海上生产管柱优化设计论文

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1生产管柱受力分析

1.1轴向应力

生产管柱的轴向应力应该包括管柱的自重、井内钻井液的浮力、压力载荷、弯曲载荷、冲击载荷、温度载荷、管柱屈曲以及管柱摩阻等因素的共同作用。

1.2轴向应力弯曲载荷

当管柱发生弯曲时，由于狗腿度所产生的弯曲应力会产生附加的轴向力，计算中考虑了弯曲应力产生的附加轴向力的影响。

1.3三轴应力

当三轴应力超过屈服强度时，就会引起管柱屈服失效。三轴安全系数是材料屈服强度与三轴应力的比值，只是为了与单轴破坏准则（屈服强度）进行比较而设立的一个理论值。

2海上生产管柱结构设计实例分析

海上高温高压气井生产管柱需要满足气井全寿命周期内压力温度的变化，同时需重点分析高温高压气藏的应力敏感、井筒承压能力、现有海上施工工艺的成熟度、海洋作业环境以及后期修井措施等问题，确保施工作业的顺利进行、气井开发的安全高产。陆地高温高压气田常规射孔生产联作一趟下入的管柱形式能否满足海上气田生产和修井要求，还需进行进一步分析。以东方气田D2井为例，对一趟下入式和两趟下入式生产管柱分别进行了深入的分析。东方气田D2井的目的层为黄流组，压力因数1．50～1．93，地温梯度4．17℃／100m，完钻井深3358m，177．8mm（7in）尾管回接完井。

2.1井筒温度预测分析

利用Wellcat软件对洗井结束、开始生产、开始生产后关井、生产1a后、生产10a后这5种工况的井筒温度进行了预测和分析。由于地层与井筒和井筒内流体的传热作用，随着深度的增加，流体和井筒的温度是增加的，并最终趋向于井底的地层温度。开始生产时从井口到井底的温度变化是最小的，但是温度是最高的。生产10a后井口温度明显降低，这是由于长时间生产造成地层压力降低导致产量降低，并最终导致井口温度明显降低的显著原因。

2.2射孔生产联作一趟下入式生产管柱受力分析

D2井射孔联作一趟下入式生产管柱。基于以上5种工况下的井筒温度分布，利用Well－cat软件分别计算了初始状态、管柱下放、生产封隔器坐封、环空打压验封、过提、管柱内加压射孔、生产初期、稳定生产期、关井、油管掏空、油管泄漏等不同工况下生产管柱的受力情况。

2.3射孔生产联作两趟下入式生产管柱受力分析

考虑到气藏的高压特性和海上作业的安全风险，生产管柱若采用上部封隔器一道密封难以保证长期生产的井筒完整性，一旦封隔器密封失效，油套管环空连通，井筒全部充斥高压气，事故风险极高。所以，推荐D2井采用两趟下入式生产管柱，双封隔器坐封，形成两道环空屏障，保障井筒安全，管柱类型为射孔联作式生产管柱。第一趟管柱利用钻杆将射孔枪送入井底，送入到位后坐封顶部封隔器，脱手。第二趟下入生产管柱，下部插入密封，再投堵坐封生产封隔器，然后管柱内加压射孔。该管柱类型的主要特点是射孔管柱和生产管柱需要两趟下入工序，完井工期相对多，射孔作业后，射孔枪留在井内；但对于气井长期生产管柱设置双重密封，井筒安全更可靠。后期压力衰竭，上提上部生产管柱进行修井操作，简单易行。基于5种工况下的井筒温度分布，计算多种可能工况下生产管柱的受力情况。分析结果表明在各种工况条件下的生产管柱强度校核均可以满足设计要求。管柱内加压射孔工况下生产封隔器以上管柱受拉，以下生产管柱受压，两封隔器之间管柱受压最为严重，井口受拉最为严重。加压射孔时管柱强度安全系数大于临界安全系数，此时轴向安全系数为1．661，接近临界安全系数。因此在这一工况操作时，要严格注意封隔器有可能发生解封以及油管破坏的风险。

2.4环空密闭空间流体膨胀分析

D2井生产管柱上部采用油管携带式封隔器，下放至2651m；下部采用插入密封式封隔器，下放至2920m（两者之间相差269m）。这样出现了封隔器以上的油套环空和两个封隔器之间两个密闭区域。以下对环空密闭空间流体膨胀情况进行了分析。由环空密闭空间温度变化引起密闭压力变化结果：区域1（0～2651m），环形空间由于温度升高引起的圈闭压力为69．8MPa，可以在生产过程中通过井口放压控制压力；区域2（2651～2920m），密闭环空流体膨胀压力上升19．20MPa，通过强度校核，发现流体膨胀不会对油管及封隔器产生破坏。常规射孔生产联作一趟下入式管柱和两趟下入式生产管柱形式在不同工况条件下均能够满足海上气田开采要求，但考虑海上作业条件和风险承受能力，并结合后期井筒安全保障和修井作业难度，推荐海上高温高压气田采用射孔生产联作两趟下入式生产管柱。

3认识与建议

1）油管和井下工具应根据地层压力、流体性质及产能情况进行优化设计，满足井下温度和压力的要求，同时确保在高温高压的地质条件下满足生产的需要。在满足安全和工程需要前提下，高温高压气井尽量减少井下工具数量。

2）高温高压气藏采用生产射孔联作管柱，在采气井口安装到位后，管柱内加压射开地层，可以消除井筒作业过程中的井漏、喷、涌等风险，直接投产，减少了压井作业和诱喷程序。

3）由于海上严苛的作业条件、风险承受能力和后期修井操作难度，推荐采用射孔生产联作两趟下入式生产管柱，最大程度地保证高温高压气井的井筒完整性。生产管柱需要考虑井筒温度变化，分析多种工况下的受力情况，并进行强度校核，同时对于现场实际操作提前做出一定的警示作用。

作者：文敏 何保生 王平双 孙腾飞 曹砚峰 范志利 单位：中海油研究总院