石油管螺纹检测(下）
&& 二、对标准中的几个问题的讨论
1、关于紧密距（Stand-off） 关于紧密距（Stand-off） （1）定义 。GB/T
9定义比较合理,即在规定条 件下旋合的内外锥螺纹其规定测量点或面之间的轴向距离。 （2）正负号的确定
。钻具内螺纹检验时，塞规大端面凸出 台肩面为正号，反之为负号；油套管外螺纹检验时，管子小端 凸出环规小端面为负号，反之为正号。
（3）以前对P1值正负争执比较激烈，现在基本统一（有三
种观点）。 （4）凸出量与紧密距不能等同。长圆螺纹套管用短环规检验
时测量凸出量来间接控制紧密距，凸出量越长，紧密距越小。
&&& 观点 分类 量规 产品
观点1 凸 + ；凹 凸 + ；凹 观点2 凸 + ；凹 凸 - ；凹 + 观点3 凹 + ；凸 凹 + ；凸 -
（5）特殊规格短圆螺纹套管检验时紧密距要会确定公差范 围，否则会造成误判。 （6）不同钢级手紧紧密距牙数A不同，在确定紧密距范围
时尤其使用美国进口带刻线塞规时要注意区别。 （7）
短环规检验长圆螺纹套管时管端凸出量范围为（L1长L1短）-P1±1P。但选取L1长、L1短时要注意，这个公式交代的
不够清楚，如果改为：（L4长-L4短）-P1±1P,对L4长、L4短作 一解释，就不会出现
（8）关于钻具螺纹镀铜后紧密距范围的确定。API标准建议 在镀铜前测量，镀铜后协商解决。钻杆国外订货技术条件有规
定，见附表2，1：6和1：4范围不同，但与1990年中油物资装 备总公司与
外商谈判认可的技术条件有一些出入。 （9）紧密距出现分歧，用任一套合格的校对规仲裁。钻
具、油套管、抽油杆都是这么规定的。当然校对规也可能会出 现分歧，只要任一套合格校对规检验合格
就算合格。钻具、抽 油杆分歧比较多，前者公差范围小，后者无轴向补偿。 2、关于偏梯形套管三角形上扣标记
（1）目前对最小扭矩的控制位置仍不统一，有三种观点， 即分别将接箍端面上至三角
形底边内一螺距、外一螺距和底边 平齐，持第三种观点人数最多。
&&& （2）API
5B、5B1、5A5、5CT、5C1等标准都涉及到三角形 上扣标记。国内等同采用5B的标准、中译本对最小扭矩的控制位
置与API标准原意出现不一致。主要是翻译理解有偏差。新译本 总是参考
旧译本的译法，致使一错再错。 （3）API几个标准是一致的，5A5、5B1有关章节对扭矩验收 的规定已很明确，超出 ( N ?
A ) 范围可以拒收,现在主要是国家标准 GB/T 9和各种版本的5B中
译本对原文的表述不正确。 （4）原文本要表达的是距底边还差一个螺距，译文则译为进
入底边后一个螺距。主要原因是将固定搭配词组分开理解，意思 完全不同了。从操作方便性上也能判断最小机
（5）从现场观察国外进口偏梯形套管三角形上扣标记位置 看，接箍端面有在底边外的，有在底边内的，也有与底边平齐
的。可见国外生产厂对5B的理解是正确的，如果中译本理解是 正确的，那
么国外生产厂的控制就不合格了。当然，这种假设 是不可能的。 3 、几个螺纹术语的讨论 完整螺纹、全顶螺纹、有效螺纹。
完整螺纹是指齿顶、齿底均具有完全形状的螺纹。钻具、油套 管均要求在
第一完整螺纹至最后一完整螺纹（牙槽）之间测量 齿高、螺距、锥度。
全顶螺纹是齿顶指具有完全形状的螺纹，当然全底螺纹是齿 底具有完全形状的螺纹。5B标准LC原文指最小非全顶螺纹长度，
也就是平常所指的黑皮扣，但GB/T 9将LC译为完整 螺纹最小
长度。可见国标表达不准确。 有效螺纹对油套管指外螺纹根部牙底消失锥角起始点以前
的螺纹，L2即为有效螺纹长度；钻具内螺纹有效螺纹长度为 LBtmin，是指台肩面至最后一个完整螺纹深度非承载
牙侧与牙顶 交点测得的距离。
&&& 4 、量规磨损量的控制
（1）钻具螺纹工作规除满足配对、互换在15.875±0.100mm之 内,还要满足与初始值差值在 mm之内。这个条件很苛刻，第二条
件很难达到。毛刺多、时效变形等很容易超上
差，下限也容易超。 （2）油套管螺纹工作5B未作要求，标准里建议由各生产厂控制
掌握，新出版的国家计量技术规范JJF增加了磨损量的要 求主要参考校对规配对紧密距磨损量的要求，即
： +0.254～-0.508mm,10牙/吋的量规； +0.318～-0.495mm,≤8 5/8&P的8牙/吋量规；
+0.318～-0.635mm ＞9 5/8&P的8牙/吋量规。
这个磨损量其实也是比较保守的,JJG41-1996要求为±0.635mm 太严
。 （3）日本JFE试验结果表明使用1000次磨损0.1mm。
、累积螺距偏差与每寸螺距偏差 钻具、油套管均要求测量累积螺距偏差和每寸螺距偏差。当
每寸螺距偏差比较小，完整螺纹区间又较短（小于2寸）可以预测 累积螺距偏差也不会超差，一般可
不进行测量。 6、紧密距与单项参数的关系 、 单项参数包括螺距、齿高、锥度、牙侧角（牙型角），是螺
纹的基本要素。紧密距是一个综合参数，主要间接反映了螺纹作 用中径的大小，当单项参数
加工偏差越小、椭圆度越小，表面粗 糙度越小，比时紧密距更能精确反映螺纹作用中径的大小，也更 近似于单一中径。
一个合格的螺纹接头产品光靠检验紧密距是远远不够的，必须 同时将其它单项参数也进行控制。否则反映不了螺纹真实的连接啮
合质量。管子站修复螺纹只检验紧密距是一个较大的缺陷，存在严
重的质量隐患。紧密距可以通过车削台肩面来保证测量值在一定范 围，合格其实是一种假像。 7、螺纹量规与光滑锥度量规 、
在API标准里并没有规定螺纹检验可以借助于光滑锥度量规。光 滑锥度量
规是根据我国六、七十年代螺纹加工的水平，配套、辅助 螺纹量规进行加工、检验的。当时加工条件比较简陋，没有数控车
床，没有成型刀具、没有单项仪。现在一些钻具加工厂、油套管生 产厂都使
用数控车床、成型刀具、单项仪，锥度规已很少使用。
有些加工厂想用光滑锥度规取代螺纹量规，都没有成功，二 者没有相关性，对于一些大规格螺纹接头，紧密距检验的确很
费力气，也易拉伤螺纹表面。 管子站修复螺纹用光滑锥度规主要控制螺纹
锥度，实际是控 制螺纹的外锥或内锥。API对螺纹啮合位置处锥度即中径锥度规
定了公差，并用单项仪锥度规最佳测球测量中径锥度。内外锥 度与中径锥度很不一致。 8、对油田静水压试验的讨论 、
油田对油套管（主要是套管）到货后除进行无损检测、螺纹 和外观、几何尺寸检验外，有的单位还逐根进行静水压试验来
检验螺纹和管体的密封性能。据了解，这些试压线以螺纹堵头 密封形式为多，
个别单位改造或安装了新的试压线，采用径向 密封。
螺纹堵头密封存在的问题主要是堵头磨损量太大，螺纹参数很 难控制。用不合格的堵头检验合格的螺纹，加之扭矩又难以保证，
对试压结果的可靠性有较大的影响，容易误判。堵头上卸也容易 损
伤螺纹表面。 径向密封虽不损伤螺纹，其实是对工厂机紧端密封质量的考核 ，意义也不太大。工厂端的机紧状况可采取驻厂监督或由工厂提
供试压曲线，上扣扭矩·圈数曲线等形式来控制、保证，不
一定非 要重新试压，将螺纹参数按一定比例抽检，在井队作业时控制好 扭矩，选用优质丝扣油，是完全可以确保密封压力的。
三、螺纹常见外观缺陷
1、撕破（裂）：主要是齿侧、齿顶（圆螺纹）几何形状 （包括粗糙度）受到破坏。早期螺纹加工用单刀挑扣易造成撕
破，刀具钝、润滑不好等原因也容易造成撕破，一般呈鱼鳞状， 普遍存在螺
纹侧面；丝扣油里有杂质如砂子、扩丝戴上后也会 造成撕破；量规牙侧有积瘤，上规时也容易造成管子螺纹表面 撕破。
2、刀痕（颤纹）：齿顶、齿侧面因进刀量大，刀具跳动或 刀具磨损变钝造成的
。 3、磨痕：齿顶上磨得很光滑变成平顶，管子表面有缺陷如 裂纹，凹坑等经修磨后（壁厚允许修磨12.5%）,加工螺纹造成
三、螺纹常见外观缺陷
&&& 4、台肩：有两种形式
（1）圆螺纹公扣消失点后，由于管体不圆，偏心等造成的， 有的叫“白脖”，偏梯形因无L4规定，顺管子方向自由消失，所 以不出现台肩。
（2）齿顶上出现，大部分是由
于刀具磨损缺少一块造成的。 5、黑皮扣：圆扣外螺纹LC内不允许有；偏梯扣外螺纹LC内允 许有2扣，不超过1/4圆周。
6、切口：以前一般叫断扣，螺纹不连续。加工一般不会出 现，一般是外力作用
造成的（如拿凿子凿了一下）有时是管体缺 肉造成的，玻璃钢螺纹断扣不少，可能是汽泡造成的。
7、损伤：形状很多，出现在齿顶、齿侧。总的原则是几何 形状受到破坏。纵向、一条平的痕迹。机械损伤，护丝受外力冲
撞，卸下时可看见，有的是在搬运、运输过程中碰撞造成的。出 厂前对
发现的齿顶损伤，经修磨、未改变几何形状的可认为合格； 现场检验时对那些明显的螺纹顶部碰扁致使齿侧面产生明显凸出
物，会刮掉螺纹镀层的，判不合格。 8、粘扣：商检中很少发现，现场下井
操作因扭矩过大，错 扣、润滑不良，高速上扣等造成。材质软易粘，5B规定油管经四
次上卸扣不应出现粘扣；5C5规定油管九次上卸扣不粘扣，套管 二次上卸扣不粘扣。
9、畸形扣：奇形怪状的扣，商检中发现的比较少，如歪扭、 波纹、平扣、双顶扣等缺陷。歪扭、波纹是机床造成的。平扣， 双顶扣是刀具造成的。
10、锈蚀：主要是水压后未处理平净就涂抹上
丝扣油。 11、刀口状棱角：通常由于圆螺纹或偏梯形螺纹上的起始螺 纹在管子端面而不是在倒角上消失形成的螺纹牙顶薄尖的部分。
12、刃口：由于外倒角过小或内倒角面过斜造成的管端只有 锐边
没有端面。 13、无起始螺纹：螺纹在管端面消失。 14、内倒角不全或内外棱角边有毛刺：都判不合格。88年以
前5B对内倒角未作要求，88年以后才有箭头说明，要求倒角。
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石油套管重量计算公式
　　[(外径-壁厚)*壁厚]*0.02466=kg/米(每米的重量)
套管和油管用无缝钢管
美国API标准&：管线管 石油套管
2、石油套管
API SPEC 5CT-2001
油管用于油井中抽取石油或天燃气；
套管用作油气井的井壁。
主要生产钢管牌号
