要求高；井筒条件限制，井筒净化作业的风险大、难度大；施工作业时间长，井控风险大；储层非均质性强，作业井段长，针对性改造难度大。

为此，通过对管柱结构、腐蚀机理的研究，选择了4C+4D镍基合金材质油管配合永久式完井封隔器的酸化—投产一体化管柱，满足了酸化、测试及安全投产的需要；通过管柱设计、水动力学的计算，结合工艺措施优化，形成的扫塞、超深小井眼通井工艺等井筒处理工艺技术，满足了井筒净化的需要，保证了投产管柱顺利到位；通过对高含硫气体在临界状态的分析计算，结合现场实践，形成了配套井控安全设备，短起下测油气上窜速度小于30m／h的井控安全工艺措施，保证了投产作业的井控安全；通过暂堵剂的研制和暂堵工艺的优化，形成了多级暂堵交替注入酸化工艺。

高温高压气井完井技术难点与对策摘要：近年来，在高温高压气井的研究，实施进入了一个新阶段。

高温高压气井具有高压力系数和高温度梯度的特点，对风险控制和现场安全生产至关重要。

高温高压气井的危险因素与其地质条件密切相关。

完井工艺使过程复杂化。

为此，本文分析了高温高压气井利应用中存在的困难，并提出了相应的解决方案。

关键词：高温高压气井；技术难点；操作策略高温高压气井已进入可持续发展阶段，但高温高压气井间腐蚀液体和气体的侵蚀仍存在困难。

整体而言，其地形复杂。

完井技术实际应用具有很高的风险和很高的投资。

高压水击的技术方案和方法适应项目工作环境，保证技术应用的完整性。

高温高压气井可供资源研究开发之用。

竣工质量决定了各地区资源的分配。

因此，重点关注制约因素，一步一步克服技术困难，使高温高压气井得到良好发展是很重要的。

一、高温高压气井完井技术现状其埋藏深，可能导致套管磨损和连接漏失。

此外，井筒的大多数气体具有侵略性和高度腐蚀性。

因此，防腐技术成本正在上升。

1.安全与经济之间的冲突。

高温高压气井特别是具有腐蚀介质的气井井，一直是安全风险高、事故高的中心问题。

如今，我国的高压井都很深，很难作业。

井下的金属设施由于物理或化学因素有些腐蚀。

更糟的是，资源产量下降，经济也没有实现。

此外，完井技术需要更好的工具和更好的技术材料，但较差的材料降低了气井的安全系数，而高质量的材料花费了大量资金。

这可能导致因地质问题而可能出现的生产力和投资延迟，从而导致投资风险。

2.连接漏失和工作困难之间的矛盾。

由于我国浅资源耗竭，高温高压气井深度通常约5000-8000米，造成井下复杂，压力高。

因此，管道和工具必须具有较高的差压。

由于“膨胀效应”效果的影响，管柱因温度升高或降低而变形，影响密封性能。

因此，在连接漏失。

如果封隔失效，可能会给当地带来巨大的压力。

因此需要进行合作多项作业，井下作业的时间没有设定，井筒的环境变化更大。

3.工具性能和现实之间的冲突。

智能井完井管柱优化设计作者：杨硕来源：《环球市场》2018年第15期摘要：智能完井技术是近十几年来发展起来的一项新技术。

该技术可以实时监测油藏动态变化，远程控制油气井的生产，实现无调整运行条件下油气威尔斯远程生产层的再分配，减少或消除TI。

MES的修复和调运作业，提高了对储层信息的认识，减少了储层地面质量严重异质性对生产的影响。

加快油气田生产效率，提高最终采收率。

关键词：智能井；完井管柱；优化设计智能井完井技术是石油工业中一项新的关键技术。

它涉及井下生产流体控制技术、井下信息监测与传感技术、井下数据传输与连通技术、地面数据采集、分析与反馈技术、智能完井优化等关键技术。

它具有收集、传输和分析井眼生产数据、储层数据和完井数据的能力，并能通过远程遥感控制井底设备，从而提高储层动态和生产动态。

不影响后期的生产及修井作业，减少了对套管和井筒的损害与污染，降低了作业费用与作业风险，节约了施工时间，延长了井筒寿命。

一、智能井完井井下管柱简介（一）井下控制系统井下控制系统用于井下设备的驱动。

主要采用液压、电液、电液组合（电控、液压驱动），液压成本低，组成比较简单，但功能比较好。

功率型成本高，功能比较齐全，但抗干扰能力相对较差；电液组合式结合了两者的优点。

井下控制系统通过地面设备传递控制指令，控制井下设备的运行，实现对井下下部流体的控制，达到优化调剖生产的目的。

（二）并下信息监测与传输系统井下信息监控传输系统主要是永久传感器（温度传感器、分布式温度压力传感器等）的放置。

通过监测设备，可以得到井下压力、温度、流量和流体组数据。

这些数据可以使管理者更好地了解油井和油藏，并使其及时。

更新储层模型。

电子传感器因其耐高温、高压、抗干扰能力差而被光纤传感器所取代。

（三）井下流体控制系统井下流体控制系统主要由2种井下流量控制装置（ICV和ICD）和封隔器组成。

ICV（流入控制装置）和ICD（流入控制阀）是智能井完井系统的核心设备。