海上延長測試過程鉆井隔水導管力學特性

羅勇

中海石油（中國）有限公司上海分公司

海上油氣開發具有高風險、高投入特點。延長測試已成為獲準儲層參數、準確評價油氣藏，并降低油氣田開發風險的重要手段。由于海況條件復雜，延長測試作業周期長，為了保證鉆井隔水導管及井口的安全，需要研究延長測試作業過程中鉆井隔水導管力學特性，為隔水導管設計以及施工過程中的安全控制提供理論依據。

國內外對于延長測試作業的研究主要集中在主要設備［1-2］以及地層參數獲取結果［3］方面。從典型的延長測試井井身結構特點入手，分析了延長測試作業中隔水導管受力情況，并建立了力學模型。利用有限元模擬軟件驗證了力學模型的準確性。通過理論計算值與現場實驗測量值對比分析，驗證了理論模型的準確性。

1 典型延長測試井井身結構特點

延長測試井一般采用3層套管結構，其中隔水導管是支撐井口載荷、保證井口穩定性的重要部分。延長測試井井口載荷與常規測試井不同，并在作業過程中有可能會遭遇惡劣天氣的影響。東海典型延長測試井井身結構如圖1所示。

圖1 典型延長測試井井身結構示意圖Fig.1 Sketch of typical casing program of extended well testing well

2 延長測試井井口載荷分析

在延長測試作業中，井口系統主要有如下作用：（1）承載井口載荷，保持井口穩定性；（2）將平臺井口和海底井口連接起來，引導鉆具進入井眼，并且隔絕海水；（3）在鉆柱外形成環形空間，從而在鉆進時循環鉆井液。

井口套管頭是套管與采油樹之間的重要連接件，下端與各層套管相連，上端與采油樹連接。套管頭的主要功能為在內外套管之間形成壓力密封的同時支承各層套管柱的大部分重量以及井口采油樹的重力。因此，井口載荷包括部分套管柱重力、采油樹重力以及其他井口設備重力。張緊器為井口提供舉升力，增加隔水導管穩定性（圖2）。

圖2 延長測試井井口設備示意圖Fig.2 Sketch of well equipment of extended well testing well

3 延長測試隔水導管力學模型

3.1 力學模型

根據以上分析可知，延長測試井井身結構和井口載荷與常規測試井不同，因此需要分析延長測試作業中隔水導管的力學特性，隔水導管受力分析如圖3所示。

圖3 海上延長測試隔水導管受力分析Fig.3 Stress analysis on the riser in the process of offshore extended well testing

由于井口坐掛在隔水導管上，對油氣井的井口穩定性研究實際上就是隔水導管的穩定性研究。隔水導管長細比大，其受力模型可近似看作一端鉸支、一端固支的梁模型［4］。為了便于理論分析與計算，對隔水導管進行如下假設：①隔水導管在自重和載荷作用下僅發生小變形；②隔水導管接頭與管身具有相同力學特性；③隔水導管上部受力即反映了井口的受力情況。

為建立隔水導管力學分析模型，設作用于隔水導管頂部載荷為Nt，彎矩為Mt，泥線以下支撐管柱的地基產生的連續分布力的反力為，其中頂部載荷Nt可表示為

式中，Nt為隔水導管頂部載荷，N；Wc為隔水導管自重，N；Wt為采油樹的重量，N；T為張力器提供的上提力，N。

隔水導管的受力如圖4所示。

圖4 隔水導管受力示意圖Fig.4 Schematic stress of riser

在管柱上取微元段dx，Q和M分別為管柱的剪力和彎矩，根據微元段的力矩平衡可得

即

因為上式中的Q為水平方向的剪力，在垂直于撓度曲線截面的法線方向上的剪力Qn為

由于一般情況下θ非常小，所以認為cosθ=1，sinθ=tanθ=dy/dx，則有

在水平方向，根據力的平衡關系可得

即

一般情況下可用p-y曲線法的割線模量Es和水平位移y的乘積替代地基反力，即

將式（9）代入式（8），可得

式中，EI為管柱抗彎剛度，N·m2；D為隔水導管外徑，m；Nt為隔水導管頂部載荷，N；p(x，y)為單位面積上的地基反力，對于泥線以上的管柱不受地基反力的作用，即p(x,y)=0，kPa；q(x)為單位長度上的分布載荷，N/m。