H40、J55、K55、N80、M65、L80、C90、T95、P110等
小口径钢管|机械加工用钢管|45#厚壁钢管|结构用无缝钢管|20G高压钢管|GB5310高压锅炉钢管|GB9948石油裂化无缝钢管
冷拔无缝钢管是用于机械结构、液压设备的尺寸精度高和表面光洁度好的精密冷拔无缝管。选用精密无缝管制造机械结构或液压设备等，可以大大节约机械加工工时，提高材料利用率，同时有利于提高产品质量。 　　& 冷拔钢管
若欲获得尺寸更小和质量更好的无缝管，必须采用冷轧、冷拔或者两者联合的方法。冷轧通常在二辊式轧机上进行，钢管在变断面圆孔槽和不动的锥形顶头所组成的环形孔型中轧制。冷拔通常在0.5～100T的单链式或双链式冷拔机上进行。 　　优质碳素结构钢冷拨无缝管，主要用10、20号钢制造，除保证化学成分和机械性能外要做水压试验，卷边、扩口、压扁等试验。 　　钢管重量计算公式:[(外径-壁厚)*壁厚]*0.02466=kg/米(每米的重量)
钢管尺寸及允许偏差 　　偏差等级 标准化外径允许偏差
D1 &1.5%，最小&0.75 mm
D2 &1.0%。最小&0.50 mm
D3 &0.75%．最小&0.30 mm
D4 &0.50%。最小&0.10 mm
　冷拔钢管重量公式：[(外径-壁厚)*壁厚]*0.02466=kg/米（每米的重量） 　　力学性能 　　 　　钢材力学性能是保证钢材最终使用性能（机械性能）的重要指标，它取决于钢的化学成分和热处理制度。在钢管标准中，根据不同的使用要求，规定了拉伸性能（抗拉强度、屈服强度或屈服点、伸长率）以及硬度、韧性指标，还有用户要求的高、低温性能等。 　　抗拉强度（&b） 　　试样在拉伸过程中，在拉断时所承受的力（Fb），除以试样原横截面积（So）所得的应力（&），称为抗拉强度（&b），单位为N/mm2（MPa）。它表示金属材料在拉力作用下抵抗破坏的能力。计算公式为： 　　式中：Fb--试样拉断时所承受的力，N（牛顿）； So--试样原始横截面积，mm2。 　　屈服点（&s） 　　具有屈服现象的金属材料，试样在拉伸过程中力不增加（保持恒定）仍能继续伸长时的应力，称屈服点。若力发生下降时，则应区分上、下屈服点。屈服点的单位为N/mm2（MPa）。 　　上屈服点（&su）：试样发生屈服而力首次下降前的应力； 下屈服点（&sl）：当不计初始瞬时效应时，屈服阶段中的最小应力。 　　屈服点的计算公式为： 　　式中：Fs--试样拉伸过程中屈服力（恒定），N（牛顿）So--试样原始横截面积，mm2。 　　断后伸长率（&） 　　在拉伸试验中，试样拉断后其标距所增加的长度与原标距长度的百分比，称为伸长率。以&表示，单位为%。计算公式为： 　　式中：L1--试样拉断后的标距长度，mm； L0--试样原始标距长度，mm。 　　断面收缩率（&） 　　在拉伸试验中，试样拉断后其缩径处横截面积的缩减量与原始横截面积的百分比，称为断面收缩率。以&表示，单位为%。计算公式如下： 　　式中：S0--试样原始横截面积，mm2； S1--试样拉断后缩径处的最少横截面积，mm2。 　　硬度指标 　　金属材料抵抗硬的物体压陷表面的能力，称为硬度。根据试验方法和适用范围不同，硬度又可分为布氏硬度、洛氏硬度、维氏硬度、肖氏硬度、显微硬度和高温硬度等。对于管材一般常用的有布氏、洛氏、维氏硬度三种。
&&&&& GB/T（结构用无缝钢管）。主要用于一般结构和机械结构。其代表材质（牌号）：碳素钢20、45号钢；合金钢Q345、20Cr、40Cr、20CrMo、30-35CrMo、42CrMo等。&
&&&&& GB/T（输送流体用无缝钢管）。主要用于工程及大型设备上输送流体管道。代表材质（牌号）为20、Q345等。&
&&&&& GB（低中压锅炉用无缝钢管）。主要用于工业锅炉及生活锅炉输送低中压流体的管道。代表材质为10、20号钢。&
&&&&& GB（高压锅炉用无缝钢管）。主要用于电站及核电站锅炉上耐高温、高压的输送流体集箱及管道。代表材质为20G、12Cr1MoVG、15CrMoG等。
&&&&& GB（船舶用碳钢和碳锰钢无缝钢管）。主要用于船舶锅炉及过热器用I、II级耐压管等。代表材质为360、410、460钢级等。&
&&&&& GB（高压化肥设备用无缝钢管）。主要用于化肥设备上输送高温高压流体管道。代表材质为20、16Mn、12CrMo、12Cr2Mo等。
&&&&& GB（石油裂化用无缝钢管）。主要用于石油冶炼厂的锅炉、热交换器及其输送流体管道。其代表材质为20、12CrMo、1Cr5Mo、1Cr19Ni11Nb等。&
&&&&& GB（气瓶用无缝钢管）。主要用于用于工程及大型设备上输送流体管道。其代表材质为37Mn、34Mn2V、35CrMo等
本公司以卓越的产品，一流的服务，合理的价格服务于广大客户。公司拥有富于开拓精神的领导和具有丰富实践经验的中高级技术骨干、大量的优秀人才、高素质的员工队伍。&顾客第一，信誉至上&是公司不懈的追求！公司以&永不满足、志在超越&的企业精神，以不断创新的新经济理念，不断创造新的辉煌。以优质的产品奉献当代社会，以满意的服务酬谢四海宾朋。本公司愿与国内外各界朋友密切合作，携手共创美好的明天!
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管片拼装椭圆度如何检测
管片拼装后对椭圆度的检查应怎么操作
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中国大型法律服务平台&高难度复杂井试油、完井工程问题分析及其对策西安石油大学试油与完井系统安全评价及控制技术课题组日前言高温高压（HPHT）井通常指井口压力大于70MPa（或井底压力大于105MPa）、井底温度大于150℃的井。与常规井相比，高温高压井钻井、试油、完井作业难度高、风险大，必须特别注意，否则，就会酿成重大事故。西安石油大学“试油完井安全评价与控制技术研究”课题组以油套管柱力学研究为核心，针对高温、高压、高产、高地应力、高井斜、高含砂、高酸性（含硫化氢、二氧化碳）、高井口压力、长裸眼、大跨距、高测试压差、低渗透、深井（统称高难度复杂井）试油、完井过程中出现的封隔器失封、管柱与工具破坏、井筒漏失、套管挤毁、油嘴与管汇刺漏、电缆断裂、测试失败等难题、事故，将地层、井筒、套管、井下工具、井下管柱、井口、地面管汇、油嘴、容器（分离器）作为一个（有流体流动的过程）系统，综合运用机械学、电子学、材料学、力学、数学、石油工程学等方面的理论知识、实验手段，基本搞清了替液、坐封、射孔、压裂、酸化、排液、开井、关井、压井等试油过程中，地层、井下工具、下井管柱、套管、井筒及地面管汇与设备在流体密度、液面高度、压力、温度、产量变化的动态情况下的力学性能与安全性，为试油、完井设计及施工参数控制提供了依据，避免了安全事故。项目研究与服务内容大致包括八个专题：（1）试油、完井井下工具力学分析；（2）试油、完井井下管柱力学分析；（3）试油、完井井下套管力学分析；（4）以套管磨损评价为基础的试油、完井井筒评价技术；（5）试油、完井系统压力分析；（6）试油、完井系统冲蚀分析；（7）试油、完井安全性分析及其控制技术；（8）安全试油、完井评估与控制系统的建立与应用。自2000年开始，以井下工具力学分析、井下管柱力学分析、井下套管力学分析技术为基础，集成为“试油、完井井下工具及油套管柱力学分析”技术进行单井技术服务，为柯深101（射孔底界6835米）、塔深1井（井深8400米）、克拉2气田（单井日产460万方，折日产4000吨原油）、迪那2气田（关井压力大于90MPa）、霍10井（泥浆密度高达2.65g/cm3）等我国陆上几乎所有高难度复杂井试油提供了技术支持，按照该技术指导施工的井没有一口发生管柱事故。本文集收集了该课题组近期部分研究成果，综述了高温高压深井试油、完井过程中出现的工程问题，进行了简要分析，给出了基本对策，供参考。因时间紧迫及认识所限，不足之处在所难免，欢迎来讯指正。西安石油大学机械工程学院教授固体力学博士窦益华029-（O）、、yhdou@目录高温高压深井试油、完井工程问题综述及其对策高温高压深井试油井口油管挤扁原因分析及其对策高温高压深井酸压封隔器失封原因及其对策射孔测试联作封隔器中心管损坏原因分析复杂井裸眼中测失利原因分析及改进措施研究高温高压深井射孔卡枪原因分析及其对策高温高压深井直读试井电缆断裂原因分析及其对策井下套管磨损深度及剩余强度分析高温高压深井试油井下管柱力学分析及其应用液压管钳扭矩检测标定仪现场测试实验报告高温高压深井试油、完井工程问题综述及其对策摘要简要介绍了我国陆上油田高温高压深井及其试油完井作业“高深联复”的特点；以套管为例，分析了高温高压深井及“高深联复”对试油完井工程安全性的影响；概要综述了我国高温高压深井完井试油过程中套管、下井管柱、封隔器等井下工具、直读试井电缆、地面管汇与油嘴所出现的问题及基于目前研究、认识所采取的措施；提出了解决上述问题应开展的研究与对策。引言高温高压（HPHT）井通常指井口压力大于70MPa（或井底压力大于105MPa）、井底温度大于150℃的井。与常规井相比，高温高压井钻井、试油、完井作业难度高、风险大，必须特别注意，否则，就会酿成重大事故。2000年以来，塔里木油田柯克亚、克拉2、迪那2、大北、克拉玛依油田准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜、西南油气田龙岗、九龙山、大庆油田徐家围子、吉林油田长深、大港油田歧口地区等一批井底温度达到（接近）150oC、井底压力达到（接近）105MPa、井深5000米左右的高温高压高产深井陆续进行试油、完井作业。在各方的努力下，绝大部分试油、完井作业顺利完成，同时也出现了一些工程问题。本文将简要综述上述问题现象，进行简要分析，据此提出建议。高温高压深井试油完井特点及其影响简析与传统的试井作业不同，为了精细勘探的要求，随着装备水平的提高和试油技术的进步，现代试油完井作业用一趟管柱要完成多项任务。