中短半径水平井弯曲井段套管受力分析

套管柱在高井眼曲率的水平井弯曲井段将产生较大弯曲应力和较大的径向变形，有可能导致强度破坏和变形失稳。为了研究套管在弯曲载荷作用下的应力分布及变形情况，采用三维实体单元，运用有限元方法建立了中短半径水平井弯曲井段套管的计算模型，分析了三种不同外径尺寸的套管在一定围压和不同弯曲载荷作用下的最大径向变形量和最大等效应力值，并分析其随井眼曲率的变化规律。计算表明，井眼曲率增大，弯曲井段套管的径向变形和应力也随之增大；同一井眼曲率下，外径较大的套管，径向变形和应力也较大。通过研究，对高井眼曲率下中短半径水平井弯曲井段套管柱强度设计提供了理论依据。     

热采水平井弯曲段套管柱失效载荷分析

热采水平井中套管柱受各种载荷耦合作用会产生应力集中而损坏。为此,采用有限元方法对热采水平井弯曲段套管柱失效载荷进行了分析。在建立套管柱受力等效模型和有限元计算模型之后,分析研究了多种载荷耦合作用下套管柱失效的临界应力和临界应变。研究结果表明,套管柱应力值和应变随着地层深度的增加和注汽温度的升高而增大,对于井眼弯曲段套管柱,井眼曲率越大,管柱应力值和应变越大。建议进行热采水平井套管柱设计时采用高强度管材,以提高材料屈服极限,减小轴向应变。     

水平井内套管柱下入过程的数值模拟

利用有限元软件建立了水平井中弯曲井眼段套管柱下入的力学模型,动态模拟了水平井眼造斜段内套管柱的下入过程,并对套管柱在下入过程中的受力情况进行了分析。结果表明,套管柱进入弯曲段后,最大等效应力首先发生在套管柱的底部,随着套管柱下入深度的增加,套管上的等效应力值不断变化,同时套管柱在下入过程中会发生塑性变形。下入过程中,由于套管的弯曲和阻力作用会促使套管与井壁呈交错接触状态。大曲率井眼中管柱下井所需的下入力比小曲率井中所需的下入力要大,这与实际的管柱下入过程相吻合。井眼的摩阻条件对套管的安全下入有较大影响,光滑的井眼条件产生的摩阻力更小,更加有利于套管柱的下入。     

基于裂缝诱导应力场的套管应力影响因素分析

水平井分段压裂形成人工裂缝，产生的裂缝诱导应力场影响套管应力分布。为研究在裂缝诱导应力场作用下套管应力影响因素，基于理论公式和有限元分析方法，建立套管应力力学模型和裂缝-地层-水泥环-套管三维有限元模型，借助力学模型验证有限元模型的可行性，模拟岩石弹性模量、套管内壁压力、水泥环弹性模量、地应力变化和施工排量对套管应力的影响，并针对徐深气田实际压裂段进行实例分析。研究结果表明：当岩石弹性模量低于15 GPa时，套管发生塑性形变，套管内壁无压力加剧了套管塑性变形程度；当套管内壁压力为100 MPa时，水泥环软硬程度对套管应力基本无影响；套管应力随着水泥环弹性模量的增大呈现增大的趋势，水泥环泊松比和软硬地层不改变套管应力变化趋势；随着地应力差值的增大，套管应力呈现减小的趋势；施工排量为16 m³/min时，套管存在塑性变形，达到极限施工排量18 m³/min时，套管完全失效。研究成果对压裂段套管的损坏防治具有一定的指导意义。     

温-压耦合作用下断层滑移对套管应力的影响

页岩气水平井段在压裂过程中容易诱发天然断层滑移，进而导致套管产生失效变形，影响页岩气生产。为研究断层滑移对水平段套管应力的影响机制，采用数值模拟的方法，借助ANSYS软件，建立了断层滑移有限元模型，研究在温-压耦合作用下的断层夹角、注液温差和水泥环弹性模量对套管应力的影响。研究结果表明：考虑温-压耦合作用会提高断层滑移对套管应力的影响；断层夹角越大，套管应力的增长幅度越小，且断层夹角越大，温-压耦合效应越明显；注液温差提高了断层滑移对套管应力的影响，当注液温差超过100℃时，套管应力会出现较大增幅；套管应力随水泥环弹性模量的增加呈现出先减小后增大的趋势，当滑移距离超过4 mm后，水泥环对套管的保护作用将大幅下降。研究结果可为预防页岩气井水平段套管失效变形提供一定参考。     

水平井套管柱可下入性摩阻计算三维力学模型

水平井井眼轨迹的复杂性导致套管柱在下井过程中的受力非常复杂。由于井斜以及水平段可能使下套管受阻,甚至导致套管柱卡在井眼的弯曲段无法下入,造成水平井完井作业失败。以水平井三维井眼轨迹描述为基础,建立了综合考虑套管柱重力、浮力、摩擦阻力、弯曲应力和接触应力等作用的套管柱下入摩阻计算三维力学模型。在此基础上开展了套管柱可下入性研究,对其下入过程进行分析判断,这对水平井套管柱结构设计以及套管的顺利下入具有重要意义。     

油层淘空段套管弯曲变形机理初探

本文从油层淘空段套管的受力状况入手，探讨引起套管弯曲变形的机理，认为油层上部的岩层压力对套管柱产生的轴向力是套管产生弯曲变形的主要原因。通过对失稳临界力诸影响因素的分析，认为提高套管刚度是预防套管弯曲变形的主要途径。对此，提出几点建议。这对规疏松砂岩油藏的套管设计及井下磋管损坏的综合治理，有一定指导意义。     