3.2 數值求解

將套管均勻分為n段，每段長度為h，從隔水導管頂部至底部依次編號為0，1，2，3，…，i，…，n，并在套管頂部和底部各添加兩端長為h的微段。在相鄰節點處，利用差分公式近似代替y的各階導數

將以上導數公式代入式（10）并簡化得到

其中

利用以上公式可計算出套管撓度數值解。根據套管撓度數值解可以得到，當隔水導管自由端長度增加時，隔水導管承受載荷面積增加，從而對隔水導管穩定性產生不利的影響；增加平臺舉升能力可減少作用于隔水導管頂部載荷，提高隔水導管穩定性。

4 應用實例

4.1 目標井位參數

以東海一口延長測試井為例，該井所在海域平均水深為90 m，井口平臺至水面的距離為20 m。依據工程實踐經驗，延長測試作業周期較長，因此選取10年一遇的海洋環境條件作為延長測試隔水導管強度校核條件。海洋環境條件如表1所示。

表1 延長測試井所在海域海洋環境條件Table 1 Marine environment in the sea area where the extended well testing well is located

4.2 隔水導管參數設計

根據該井所在海域海洋環境條件以及隔水導管自由端長度（110 m），設計隔水導管參數如下：材料為X52，直徑0.762 m，壁厚0.025 4 m，入泥深度為60 m。為了校核所設計隔水導管材料參數是否滿足作業要求，利用有限元模擬軟件ANSYS建立了延長測試鉆井隔水導管力學模型，并對模型施加環境載荷及約束，計算結果如圖5～圖7所示。

計算結果顯示，延長測試井隔水導管在10 a一遇極限載荷條件下最大等效應力出現在水面附件，此位置的隔水導管是延長測試作業管柱危險點。此危險點處的最大等效應力值為131 MPa，隔水導管材料的許用應力值為252 MPa，安全系數大于1.5（安全系數為1.92），因此該延長測試井作業期間的力學參數可以滿足作業要求。

4.3 現場驗證

為了驗證理論模型的準確性，該井隔水導管下入過程中在危險點處（水面附近）加裝了力學和位移傳感器，實時監測隔水導管危險點處力學特征和水平位移情況。該井在延長測試作業期間經歷了2次臺風，分別為：1#臺風，最大風速為42 m/s；2#臺風，最大風速為35 m/s。對比分析了2次臺風期間的隔水導管危險點處力學特征的理論計算值和實時監測值，對比結果如表2所示。

圖5 隔水導管等效應力云圖Fig.5 Cloud chart of equivalent stress of riser

圖6 隔水導管彎矩分布云圖Fig.6 Cloud chart of bending moment distribution of riser

圖7 隔水導管位移分布云圖Fig.7 Cloud chart of offset distribution of riser

表2 隔水導管實時監測結果Table 2 Real-time monitoring result of riser

根據監測結果可得，隔水導管在2次臺風期間的應力監測結果與理論值的吻合度為96%，位移監測結果與理論值的吻合度為97%，表明所建立的模型精度較高。

5 結論

（1）延長測試作業中海洋環境條件、隔水導管自由端長度、作業平臺井口舉升能力以及海底土性質是影響隔水導管穩定性的重要因素。

（2）延長測試作業中隔水導管最大等效應力和最大水平位移均出現在水面附近，表明此位置的隔水導管是延長測試作業管柱危險點。

（3）通過現場實時監測結果與理論值的對比分析可知，提出的計算模型精確度較高，可推廣應用至其他海域。