国内高温高压深井试油的特点可归纳为“高深联复”。其特点及其影响简析如下：（1）“高”指高温、高压、高产、高地层压力系数、高地应力及其不均匀性、高生产压差、高储层改造压力。塔里木油田山前6000米左右的深井，井底温度在150oC左右，井底压力110MPa左右。准噶尔盆地南缘山前钻井泥浆密度高达2.5g/cm3以上。克拉2气田单井试气产量普遍在100万方/天以上，克拉2－7井达460万方/天。高压、高地层压力系数、高地应力及其不均匀性一方面使套管挤毁的风险加大；另一方面，导致井口开关井压力大。开井井口高温加热环空完井液，导致环空压力被动升高。被动升高的环空压力带来两个方面的风险，一致井口套管破裂；二会意外打开井下测试阀，致测试失败。高生产压差则加大了地层出砂和射孔段套管损坏的可能性。高储层改造压力有可能直接致射孔段套管破裂。破裂的射孔段套管承载能力进一步降低，压裂反排后期又可能致套管在外压下变形，甚至挤毁。准噶尔盆地南缘曾多次出现这种情况，如霍10井试油、压裂均正常完成，但井下管柱却被卡在封隔器以下的射孔段内。（2）“深”：指井深，一般在5000米～6000米左右，个别可达8400米（塔深1井）。深井需要下技术套管，后续钻进必然要磨损先期下入的技术套管，降低套管的强度，进而影响试油作业。对下井管柱来说，其受力和变形对温度、压力、流体密度、粘滞摩阻、油管与或井壁之间的库仑摩擦力等因素的敏感性增大。也就是说，管柱的温度效应、鼓胀效应和活塞效应导致的变形对管柱工作安全性的影响必须考虑。如6000米井管柱自重伸长是3000米井的4倍，而不是2倍。（3）“联”指射孔、测试、酸化、抽吸、气举、转采等多种作业两项或多项联作。由于多项工作联作，套管往往要经受“冰火两重天”的考验。以高压低渗井为例，测试排液后期下部套管承受很大的生产压差，其风险是挤毁；而该类深井往往要进行储层改造，此时，套管又反过来承受很大的内压，射孔段套管有破裂之虞。以测试酸化联作为例，大排量注入时，管柱因温度降低和内“鼓胀效应”而大幅缩短；反之，测试时因温度升高管柱又大幅伸长。因此，测试、酸化联作时，要合理的配置管柱、合理的确定坐封压缩距。压缩距不够，酸化时因管柱轴向缩短变形转化为轴向拉力，会影响封隔器密封性能，甚至引起封隔器移位失封；压缩距过大，测试产出时温度升高，管柱轴向伸长变形转化为轴向压力，既影响封隔器的密封性，又加剧下部管柱的螺旋弯曲。（4）“复”一指井身结构复杂，因为井深，往往要挂尾管；二指钻井过程中井下复杂多，既加大了套管的损伤，又给试油留下隐患；三指储层复杂且具有不确定性，既有高压高渗的储层，又有高压低渗的储层，而高压高渗与低压低渗对套管的影响及试油的准备是截然不同的；四指管柱尺寸复合，井下测试阀、安全阀、封隔器等工具组合复杂。高温高压深井试油完井井下套管风险简析如前所述，高温高压给井下套管、下井管柱及地面管汇、设备安全性带来一系列安全隐患。出于篇幅考虑，下面，以井下套管为例，简要分析高温高压带来的风险。图1是一口典型的高温高压深井井身结构及试油管柱示意图。不失一般性，封隔器坐在7?套管内对5?尾管井段进行测试（或坐套测裸）及必要的储层改造。针对与试油有关的7?和5?套管，根据以上分析，受试油套管影响最大的有四段：井口段A、封隔器以上B段、封隔器以下喇叭口以上C段、射孔段D。以上四段在替液、射孔、测试、抽汲、气举、储层改造等试油过程中所受的影响及其风险如表1所示。ABCD图1典型的高温高压深井井身结构及试油管柱示意图表1高温高压试油井下套管风险简析管段A风险环空加射孔、平衡井口压力、APR测试、井口温度升高致环空压力升高致其破裂B环空保护液密度过低致其挤毁若环空保护液密度大于对应井段钻井液，环空压力升高致其破裂C生产压差过大致其挤毁产层压力太高致其破裂高压低渗，井底回压低致其挤毁高压储层改造，致其破裂D射孔不当致其强度降低过多生产压差过大致其挤毁高压低渗，井底回压低致其挤毁高压储层改造，致其破裂控制生产压差回接套管，下移封位。小油嘴控制井口回压控制改造压力优化射孔控制生产压差小油嘴控制井口压力控制改造压力削减措施控制环空压力小油嘴控制产量、温度控制替液密度控制环空压力高温高压高产深井试油完井典型问题及其基本对策据不完全统计，高温高压深井试油、完井过程中，套管、下井管柱、封隔器等井下工具、直读试井电缆、地面管汇与油嘴都曾出现过问题，问题点、表现出的现象、大致原因与基本对策如表2所示。表2高温高压深井试油、完井工程问题统计问题点套管现象挤毁典型井YX1可能原因技术套管多处严重磨损，清水替浆，内外压差超过套管剩余强度窜漏LJ2磨损井下套管破裂，溶洞和张开裂缝发育地层很难用固住套管卡枪MU7射孔降低套管强度、不均地应力致套管变形，加之射孔孔眼毛刺油管井口挤毁井底挤毁塑性屈曲外壁磨损XS2DB3TZ50KS101油管在轴向拉力下抗挤强度降低油管轴向受拉，挤毁强度降低轴向压力及虚构力的合力过大管柱弯曲，高产流体引起低频振动，加之井眼弯曲，加剧磨损破裂KL203用粗牙卡瓦卡本体致使本体严重受损，强度降低、应力集中封隔器等井下工具中心管断裂跨隔失败KS101TZ62管柱所受轴向力、压力过大跨距及生产压差过大，致跨距间管柱、工具损坏失封DN3酸压后期井下温度降低太多，管柱缩短致轴力大于水力锚咬合力电缆油嘴套压升高在井口断裂刺漏TZ821KL205KL2-1KL203DB3冲击与横向载荷油嘴上下游压差太大封隔器设计失误油管被卡瓦“咬伤”，强度降低投球打压坐封附加轴向拉力，油管抗挤强度降低。DN2-8加强油管入井规范改变坐封方式，减小坐封压力优选管材、扣型、管柱组合、坐封方式与坐封参数、入井质量控制双级节流多级节流延时射孔、加厚中心管合理确定跨距、压差用无压痕管钳上扣综合考虑套管强度、产量优化射孔控制环空压力与反排速度控制环空压力控制轴向压力、控制泵压加强井筒评价对策由磨损评价确定完井液高温高压高产深井试油完井工程问题研究建议如上所述，高温高压深井试油、完井中出现了一些问题，其中有些问题已经基本得到解决，有些问题有待深入研究。根据对存在问题的分析，结合国内外技术发展现状，建议深入进行下列研究：（1）动态试油、完井管柱力学分析试油、完井包括下管柱、替液、射孔、酸压、排液、开关井等多个过程，在此过程中，井下管柱、套管处于动态载荷作用下，而目前的研究只考虑静态工序，因此，建议进行该项研究；同时进行试油完井管柱振动与减振分析，动态试油完井管柱力学仿真计算（软件）研究。（2）试油完井系统压力分析试油系统压力分析、预测是选择井口、井下工具等级，合理组合油嘴、分配压力、减轻（避免）冲蚀的依据，为此，建议进行：垂直多相管流分析、水平多相管流分析、多相节流分析。（3）完井工艺研究完井投产作业历来受重视程度不够，至今没有一个系统的研究项目，也没有全面完整的规范标准供采用。近几年，随着中石油天然气板块业务的快速发展，产能建设工作量增长迅速，而目前作业难度越来越大（高压气井、酸性气田、深井超深井、新工具新工艺越来越多）、安全环保的要求越来越高、出现的问题逐渐增多。大部分完井投产作业的设计、方案选择缺乏依据，仅凭国内外工具服务商的推荐选择“最好”的（也就是最贵的），缺乏自主技术；工具设备缺乏有效的检查实验措施；现场施工监督管理薄弱，质量控制体系不健全；等等。同时，由于研究和认识不够，各油田完井管柱不同程度的出现了一些问题。比如，因G3－125钢材太贵，西南油气田分公司在龙岗地区用31/2?×5.49mmG3-125油管完井，管柱壁厚是不是够？若干年后，强度够不够？为此，建议进行该项研究，以目前普遍存在的气井套压升高问题为突破口和切入点，先系统分析套压升高、井下管柱振动、磨损原因，同时广泛调研国内外高温高压气井完井工艺，对比、分析现有工艺的优缺点；再从管柱选材、扣型选择、封隔器及坐封方式选择、管柱（壁厚、管径）优化组合、完井液优选、现场操作规范、作业后评估等方面给出适合各油田工况的、性能/价格比好的完井工艺。参考文献[1]孙建成等.胜利油田郝科1井套管挤毁的启示.石油钻采工艺，）：21－27.[2]窦益华等.射孔测试联作封隔器中心管损坏原因分析.石油机械，)：113-115.[3]于会援等.深井超深井套管磨损机理及实验研究综述.石油矿场机械，）：4-7.[3]王建栋等.库1井超深高温高压测试技术探讨.石油钻探技术，）：12～14.[7]窦益华等.复杂井裸眼中测失利分析及改进措施研究.石油钻探技术，)：12-14.（备注：原载《石油机械》2008年第9期）高温高压深井试油井口油管挤扁原因分析及其对策摘要由于多种原因，高温高压深井试油过程中发生了多起上部油管在小于其抗挤强度情况下的挤扁事故。为此，首先进行了油管质量复查，排除了油管质量问题。然后，以XS井为例进行了井下油管受力分析。分析表明，高温高压深井试油井下油管在井口挤扁的主要原因为：井口油管在轴向拉力作用下抗外挤强度降低，温度效应引起的轴向附加力加大了井口油管所受的轴向拉力，进一步降低了井口油管抗挤强度。加强检测，杜绝“带伤”油管下井，根据计算施加合适的井口环空平衡压力，选择合适油嘴反排并控制反排压力与速度，杜绝敞喷，适时减小或卸掉环空压力，可以防止试油井下油管在井口挤扁。引言高温高压深井试油过程中下列情况下，常需在油套环空加压：开关井时井口油管压力超过其抗内压强度，需要在油套环空加压，以减小外内压差；APR测试时，为了操作井下开关阀，常在环空加压；射孔测试联作时，有时需要在环空加压以引爆射孔枪起爆器；稠油参稀，需从环空挤注稀油。由于多种原因，发生了多起井口上部油管挤毁事故。如2004年6月，XS2井用31/2"×6.45mmP105油管将封隔器坐封在井下3900米进行压裂，压裂后排液时，油管放压过快，而套压未及释放，井口油管被挤扁。2006年2月，LG15-18井将31/2"×6.45mmKO110油管下至5600米，用压裂车反挤稀油带出储层稠油，约20分钟后，井下传出一声巨响，采油树剧烈抖动。判断井内管柱断脱，起钻只起出22根油管，其余5400多米油管全部落井。如图1、图2、图3所示，起出的第22根油管除接箍及加厚部分外，管体部分全部被挤扁，其上的21根油管虽未被挤扁，但全部弯曲变形。图1LG15-18井第22根油管挤扁照片图2LG15-18井第22根油管挤扁断面图3LG15-18井上部油管弯曲形貌一般来说，石油管工程设计的基本思想是“上部抗拉、下部抗压”，并且XS2井和LG15-18井油管挤毁时环空压力远低于其抗外挤强度，那么，上述油管为什么会被挤扁呢？油管质量复查油管在小于其抗挤强度的情况下被挤扁，人们首先怀疑其质量有问题，为此，首先进行了油管质量复查。1.尺寸复查复查尺寸主要测量了油管直径（椭圆度）与壁厚，表1为部分壁厚复查结果。尺寸测量结果表明，油管壁厚符合标准要求。表1挤毁油管管体试样壁厚测定结果（摘录）壁厚/mm测点距端部距离/cm0度90度180度270度00480APISPEC5CT规定2.化学成分分析6.46.46.46.66.66.66.46.66.56.56.56.66.66.66.76.36.76.6≥5.486.56.66.56.26.66.5油管化学成分分析结果如表2所示，可见，其成分符合API标准规定[1-3]。表2挤扁化学成分分析结果（wt.%）元素含量API规定3.金相分析图4是管体材料金相组织500倍照片，分析表明，管体材料基本组织为回火索氏体，晶粒度8级，合格。C0.25/Si0.21/Mn1.28/P0.020≤0.030S0.009≤0.030Cr0.018/Mo0.039/Ni&0.001/图44.管体材料力学性能试验管体材料金相组织500×在管体上取19×50×300mm条形纵向拉伸试样、5×10×55mm夏比V型缺口纵向冲击试样和硬度试样。拉伸试验和硬度试验温度为室温，冲击试验温度为0℃。试验按照ASTMA370标准进行。力学性能试验结果见表3。表388.9mm×6.45mmP110油管材料力学性能试验结果项目拉伸试验（室温）抗拉强度/MPa试验结果工厂标准API5CT规定994≥862≥862758~965屈服强度/MPa伸长率/%18.7≥15.5≥1261.3平均值≥23平均值≥22.6；0℃冲击功/J硬度/HRC30.8//5.复合载荷挤毁试验为了了解挤毁油管的抗挤强度，参考APIRP5C5有关规定进行了复合载荷下的挤毁实验，所有施加的VME载荷按照APISPEC5CT规定的屈服强度值758MPa和最小壁厚5.64mm确定。试验在复合加载试验系统上进行，试验温度为室温，加压速率小于34MPa/min。复合挤毁试验结果如表4。可知，油管抗挤强度符合标准要求表4复合载荷挤毁试验结果试样编号123轴向力/KN抗挤强度/MPa抗挤强度/API规定值108..7893.291.170.981.271API标准规定/注：轴向力中正值表示轴向拉力，负值表示轴向压力。试油井下油管受力分析及其在井口挤毁原因分析根据油管质量复查结果，挤毁油管的质量没有问题，发生挤毁时外内压差也小于API标准规定的89MPa，那么，油管为什么会在井口挤毁呢？为此，以XS井为例进行了井下油管受力分析。图5所示为XS2井压裂井下管柱示意图，压裂时井口坐采油树。在完成井筒准备后，施工工序可概述为：下管柱?将油管内替换成压裂液?（井口释放悬重）坐封封隔器?（通过油管注入压裂液）压裂?开井排液。期间，为“平衡”井口油管内压，在环空加压。根据井下电子压力计记录，随着压裂液的注入，井底温度降低；排量越大，注入时间越长，温度降低越多。由于XS2井排量大、注入量多，推测井底温度会降低到地层静温（145度）的40％，即降低90度。根据管柱力学理论[]，井底温度降低，管柱轴向缩短。受井下水力锚和井口采油树的约束，受约束轴向缩短变形转化为轴向拉力。经查API规范，所给出的管材抗挤强度是指单纯在外压下的强度。而根据强度理论[4]，在轴向力作用下，管材的抗挤强度pocr（?z）为：pocr（???z）＝0.5(?pocr（1）?s?式中pocr为不受轴向力时管材的抗挤强度；?s－管材屈服强度；轴向应力。φ88.9mm外加厚油管安全接头水力锚封隔器φ73mm外加厚油管1根偏心托筒喷嘴图5徐深2井层压裂排液管柱示意图z－管子所受?由（1）式可见，在轴向拉力作用下，管材的抗挤强度降低。根据XS2井压裂施工记录，应用管柱力学理论[5]计算该井压裂井下管柱的有关数据如表5所示。由表可见，由于管柱自重及温度效应引起的轴向载荷使井口管柱的轴向应力达到385MPa，井口管柱的抗挤强度由87.2MPa降低到46MPa，因此，在大于此压力的环空“平衡”压力下，油管被挤扁。表5XS2井压裂井下管柱力学计算结果项目管柱在井下的浮重/KN温度效应/m温度效应引起的附加轴向拉力/KN井口管柱所受轴向力/KN井口管柱轴向应力/MPa不考虑轴向应力管材抗挤强度/MPa考虑轴向应力后管材抗挤强度/MPa计算结果结论与对策1.高温高压深井试油井下油管在井口挤扁原因：除管材本身质量及非防硫油管用于含硫井以外，主要原因为：井口油管在轴向拉力作用下抗外挤强度降低，温度效应引起的轴向附加力加大了井口油管所受的轴向拉力，进一步降低了井口油管抗挤强度。2.防止试油井下油管在挤扁的对策：加强检测，杜绝“带伤”油管下井；施加井口环空平衡压力时应进行必要计算；酸后反排时，应选择合适油嘴，控制反排压力与速度，杜绝敞喷，并适时减小或卸掉环空压力。参考资料[1]APISPEC5CT.SpecificationforCasingandTubing.7thed.Washigton(DC)，October2001.[2]APISPEC5B.SPECIFICATIONFORTHREADING，GAGING，ANDTHREADEDINSOECTIONOFCASING，TUBING，ANDLINEPIPETHREADS.15thed.Washington(DC);September2004.[3]APIBulletin5C2.BulletinonPerformancePropertiesofCasing，TubingandDrillpipe.21sted.WashingtonDC:API;October1999.[4]刘鸿文.材料力学.北京：高等教育出版社，[5]窦益华.高温高压深井试油井下管柱力学分析及其应用.钻采工艺，)：17-20.（备注：原载《钻采工艺》2009年第5期）高温高压深井酸压封隔器失封原因及其对策摘要高温高压深井压裂过程，特别是冬季大排量酸压过程中，封隔器时常在上下压差小于其额定工作压差时失封。为了寻找失封原因与对策，进行了酸压封隔器及管柱受力分析。分析表明，酸压后期，随大排量液体的注入，井底温度降低，管柱轴向缩短变形，转化为轴向力；随轴向拉力增加，封隔器承受下上压差的能力降低。当轴向力作用下的封隔器承压能力低于下上实际压差时，封隔器失封。水力锚爪强度不够、安装高度不一或套管热处理硬度太高、套管不圆度太大，也会降低封隔器的承压能力。除了从源头上提高套管质量、水力锚质量外，酸压过程中，特别是酸压后期应适时在环空加足够的平衡压力；必要时，应在设计管柱时加合适长度的伸缩管以防止酸压封隔器失封。引言高温高压深井压裂过程，特别是冬季大排量酸压过程中，时常发生封隔器失封现象。2008年1月迪那3井在对5315m～5335m7"套管封固井段进行酸压改造时发生环空窜漏。管柱结构如下大致如下：采油树+41/2"×9.65mm×1727m＋41/2"×8.56mm×"×9.525mm×96m+7″RTTS封隔器（封位≈5230米）+27/8"×5.51mm油管（＋射孔枪＋筛管）×100m。施工基本工序为：（在比重1.4g/cm3的有机盐完井液中）下射孔测试酸压联作管柱?正替1.06g/cm3的KCL溶液38m3?正转6圈，井口释放悬重150KN坐封RTTS封隔器?安装上钻台采油树?正打压49MPa，放压至34MPa突然降至15MPa射孔(射孔井段m，?排液、求产（累计排液3.48m3，未达要求）?酸化施工：高挤前置40m3，高挤主体酸37.7m3，高挤后置酸15.1m3，注入井筒总量:92.8m3，挤入地层总液量92.8m3，泵压57～70.5MPa，排量0.6～1.2m3/min，油套平衡压力18～21MPa。施工后期，套压异常升至31.4MPa，判断封隔器失封，停止酸压施工。2006年10月迪那204井采用类似管柱，在类似施工参数下酸压，酸压施工约半小时后，泵压75MPa，套压甚至49MPa，封隔器失封。2007年12月和2008年1月LG6井先后两次用31/2"油管将7"封隔器坐封在4300米左右进行酸化作业，两次都发生了套压上升、封隔器失封情况。上述酸压封隔器失封时，封隔器上下压差小于其额定工作压差，封隔器下井前在厂房进行了额定压差实验合格，那么，封隔器为什么还会失封呢？为了寻找答案与对策，进行了酸压封隔器及管柱受力分析。不失一般性，以RTTS封隔器＋采油树酸压为例进行分析。酸压过程中RTTS封隔器受力分析图1为典型的采油树＋RTTS封隔器管柱剖面图，卡瓦的作用是限制封隔器向下移动，水力锚的作用是限制封隔器向上位移。其工作过程为：管柱与封隔器下到预定坐封位置后，先上提、旋转管柱，卡瓦伸出卡在套管壁上，限制封隔器与管柱向下的位移；再释放悬重（下放压缩距），将封隔器胶筒“压开”，从而封隔油套环空。若管内压力小于环空压力，水力锚处于“收缩”状态；若管内压力大于环空压力，水力锚活塞启动，将水力锚“卡死”在套管壁上。图1典型采油树＋RTTS封隔器酸压管柱剖面图图2RTTS封隔器额定工作压差与轴向力关系曲线根据设计和实验，封隔器胶筒上应该始终保持一定的轴向压力（一般应大于3吨），才能使胶筒保持“压开”状态，起到封隔作用。图2是Halliburton公司提供RTTS封隔器额定工作压差与轴向力关系曲线。由图可见，随着封隔器所受轴向力的增大，其承受压差的能力降低；当轴向力超过一定限度后，RTTS封隔器将失封。为此，如图3所示，取RTTS封隔器隔离体，进行受力分析。可以看出，在酸压过程中，RTTS封隔器所受的轴向“上顶力”Fz为：11Fz??(dc2?d2)pi?(dc2?D2)po?F?（1）式中dc－套管内径；D－油管外径，d－油管内径，pi－管内压力，po－环空压力，Fδ－封隔器上部管柱所受的轴向力（由管柱力学计算提供）。利用（1）式得出不同工序下封隔器的受力，再对照图2，即可了解RTTS封隔器的“封隔”性能。据此，可以指导管柱组合、压缩距选择、环空平衡压力确定；对酸压管柱，可以指导伸缩管配置。图3RTTS封隔器受力分析示意图RTTS封隔器水力锚爪牙力学分析图4所示为DN3井酸压封隔器三组水力锚“爪”损坏照片，可以看出，水力锚爪已损坏，也失去了“锚定”功能，为此，对水力锚爪进行了力学分析。图4迪那3井酸压封隔器水力锚爪照片水力锚爪牙活塞套管图5水力锚爪咬入套管内壁示意图水力锚爪牙咬入套管内壁工况如图5所示。水力锚爪牙在活塞推力Fmr作用下，咬入套管内壁一定深度而实现锚定。根据锚爪工况分析，若锚爪所受轴向力过大，爪牙将可能出现剪切破坏。利用材料力学理论[1]，求得锚爪所受的剪切应力?m为：?m?2Fcos??m（2）式中?m－爪牙倾斜角（楔角）；n－水力锚爪个数；rm－锚爪柱半径。酸压封隔器管柱变形与受力分析举例为了实例了解酸压失封封隔器的受力，以DN3井酸压为例进行了分析。根据该井管柱结构及施工参数，进行了下钻、坐封、酸压工况下管柱载荷、轴向变形、应力分析和封隔器总体受力分析、水力锚爪力学分析。根据施工记录，计算“工况参数”如表1所示。表1工况井口温度/Co迪那3井S3－1射孔测试酸压联作工况参数表下钻完-.871.801.坐封-.871.801.酸压-.81.01.井底油压井口套压油压压力/MPa排量/mmin3井底套压管内流体密度/g/cm3管内流体粘度/mPa·s环空流体密度/g/cm3环空流体粘度/mPa·s1.管柱受力与变形分析应用管柱力学理论[2]，计算出各工况下管柱轴向变形和各种“效应”值如表2所示。由表可见，与坐封工况相比，在70MPa井口压力、1m3/min下酸压流动后期，管柱“缩短”2.98m。根据管柱结构，因井口和水力锚的限制，2.98米“缩短”变形转化为约336KN轴向拉力，减去坐封时井口释放的悬重150KN，封隔器实际所受轴向拉力216KN，折算为47619磅。由图2可见，轴向拉力大于40000磅后，RTTS封隔器已不能承受由下向上的压差，因此，封隔器不可避免的会失去密封性，导致套压升高。表2工况温度变形效应迪那3井酸压井下管柱轴向变形和“效应”值（m）坐封4.10酸压2.04-1.18轴力变形2.082.08效应0鼓胀变形0.26-0.67效应-0.93螺旋变形-0.010效应0.01综合变形6.413.3效应-2.98注：1.轴力效应=“活塞效应”；2.轴力变形=自重伸长+井口压缩距+活塞力引起的变形＋粘滞摩阻引起的变形；3.“效应”=坐封后各工况的总变形-坐封时的总变形2.封隔器及锚爪受力分析由（1）式，求得酸压时RTTS封隔器水力锚所受的轴向力为522KN。假设三组水力锚的6个锚爪均匀“咬入”套管一定深度，计算出水力锚爪的剪切应力如表3所示。经测定水力锚爪的抗剪强度约240MPa。由此可见，对该井来说，若水力锚能均匀的咬入套管50％以上，锚爪就不会被“崩断”。由此推断，该井水力锚爪没有均匀咬入套管50％以上。没能均匀咬入一定深度的可能原因为：（1）水力锚爪安装高度不一致；（2）套管太硬；（3）套管不“圆”表3水力锚爪均匀“咬入”套管不同深度时水力锚爪的剪切应力100%咬入137咬入50％274咬入33％400“咬入”深度/%剪切应力/MPa酸压封隔器失封原因及其对策1.酸压封隔器失封原因：酸压后期，随大排量液体的注入，井底温度降低，管柱轴向缩短变形，转化为轴向力；随轴向拉力增加，封隔器承受下上压差的能力降低。当轴向力作用下的封隔器承压能力低于下上实际压差时，封隔器将失封。水力锚爪强度不够、安装高度不一或套管热处理硬度太高、套管不圆度太大，也会降低封隔器的承压能力。2.防止酸压封隔器失封的对策：除了从源头上提高套管质量、水力锚质量外，酸压过程中，特别是酸压后期应适时在环空加足够的平衡压力；必要时，经计算，在设计管柱时应加合适长度的伸缩管。参考资料[1]刘鸿文.材料力学.北京：高等教育出版社，[2]窦益华.高温高压深井试油井下管柱力学分析及其应用.钻采工艺，)：17-20.（备注：原载《石油机械》2008年第9期）复杂井裸眼中测失利原因分析及改进措施研究摘要：针对裸眼中测存在的问题，指出裸眼中测必须满足的三个要求。在裸眼跨隔测试管柱力学分析、裸眼压缩式封隔器胶筒材质分析、力学分析及其改进研究、裸眼封隔器胶筒骨架材质分析、力学分析及其改进研究等三个专题研究的基础上，找到了裸眼中途测试失败、工具弯曲、封隔器胶筒掉井的主要原因，提出了裸眼测试工具选择、管柱组合、测试参数选择的指导性意见，提出以井下管柱与工具、封隔器胶筒、胶筒骨架强度安全为前提确定允许的最小测试压差。中途测试是一种重要的勘探试油手段，有利于早期发现，有利于提高勘探成功率。中途测试一般在裸眼井中进行，封隔器坐在裸眼井段，其工况比在套管井中要恶劣得多，因此，裸眼中测的风险较大。尤其在大井径、深井、大跨距、长裸眼（以下统称“复杂井”）条件下，裸眼中测常常失利。以塔里木油田塔中62井为例，日～9月13日在121/4″的井眼中进行了三次中途跨隔测试，上封隔器下深4060米，跨距15.9m～20.1m，支撑尾管长度约80米，测试压差15.76MPa～21.85MPa，先后三次测试都不同程度的发生了裸眼旁通、压力计托筒、筛管等井下工具弯曲、胶筒及胶筒骨架落井的情况。为此，有针对性的开展了裸眼跨隔测试管柱力学分析，裸眼测试压缩式封隔器胶筒材质分析、力学分析，裸眼测试封隔器胶筒骨架材质分析、力学分析，搞清了裸眼中途测试失败、工具弯曲及掉胶筒、掉胶筒骨架的原因，提出了裸眼测试工具选择、管柱组合与参数选择原则，提出了井径、跨距、测试压差、坐封载荷、支撑尾管长度等测试参数的匹配原则，提出了裸眼中测允许测试压差计算方法，进行了封隔器胶筒、胶筒骨架选材及结构的改进，提高了裸眼中测成功率。1裸眼中途测试成功要素分析及专题研究概述以图1所示裸眼支撑跨隔测试为例，结合塔中62井三次中测失败的教训，可以看出，要想测试成功，除了要求封隔器以上管柱与工具不能损坏外，工程上必须满足下列三点：（1）坐封载荷必须足够大，要将封隔器胶筒“压开”，并有一定的“压实度”，以封隔管柱与井眼之间的环空。但是，坐封载荷及测试压差形成的活塞力作用在胶筒上所产生的应力应小于胶筒的破断强度；否则，胶筒会损坏落井。（2）坐封载荷及测试压差形成的活塞力作用在封隔器胶筒骨架上所产生的应力应小于胶筒骨架的破断强度。否则，胶筒骨架会损坏落井。（3）在坐封载荷及测试压差形成的活塞力作用下跨距间管柱会弯曲，产生附加弯矩，但轴向力、附加弯矩及内外流体压力所产生的应力应小于跨距间管柱与裸眼旁通、筛管、压力计托筒等井下工具材料的屈服强度，否则，将管柱、工具将产生塑性弯曲。图1跨隔段管柱半波屈曲示意图根据上述分析，要解决裸眼中测存在的问题，必须从内内因、外因两个方面着手，内因即提高封隔器等井下工具的性能，外因即合理组合管柱与下井工具，并在管柱、封隔器等井下工具的强度安全前提下确定压差与跨距等施工参数。为此，开展了下列三个专题研究：（1）裸眼跨隔测试管柱力学分析因为经典的无限长管柱力学理论不再适用于两端受到封隔器约束的有限长跨隔段管柱，因此，用微元体分析法和能量法对跨隔管柱的弯曲行为重新进行分析。分析表明，在井眼和封隔器的约束下，跨隔管柱有三种屈曲构型：一个半波弯曲、两个半波弯曲和螺旋弯曲。求得了三个弯曲临界载荷，求得了跨距间管柱挠度、弯矩及应力计算公式。据此，可以计算跨距间管柱、工具的强度或由跨距间管柱及工具强度所允许测试压差?pgz。（2）裸眼压缩式封隔器胶筒材质分析、力学分析及其改进研究检验了现用裸眼压缩封隔器胶筒的理化性能，有针对性地改良了胶筒材质及成型工艺。实验表明，现用丁睛橡胶制作的、用裹胶方式模压成形的胶筒拉伸强度与扯断伸长率达不到标准要求；用改进氟橡胶制作、用注胶方式模压成型的胶筒各项指标都高于标准要求，好于现用裹胶方式制作的胶筒。进行了掉井概率最高的压缩式封隔器胶筒的变形与应力分析，据此，可以分析胶筒强度，可以计算以胶筒强度安全为条件的允许测试压差?pjt。（3）裸眼封隔器胶筒骨架材质分析、力学分析及其改进研究进行了压缩式裸眼测试封隔器胶筒骨架材质分析、有限元应力分析和材料力学分析，搞清了胶筒骨架损坏、掉井的主要原因，提出了胶筒骨架选材及结构改进意见，以胶筒骨架强度安全为前提提出了裸眼中测允许测试压差?pgj通过上述三个专题研究，搞清了复杂井眼条件下中途测试失败及工具弯曲、掉胶筒、掉胶筒骨架的原因，提出了裸眼测试工具选择、管柱组合、测试参数（井径、跨距、支撑尾管长度、测试压差、坐封载荷）与工艺选择、工具零件选材及改进设计的指导性意见，指出了裸眼中测允许测试压差为min(?pgz,?pjt,?pgj)。由于篇幅所限，上述三个专题将另文阐述。本文基于上述三个专题研究成果，侧重以塔中62井为例介绍裸眼中测失利原因，然后简要介绍改进措施。2塔中62井裸眼中测失利原因分析塔中62是塔里木油田的一口预探井，121/4"钻头钻至井深4160m，裸眼段长3363m。根据勘探需要，日开始在121/4″的井眼中进行支撑中途跨隔测试，第一次测试上封隔器下深4052m，支撑尾管长度约80m，跨距19m，测试压差21.85MPa。测试结束，管柱出井后发现下跨距间旁通与压力计托筒弯曲报废，上胶筒掉1/3块，下胶筒掉一长方形小块，骨架全部落井，测试失败。因此，将压差减至17.92MPa重新施工了一次，管柱出井后发现下胶筒及其骨架全部落井，测试再次失败。第三次，将压差再减至15.76MPa又施工了一次，管柱出井后发现下旁通弯曲报废、上胶筒全部落井、1/2下胶筒掉及骨架全部落井，测试又未成功。图2、图3、图4、图5分别为弯曲裸眼旁通、弯曲机压托筒、损坏封隔器、损坏胶筒骨架实物照片。图2弯曲裸眼旁通实物照片图3弯曲机压托筒实物照片图4损坏封隔器实物照片图5损坏胶筒骨架实物照片根据跨隔管柱力学分析、封隔器胶筒力学分析、胶筒骨架力学分析提供的算法进行计算，发现三次测试跨距间管柱都发生了严重的螺旋弯曲，据此计算了裸眼旁通细脖子处及压力计托筒和胶筒骨架应力，计算结果如表1、表2所示。由表可见，三次测试过程中，裸眼旁通和胶筒骨架的工作应力都超过了其制造材料的屈服强度，因此，不可避免的会损坏。裸眼旁通的材料为42CrMoV，韧性较好，因此，虽已弯曲但并未断裂。封隔器胶筒骨架材料为球墨铸铁，其抗压强度极限300MPa左右，因材料脆性大，一旦损坏即破碎，造成骨架本身及封隔器胶筒落井。表1测试序号123裸眼旁通“细脖子”轴向应力、弯曲应力和合成应力轴向压应力/MPa弯曲应力/MPa合成应力/MPa]表2测试序号123胶筒骨架轴向应力和剪切应力轴向应力/MPa剪切应力/MPa3裸眼中测失败原因概述根据裸眼跨隔测试管柱力学分析，裸眼测试压缩式封隔器胶筒材质分析、力学分析，裸眼测试封隔器胶筒骨架材质分析、力学分析及上述对塔中62井跨隔测试失败原因的分析，综合工具制造、现场使用、力学计算，可以将裸眼中途测试失败、工具弯曲、封隔器胶筒掉井的主要原因为下列几点：(1)工具制造原因管内目前所用裸眼中测工具多系根据上世纪80年代从美国江斯顿（Johnston））引进的工具仿制而成。测绘、仿制仅测得“大”尺寸，而对应力集中影响较大的细微尺寸（倒角、圆弧）没有测绘，零件选材、热处理也不好。(2)管串配置原因按江斯顿测试工具的设计初衷，如表3所示，应根据裸眼井径选择相应的封隔器及胶筒、金属环、通径规等配件。因使用概率较低，大尺寸工具准备较少，大井径裸眼中测常被迫使用小尺寸的工具，易造成事故。(3)胶筒原因根据检验，现用裸眼封隔器胶筒的拉伸强度与扯断伸长率皆达不到标准要求。而且现用胶筒系采用裹胶方式模压成形。由于加热温度、压力以及胶料材质等原因，胶料的粘结力较差，易压裂、扯断。(4)胶筒骨架原因根据检验，现用胶筒骨架材料为球墨铸铁，与胶料的粘接性差，致使胶筒受压后易脱落，不宜在大井径、高测试压差下用MFE进行中途测试。（5）施工原因根据三个专题研究的成果，测试压差必须控制在跨距间管柱与工具、封隔器胶筒、胶筒骨架所允许的最小测试压差内，才能确保施工安全，但由于缺少理论与技术支持，目前，测试压差多由地质设计提出，根据经验作一点调整，达不到定量水平，成功与失败皆无把握。4裸眼中途测试设计选择原则与安全施工界限确定方法根据前述裸眼中途测试管柱力学分析、封隔器胶筒力学分析、胶筒骨架有限元分析、跨距间管柱安全性分析，确定了裸眼中测的设计原则与安全施工界限确定办法。以工况最复杂的裸眼支撑跨隔测试为例，其设计与施工的原则是：（1）根据表3选择合适的裸眼封隔器、旁通、压力计托筒、筛管，组合好管柱，特别是跨距间管柱与工具；跨距间和安封以下，尽量不要设置刚度较低的工具。直径小或直径虽大，但壁厚薄的工具，其刚度较低。（2）进行必要的计算，确定安全施工界限（坐封力与测试压差）。确定的方法与原则是：支撑段、跨隔段和封隔器以上段管柱及工具在开井、关井等工况下工作应力小于材料屈服强度，并有1.25左右的安全系数。表3江斯顿推荐的裸眼中测工具组合裸眼井径裸眼封隔器裸眼旁通压力计托筒安全密封筛管转换接头121/4"85/8"53/4"53/4"7"53/4"420×41081/2"65/8"5"47/8"6"43/4"320×32165/8"43/4"43/4"37/8"5"33/4"320×321允许测试压差安全区跨距图6跨隔测试跨距－测试压差安全界限示意图（3）在安全施工界限范围内施工，对于支柱式跨隔测试，当井径一定时，如图6所示，可以作出跨距－测试压差安全施工界限图。（4）如果压差及压差形成的活塞力以缓慢的方式作用到封隔器上，将减轻其对封隔器胶筒骨架的冲击。而目前所用铸铁制造的封隔器胶筒骨架恰恰怕冲击载荷。为此，必要时，可以通过液氮助排或井口憋压再缓慢放压的方法来建立所需的测试压差。5复杂井裸眼中测工艺改进举例根据本文研究所提出的裸眼中途测试设计原则与安全施工界限确定方法选择工具、组合管柱、定量计算允许测试压差等施工参数，指导了塔中75井、塔中721井、塔中242井、轮南631等复杂井的中测施工，测试成功且没有发生封隔器落井、工具损坏事故。在此，以塔中75井裸眼中测为例予以说明。该井121/4″钻头钻进至3839m，初步计划在3702m～3719m裸眼段进行跨隔测试，跨距10～20m，地质设计要求测试压差15～20MPa。根据现场钻具准备情况、井身结构、跨距和管柱力学计算，就工具配置、测试压差选择等问题进行了如下改进：（1）井下工具选择及管串配置根据表4，确定该井封隔器、旁通、筛管、压力计托筒等的配置为：下封85/8″裸眼封隔器、大于111/4″的裸眼胶筒、上封7″安全密封封隔器、53/4″重型筛管、53/4″压力计托筒、53/4″裸眼旁通。（2）支撑尾管配置下封以下支撑尾管长度约112米，为了提高其刚度以改善下封隔器的工作条件，将现场所有的9″和8″钻铤作为尾管使用。（3）上封隔器上部管柱选择为了提高上封隔器上部管柱的抗弯刚度，提高钻压传递效率，改善封隔器工作条件，紧接于上封隔器上部的管柱选择6″钻铤或加重钻杆。（4）坐封力选择为了在上封隔器剪销剪断以前，给下封隔器足够的坐封力，计算上封隔器剪销的剪断力应大于100KN，井口总的释放悬重应在160～190KN左右＋尾管重量。否则，测试过程中，当下封隔器下部的压力恢复到地层压力后，在下压差作用下，下封有可能会发生渗漏。（5）测试压差选择采用上述管串配置，计算允许测试压差15MPa。6结论（1）裸眼中途测试除要求封隔器以上管柱与工具安全外，工程上还必须满足三个要求：坐封载荷必须将封隔器胶筒“压开”，并有一定的“压实度”；封隔器胶筒、胶筒骨架的工作应力应小于胶筒及胶筒骨架的破断强度；跨距间管柱与裸眼旁通、筛管、压力计托筒等井下工具的工作应力应小于各自材料的屈服强度。（2）针对裸眼中测失利的情况，进行裸眼跨隔测试管柱力学分析、裸眼压缩式封隔器胶筒材质分析、力学分析及其改进研究、裸眼封隔器胶筒骨架材质分析、力学分析及其改进研究等三个专题的研究，提出了裸眼测试工具选择、管柱组合、测试参数与工艺选择、工具零件选材及改进设计的指导性意见，提出了裸眼中测允许测试压差计算方法。（3）以塔中62井中测失败为背景，综合工具制造、现场使用、力学计算，找到了裸眼中途测试失败、工具弯曲、封隔器胶筒掉井的主要原因有工具制造、管串配置、胶筒、胶筒骨架、施工等五方面原因。（4）测试压差必须控制在井下管柱与工具、封隔器胶筒、胶筒骨架所允许的最小测试压差内，才能确保施工安全。对于跨隔测试，当井径一定时，可以作出跨距－测试压差安全施工界限图。参考文献[1]《试井手册》编写组.试井手册下册[M].北京:石油工业出版社，－368.[2]《试油监督》编写组.试油监督上册[M].北京:石油工业出版社，9.（备注：原载《石油钻探技术》2007年第4期）高温高压深井射孔卡枪原因分析及其对策摘要射孔测试（完井）联作不时发生卡枪卡钻事故。为寻找卡枪原因与对策，进行了定性分析与定量计算。针对射孔套管剩余强度研究的不足，用实物实验测得了射孔孔边的应力集中系数；考虑此应力集中系数，得到了修正的射孔套管剩余强度计算方法。分析表明，井筒准备不充分、井壁泥饼及环空完井液沉砂或固相颗粒析出埋卡封隔器、封隔器胶筒或水力锚不能缩回、地层出砂砂卡封隔器以下射孔枪、射孔炸枪、射孔套管剩余强度低于生产压差是射孔卡枪的主要原因。精心做好井筒准备、精心保养封隔器、加强储层出砂预测、钻井预留足够容积的“口袋”、在确保射孔套管强度的前提下确定生产压差可以避免射孔卡枪。引言如图1所示，现代高温高压深井试油完井往往采用射孔测试（完井）联作，以避免工程风险，提高工作成效。然而，现场作业过程中，经常出现这样的情况，射孔、测试正常，地面也取得了预计的参数，然而，试油结束，压井后起管柱时缺起不了管柱。被迫倒扣或切割油管起出上部油管后发现，封隔器及其以下射孔枪的射孔枪串作为“落鱼”被卡在井下。图1典型的高温高压深井身结构及试油管柱示意图射孔卡枪原因定性分析由图1定性地分析，射孔后卡枪卡钻的原因有以下几点：1.井筒准备不够高温高压深井在钻井转试油接井后，正式下射孔测试联作管柱前需进行井筒准备，包括铣喇叭口、刮管、通井、调整泥浆。与钻井时井筒内始终保持循环不同，如果井壁上的泥饼没有刮干净，因试油过程中环空完井液静止不动，泥饼会掉落。若泥饼较多，会“埋”封隔器而造成卡枪卡钻。同样的，若高密度完井液中的固相颗粒或有机盐析出，也会埋封隔器。2.封隔器胶筒或水力锚不能收缩如果封隔器胶筒不能收缩，会造成上提管柱困难，偶而也会卡钻。较为严重的是水力锚不能收缩，此时，必然会卡枪卡钻。水力锚不能收缩的原因除了其自身的原因外，其中一个重要的原因是环空完井液中的固相颗粒堵塞了水力锚活塞，使其不能灵活运动。3.地层出砂试油设计时一般会进行出砂预测，据此控制测试压差。然而，由于预测误差及井下的不确定性，储层岩会出砂。一般来说，砂粒会随着油气被带到地面。不过，若砂粒过大或产量不够，砂粒就会沉到井底。若封隔器以下的“口袋”不够大，沉砂就会将封隔器以下的射孔枪卡住。4.射孔炸枪图2所示为某些从井下起出的射孔枪，由图可见，由于射孔枪材质或射孔弹爆燃等原因，射孔枪上的孔眼“外翻”形成“毛刺”。可以想象，射孔段套管上也难免有毛刺。一般来说，高温高压深井尾管直径较小，壁厚较大，内径就小。深探井射孔一般都追求深穿透，多选用威力大的射孔弹，射孔枪直径相应较大，与尾管内壁的间隙较小；射孔毛刺翻起的高度大，加大了射孔卡枪卡钻的概率。图2射孔枪炸枪照片5.射孔段套管强度降低，地层压力挤扁套管射孔套管剩余强度分析是一个公认的问题[1－5]，钻井设计往往只考虑钻井需要，没有考虑后续射孔作业对套管强度的影响。因此，若射孔后套管强度低于地层压差，套管变形缩径也会卡枪。射孔孔边应力集中及射孔套管剩余强度分析1.概述上述射孔卡枪的原因中，前四个原因都属定性原因。至于射孔套管强度降低致使套管变形卡枪，是可以验证的。然而，根据目前国内外公开发表的文献[1-5]，无论是理论推导的公式，还是有限元模拟结果，还是实验结果，目前国内常用的16孔/米，甚至39孔/米孔密，30度、45度、60度、90度、120度相位角射孔参数下，射孔套管强度最多降低10％左右。按此计算，目前射孔测试联作发生卡枪，且可以排除井筒准备、地层出砂、射孔炸枪、水力锚不能收缩的井，射孔段套管的剩余强度都比其承受的压差高，且有1.5以上的安全系数。那么，为什么还会卡枪呢？对目前国内外射孔套管剩余强度分析的文献仔细研究后发现，上述文献都只考虑了射孔对套管承载截面（惯性矩）的削弱，而深入分析射孔孔边应力集中及其对套管剩余强度的影响。其中的主要原因在于，射孔套管孔边应力集中及其剩余抗挤强度分析是一个非线性问题，很难得到解析解，更难用实验验证。为此，用目前国内常用的枪弹组合在常用的51/2"×9.17N80套管上，打出7种孔密、孔径、相位角的试样套管，通过巧妙布片，在西安管材所的实物实验机上测得了射孔孔边的应力集中系数。考虑射孔孔边应力集中系数后，重新推导，得出射孔套管剩余强度计算公式与方法。可以发现，与传统文献结果不同，考虑射孔孔边应力集中系数后，射孔套管剩余强度随孔密增加降低很多。2.射孔套管孔边应力集中系数实验实验所用试样由标称51/2"×9.17N80API套管制作而成，如图3所示将一根约10米长的套管切割为7根试样套管，然后在实验井中用常用的射孔枪弹组合，以不同相位角（45、60、90）和不同孔密（8孔/米、12孔/米、16孔/米、20孔/米）射孔，得到试样套管。可以看出，以合格的枪、弹，在合格的套管上射出的孔眼很“规整”，几乎没有外翻的毛刺，孔边也没有明显的裂纹。000图3试样射孔套管实验在中国石油天然气集团公司西安管材研究所的全尺寸套管实验机上进行。贴片方案如图4所示，贴于三角形三条边中点的应变片7、8、9测相邻两孔之间的应力、三角形中心的片10测管体应力。因射孔孔边有毛刺，加之技术原因，目前实验应力检测技术还不可能将应变片完全贴在孔沿，因此，沿套管轴向和沿环向，离孔边间隔一定距离各贴三片1、2、3和4、5、6测得三个位置处的应变、应力值，然后用拟合方法外推孔边的集中应力，再与其它应变片测得的管体应力相比，得到孔眼周围的应力集中系数。如表1所示，实际做了三个试样，每个试样从小到大依次加载8个载荷，测得每个载荷下的应变、应力和应力集中系数值，除个别点以外，应力集中系数具有良好的重复性。表2为实测的三个试样套管环向和纵向应力集中系数。由表2可见：（1）环向和纵向应力集中系数几乎相等，均等于1.30左右，此值可供计算射孔套管剩余强度参考；（2）孔径、孔密和相位角对射孔套管孔边应力集中系数几乎没有影响；（3）射孔孔边应力集中系数小于经典公式的计算值3.0。表1试样套管实测几何参数试样号TG-1TG-2TG-3管径/mm145..22壁厚/mm9.178.849.12孔径/mm11.928.2710.47孔密/孔／m2088相位/?609060表2试样TG-1TG-2TG-3实测孔边应力集中系数平均值K环向平均值K轴向平均值1.331.281.271.281.261.33图4射孔套管孔边应力集中系数测试贴片方案3.考虑孔边应力集中后射孔套管剩余强度计算方法通过实验，得出射孔套管孔边的应力集中系数后，应用弹性力学方法、结构稳定性理论、应力集中理论、断裂力学理论，结合有限元法和实物试验修正，得出了射孔套管剩余抗挤能力系数ksy计算公式。以90度角螺旋部孔套管为例：ksy?(?)(ksypocrD??st)1???????4?sin(4)??s?syocr??1?????4（1）其中，pocr?2?s(D/t?1)（未射孔套管屈服抗挤强度），Pa；l—孔距，m；?—Dt?射孔孔眼孔径，m；t—套管壁厚，m；D—套管外径，m；?s—管材屈服强度，Pa；E—管材弹性模量，Pa；E'—管材塑性强化模量，Pa；?4—与射孔孔边应力集中系数有关的修正系数，无因次。由（1）式得出的90度相位角、12.7mm孔眼直径的51/2"×7.72mmN80套管的剩余抗挤强度如表3所示。由表可见，按照传统的射孔套管剩余强度分析理论[3]，即使孔密达到39孔/米，套管仍有90％左右的剩余抗挤强度。而考虑射孔孔边应力集中系数修正后，8孔/米孔密射孔套管只有86％左右的剩余抗挤强度。表3考虑孔边应力集中后射孔套管剩余抗挤强度孔密/孔/米剩余抗挤强度系数0.70.结论与对策1.射孔高温高压深井射孔卡枪原因：（1）井筒准备不充分，井壁泥饼及环空完井液沉砂或固相颗粒析出埋卡封隔器。（2）封隔器胶筒或水力锚不能缩回。（3）出砂预测不准或生产压差控制控制不当，地层出砂，砂卡封隔器以下的射孔枪。（4）射孔炸枪。（5）对射孔套管剩余强度估计不足，生产压差过大，射孔段套管变形。2.对策：（1）精心做好井筒准备，调整完井液，防止泥饼脱落，防止有机盐完井液析出固相颗粒。（2）精心保养封隔器，确保水力锚活塞能灵活运动。（3）加强储层出砂预测，并将生产压差控制在预测范围内。（4）钻井时就应考虑试油需要，留下足够容积的“口袋”。（5）准确计算射孔套管剩余强度，在确保射孔套管强度的前提下确定生产压差。参考文献[1]M.BSmith，P.D.Pattillo.AFiniteelementAnalysisofCollapseofPerforatedCasing.JournalofPressureVesselTechnology,.[2]王焊祥，颜廷杰等.射孔对套管强度的影响.石油机械，）:42-45.[3]宗幼芄，赵怀文.油层射孔段套管抗挤能力的实验研究.石油学报，1988,9（4）:84-96.[4]徐道临，刘铁牛等.射孔套管抗组合载荷强度研究.石油钻采工艺，）:9-15.[5]刘铁牛，刑宪军.射孔开裂套管的剩余强度研究.石油机械，1991，19（8）:24-28.（备注：原载《石油机械》2008年第9期）射孔测试联作封隔器中心管损坏原因分析摘要以柯深101井射孔测试联作为例，分析了高温高压深井射孔测试联作封隔器中心管损坏原因。首先对中心管失效样品进行了金相分析、材料力学性能分析与失效分析，排除了因材料和制造缺陷而导致中心管损坏，获得了中心管材料力学参数；根据试油设计、施工总结和电子压力计提供的数据，求得了联作过程中封隔器中心管的载荷。利用有限元软件分析了中心管的应力，找出了封隔器中心管损坏的原因为：正打压射孔时，水力锚爪伸出，封隔器被“锚死”，射孔枪爆炸产生的瞬间冲击力作用在封隔器上而无法“释放”；射孔枪爆炸后形成低压的瞬间，中心管内的最大合成应力值超过材料的屈服极限?s，致使中心管在局部塑性屈服而破坏。为了提高工作效率，与传统的试井（WellTesting）作业不同，现代高温高压深井试油作业往往用一趟管柱要完成多项任务（联作）。其中射孔测试联作是目前最常用的联作方式，射孔测试联作的一般程序是：将联作管柱下到预定井深，坐封封隔器后射孔，再排液、开关井测试。这一工艺在一般难度的井中很成功，然而，我国西部的塔里木油田、西南油气田分公司在井深超过6000米的柯深101、乌参1、扁1井用5″RTTS封隔器进行测试射孔联作时都发生了封隔器中心管损坏事故。以柯深101井白垩纪射孔测试联作为例，5″RTTS封隔器位于6589.63m，射孔枪尾6835.62m。日进行射孔测试联作，射孔后开井流动过程中，环空压力上升，地面关井后油管压力与套管压力都上升，证明油管与环空串漏。反循环压井后起钻，发现5″RTTSS封隔器中心管断裂，容积管上部被挤扁，封隔器以下管柱全部落井。为了了解上述高温高压深井射孔测试联作RTTS封隔器中心管损坏原因，利用大型有限元软件MSC/MARC7.3分析了柯深101井射孔测试联作过程中封隔器中心管的应力、应变，找出了封隔器中心管损坏的原因。射孔测试联作过程中封隔器中心管载荷分析根据“柯深101井白垩系试油设计”、“柯深101井射孔测试联作施工总结”和表1所示井下电子压力计提供的数据，首先根据管柱力学理论[1-3]，综合考虑管柱在井下的“温度效应、活塞效应、鼓胀效应、螺旋弯曲效应”，求得射孔测试联作过程中封隔器中心管的载荷如表2所示，供有限元应力分析时使用。表1井下电子压力计记录压力数据/MPa初静压替般土浆后静压射孔点火压力打压射孔最高压力打压射孔后最低压力初开井结束压力初关井最高压力二开井初压力二开井未压力二开井最高压力反压井最高压力压井完后静压解封后静压注：井下电子压力计下深6489.15m表1不同工况下封隔器中心管载荷值工况下钻完正替完内压/MPa外压/MPa轴向力/KN941044124-136-150-256-300-..13...138.121.013坐封（未卸压）94坐封（卸压）射孔高压射孔低压解封中心管材料力学参数确定为了了解中心管机械与力学性能，将如图1所示的中心管失效样品送西安管材研究所进行了金相分析、材料力学性能分析与失效分析。根据分析，中心管金相组织均匀，材料性能达到要求，无制造缺陷，排除了因材料和制造缺陷而导致中心管损坏，获得了中心管的材料力学参数：弹性模量E＝200000MPa，泊松比μ＝0.3，屈服极限σs＝791MPa，抗拉强度σb＝896MPa，延伸率φ＝26%。图1封隔器中心管损坏照片有限元算法说明在内外压力和轴向载荷作用下，封隔器中心管在三向应力下工作[4]，为了搞清上述载荷作用下中心管的应力分布情况，以找出损坏原因，指导封隔器中心管的改进设计，必须借助有限元等数值分析手段。在目前常用的有限元软件中，MSC/MARC7.3结构分析软件是功能较强、比较实用的。它功能完善、实用性强，不仅可以分析已有设计的应力、应变，还可以求出特定条件下的合理设计。1.计算模型的简化及假设为了便于有限元分析，在不影响问题实质和分析精度的前提下，假设：（1）中心管材料各向同性；（2）材料进入屈服后理想各向同性强化；（3）基于上述假设，有限元分析可按轴对称问题处理。由于中心管在承载过程中会发生较大的位移，采用弹塑性大变形非线性有限元进行分析。2.有限元网格划分在O—XYZ坐标系下建立有限元模型，其中，X轴为中心轴（对称轴）。根据设计尺寸，采用MARC软件的前后置处理器Mentat进行建模和网格的划分。有限元网格划分情况如图2所示。所用单元类型为轴对称三结点三角形环形元。图1中心管有限元网格划分3.材料屈服准则选取在应力计算过程中，材料有可能进入屈服阶段，所以分析时必须考虑材料的非线性。在复杂应力状态下，判断材料进入塑性的准则有许多。本文采用工程计算中最常用的vonMises屈服准则[3]：当应力强度达到一定数值时，材料开始进入塑性状态。而当模型内某一点的应力状态满足屈服条件时，广义虎克定律已不适用，需要建立材料塑性阶段的应力应变关系。在实际分析中，为简化计算，输入的材料塑性段应力应变关系曲线由根据屈服应力和抗拉强度及延伸率拟合的一条直线近似代替。根据模型的简化和假设，采用各向同性硬化材料强化准则，即认为屈服半径是累积等效塑性应变的函数。4.算法选择总的来说，封隔器中心管有限元分析是一个综合了边界条件非线型，几何非线性，和材料非线性的复杂问题。MARC与同类的计算软件相比，其优势就在于其强大的非线性问题处理能力。对于大变形问题，通常都采用增量分析法。在MARC软件中，根据参考坐标系的不同，增量有限元可以采用两种不同的表达格式：总体Lagrange格式和更新Lagrange格式。总体Lagrange描述是将参考坐标建立在初始未变形构型上，这种格式一般用于小变形情况。对于大变形问题，计算时应采用后一种格式，因为这种格式中所有静力学和动力学变量都参考于当前载荷或时间步结束时刻的构形。与之对应，分析中得出的应力应变采用真实应力（柯西应力）、真实应变（柯西应变）来度量。增量非线性方程组的求解采用Newton-Raphson方法，收敛判据为相对位移判据。即：若||?u||?Tol1?且||??||?Tol2??，则认为方程收敛。其中?u、??为节点迭代位移和转角的增量，?u、??分别为节点位移和转角增量值，Tol1、Tol2为给定的残差允许值。有限元应力分析结果将表2所示部工况下的载荷数值加载到中心管有限元计算模型上，得到不同工况下封隔器中心管应力云图和有限元应力计算结果，可以看出，如图3所示，应力危险点位于中心管和通径规联结螺纹的倒数第一、二扣根部。表3是不同工况下封隔器中心管应力危险点的应力数值。图4是高压射孔工况下中心管的应力分布云图。由表3和图4可以得出下列结论：（1）射孔前，下钻、替浆及坐封过程中中心管的应力值远低于材料的屈服极限?s（791MPa），中心管不会发生应力破坏。（2）射孔枪爆炸瞬间，形成高压（约137MPa），此时中心管合成应力值727MPa，小于材料的屈服极限?s，不会造成中心管损坏。但727MPa已接近材料的屈服强度791MPa，因此，因设法控制射孔井口压力。（3）射孔枪爆炸后形成低压（约14MPa）的瞬间，中心管内的最大合成应力值已超过材料的屈服极限?s，此时，中心管将在局部出现塑性屈服而破坏。（4）上提解封时，轴向应力为577MPa，考虑到螺纹根部的应力集中，螺纹根部轴向应力足以使已先期局部屈服（或破坏）的中心管整体拉断。图3封隔器中心管尺寸示意图图4高压射孔时中心管合成应力分布云图表3不同工况下封隔器中心管危险截面应力值/MPa工况下钻完正替完合成应力轴向应力环向应力径向应力138160-261-288-492-423--188-208-188--248-94-104-94-94-145-94-124坐封（未卸压）360坐封（卸压）射孔高压射孔低压解封0封隔器中心管损坏原因分析根据上述有限元应力分析，结合中心管失效分析和现场施工情况，总结射孔测试联作封隔器中心管损坏的主要原因为：（1）正打压射孔时，水力锚爪伸出。在水力锚和下卡瓦的作用下，封隔器被“锚死”，射孔枪爆炸产生的瞬间冲击力作用在封隔器上而无法“释放”。（2）射孔枪爆炸后形成低压的瞬间，中心管内的最大合成应力值超过材料的屈服极限?s，致使中心管在局部出现塑性屈服而破坏。（3）枪身爆炸后形成低压，约14MPa（或更低，因电子压力计采点率为5秒／点），这时测试管柱内与环空之间存在的巨大压差（约78MPa），使环空泥浆得以高速经过被破坏的水力锚与中心管连接处进入封隔器内部，造成封隔器容积管被挤毁（见图1）。（4）测试结束上提管柱解封时（上提吨位超过原悬重200KN左右），使已受到破坏的中心管完全破裂，使水力锚以下胶筒、油管、射孔枪成为“落鱼”。参考文献1李子丰，蒋恕，阳鑫军.油气井杆管柱力学研究现状和发展方向.石油机械，2002，（30）12：30～3323高国华.油井管柱的屈曲与分叉[M].北京：石油工业出版社，江汉石油管理局采油工艺研究所，江汉石油学院.封隔器理论基础与应用[M].北京：石油工业出版社，45刘鸿文.材料力学[M].北京：高等教育出版社，铁摩辛柯，古地尔.弹性理论[M].北京：高等教育出版社，0（备注：原载《石油机械》2007年第9期）高温高压深井直读试井电缆断裂原因分析及其对策摘要为了了解高温高压深井直读试井过程中电缆断裂的原因并据此寻找对策，进行了断裂电缆失效分析和直读试井电缆受力分析。失效分析表明，断裂电缆为强度破坏；开采油树阀门开井求产所产生的横向力比先开采油树阀门再开油嘴管汇处的阀门开井求产所产生的横向力小；即使加重杆只微微上行，所产生的冲击载荷为加重杆重量的两倍。据此认为，直读试井电缆断裂主要原因为：横向力、冲击力及加重杆和电缆自重的联合作用使井口电缆的工作应力大于电缆材料的强度，致使电缆在井口处断裂；为防止直读试井电缆断裂，开井时，先开采油树侧翼的闸阀，再开油嘴管汇处的阀门；要优选加重杆重量，直读试井施工期间，要平稳改变油嘴。试井是了解储层性质的主要工程手段。直读试井通过测井（绞车）电缆将压力、温度等传感器下至储层部位，传感器所测得的井下温度、压力信号通过电缆实时传输到地面显示记录仪中。为了将传感器下到预定位置，在传感器的下部通常要接一个直径与油管内径接近、重量约30～300公斤的加重杆。与普通井作业相比，高温高压试井直读试井电缆在井下的受力工况要恶劣的多，因此高温高压深井直读试井过程中曾多次发生电缆断裂落井事故。表1为中石油年部分深井直读试井电缆落井情况统计。以两口典型井为例：轮南621井于进行无支撑试油直读试井作业，用5mm油嘴放喷求产，油压24.106MPa，折日产气79945m3。在按试井设计安排开采油树阀门开井求产瞬间，电缆从井口采油树生产小四通处断脱，井下5600m电缆及直读电子压力计等全部落井。TZ821井于日用9.53mm油咀测试求产，油压40.38MPa、井口温度59.01℃、油密度0.8114/20℃、气密度0.6760g/cm、该制度折日产液204m3、日产气，试井过程中地面油嘴管汇油嘴瞬间刺大，电缆自井口断裂。为了了解高温高压深井直读试井过程中电缆断裂的原因并据此寻找对策，进行了断裂电缆失效分析和直读试井电缆受力分析。[1]试井电缆失效分析为了了解发生断裂电缆的理化性能和承载性能，首先委托西安管材所对TZ821井断裂电缆进行了失效分析。该电缆线在TZ821井自5100m上提电缆测度提至5000m时断裂。该电缆于2004年进口，为TZ高含硫井直读试井配备，电缆直径5.56mm；最大建议工作拉力10.7KN，断裂强度21KN。根据失效分析理论，电缆断裂的可能机制如表2所示。井号表1中石油年部分深井直读试井电缆落井情况统计下深/m井底压力/MPa井口压力/MPa加重杆/kg开关位置表2电缆断裂的可能机制假设条件假设电缆完好断裂机制冲击加载，电缆因过载断裂，不会出现颈缩；缓慢加载，会出现颈缩区，加载速度越快，颈缩比越小。假设电缆本身存在问题氢脆本来存在裂纹，裂纹慢慢增大，而且载荷过大；因载荷大而出现裂纹，且裂纹慢慢增大，因疲劳而断裂。由于出现氢脆，电缆可能会因为腐蚀而出现伤痕，在加载和过载情况下出现断裂。断裂电缆宏观形貌如图1所示，电缆线外表面呈金属色，无明显的腐蚀痕迹。从横截面看，其基本结构为：中心为铜芯线，外围有两层钢丝围绕。从整体看，电缆线的外层钢丝断口参差不齐，分布较为零散。仔细观察该电缆断口，可见有的断丝断口处有明显塑性变形，且有的断丝断口附近有轻微的压痕和磨损。如图2，少数几根断丝的断口呈尖角形，无明显塑性变形。此外，在断口处及附近，电缆线上存在两个明显的扭曲结。取图2中的1、2、3号钢丝，置于电子显微镜下进行显微形貌观察，结果如图3、4。对送来的一节电缆线（有积压、折伤等）进行整绳拉伸试验，试验结果为：钢丝绳的整绳最大破断值为18.3KN。图1断裂电缆线宏观形貌图2断丝断口处宏观形貌图33号钢丝断口颈缩形貌70×图43号钢丝断面韧窝形貌1000×断口宏观分析和微观分析均表明，电缆线断口有的单丝断口有明显的塑性变形，且此类单丝断口的纤维形貌为典型的韧窝，这说明此类钢丝断裂属于塑性断裂。而在电缆断口中，也发现有塑性变形不明显的单丝，说明此类钢丝在断裂时，由于过载速度过快而未来得及发生塑性变形就发生了断裂。据此判断：由于井内流量的突然增大，引起了井内流态剧变，使井内的试井工具串被瞬间增大的流量将其冲高上行，当井内流态稳定后，试井工具串及电缆又下落，下落过程中产生的冲击载荷超过了电缆的破断强度，使得电缆在受力最大处（井口附近）或电缆线最薄弱处部分钢丝发生断裂，即电缆线未见塑性变形断裂钢丝。随后，由于井内流态变得稳定，而电缆线本身剩余强度已不能承受试井工具串及电缆本身的自重而缓慢断裂，这就是电缆断口上有明显塑性变形的断丝。此外，在电缆线断口区域存在的扭曲节、电缆钢丝的磨损、积压均会对电缆的断裂强度造成影响。直读试井井口电缆横向力分析失效分析表明，断裂电缆为强度破坏。然而，以TZ821井和轮南621井为例，电缆断裂时，井下电缆的重量和加重杆的重量远低于电缆破断强度（约有2倍的安全系数）。为此，运用流体力学[2]、动力学理论[3]和数学分析理论[4]分析了开井过程中井口电缆的横向载荷和下部电缆的冲击载荷。根据表1统计，如图5所示，在井口阀门处降压，电缆断裂的概率高于在油嘴管汇处降压。为此，考虑开关阀与电缆的距离、管径、管内流体流量、压力，进行了井口电缆横向力分析。电缆井口闸阀流体流动方油嘴管图7井口电缆断裂处主要连接情况示意图
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