水平井固井质量对套管变形影响分析

针对某井区深井X-1h井中出现的套管变形损坏问题，对比分析了压裂段固井质量与套损位置关系，基于现场数据，建立了套管-水泥环-地层力学耦合模型，分析了套管-水泥环界面胶结失效后形成微间隙的大小、水泥环破坏后的缺失角度以及水泥环缺失方位对套管应力和变形失效的影响。研究结果显示：固井质量不佳对套管的应力及变形失效有显著影响；套管-水泥环界面过大的微间隙会由于套管在内压作用下的鼓胀效应而放大内压的作用；当水泥环缺失角度在45°～60°区间时，套管Mises应力最大，超过套管材料最小屈服强度；当水泥环缺失方位与井周最小主应力方向一致时，套管应力集中最明显，略大于套管材料的最小屈服强度，套管局部发生塑性变形失效。研究结果可为现场固井作业施工提供一定的指导。     

弯曲井段中套管柱挠曲变形的分析计算

水平井中的造斜段井身轨迹处于弯曲状态，因此位于其中的套管柱具有初弯曲。这样弯曲井段中套管柱不仅要受到自重产生的横向均布载荷和纵向载荷的作用，而且还有初弯曲，受力及变形很复杂。在考虑弯曲的条件下利用力法对弯曲井段中套管柱的挠曲变形进行了分析计算，推导出了相应的计算公式，其结论对工程实际有一定的指导意义。     

Φ139.7mm套管偏梯形螺纹接头的有限元分析

采用有限元方法分析了φ139.7 mm（5 12英寸）套管偏梯形螺纹接头的等效应力分布和接触压力分布规律。分析结果表明：随着轴向拉伸力的增加，套管接头上的等效应力峰值逐渐增大；轴向拉伸载荷较小时，在有过盈配合的情况下产生的最大等效应力大于仅承受相同轴向载荷时产生的最大等效应力值；当轴向拉伸载荷较大时，在有过盈配合的情况下产生的最大等效应力反而小于仅承受相同轴向载荷时产生的最大等效应力值。螺纹接头两端是发生断裂破坏的始发点，螺纹间的接触压力主要发生在套管螺纹端部啮合的1~3牙内，其接触压力分布是不均匀的，随着轴向拉力的增加，接触压力增大。     

φ139.7套管内侧钻水平井弯螺杆钻具通过能力分析

考虑φ139．7套管内侧钻水平井环空间隙小，基率大等因素，应用间隙元法对下部钻具组合进行非线性静力学分析，求得钻具的变形，应力，摩阻力的接触力，结合φ139．7套管内弯螺杆钻具的提放试验结果，建立了弯螺杆钻具组合通过能力的判定条件和计算公式，并在大庆油田侧钻水平井中得到应用和验证。     

TK112H���ˮƽ���̾�����

塔河油田水平井由于第二次开钻裸眼段长，技术套管采用双级固井技术。第三次开钻为了更好地保护油气层，提高油气采收率，采用比较复杂的尾管+筛管复合完井工艺，由于入井管串结构复杂，运用摩阻计算软件对扶正器最佳安放位置和下套管过程大钩载荷及摩阻进行设计计算，并制订了相应的配套技术措施，保证井下安全。同时优选水泥浆体系，选择合适的水泥外加剂，合理调整水泥浆流变性，提高了顶替效率。通过TK112H井的现场应用，施工顺利，效果良好，原钻机试油日产油100余吨。     

水平井套管挠曲变形计算

应用能量守恒定律将具有初弯曲的水平井套管柱转化为直管柱，从而简化了套管柱挠曲变形的计算。讨论了相邻两扶正器问套管的力学模型，指出在铰支处应加上弯矩的作用。由此模型可得到水平井套管最大挠度的计算公式。     

ANSYS在水平井套管可下入性分析中的应用

水平井的发展给油气勘探和开发带来新的生机。水平井能否顺利下套管关系到水平井完井的成败。利用有限元分析软件ANSYS对水平井下套管过程进行分析计算，可以求出套管在下井过程中的弯曲应力、接触应力和下井所需的轴向力；得到套管随井眼轨迹的弯曲变形以及套管与井壁的接触情况，进而可以确定套管在其材料许用强度下的可下入性，通过对这一实际问题的计算，证明此法切实可行。     

水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具

为了最大限度地提高苏里格气田低压、低渗透气藏的产量,开展了低渗透气藏水平井裸眼选择性分段压裂工艺技术的研究与应用,由于完井方式的不同、井身轨迹弯曲和井眼尺寸等因素的限制,使得裸眼水平井与直井以及套管固井水平井的选择性压裂完井管串有很大区别。据此介绍了利用油管作为完井和压裂管串一趟下入裸眼水平段中,不需要下套管固井、射孔等作业,实现裸眼水平段选择性分段压裂工艺技术,并详细介绍了这种技术的管串结构、工艺原理、技术特点、配套工具以及现场的应用情况。研究与现场应用表明,采用这种技术与其他低渗透气藏压裂增产技术相比,开发效果更好,投入成本更低,经济效益显著。     

水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具

苏里格气田属低压、特低渗透气藏,由于完井方式的不同、井身轨迹弯曲和井眼尺寸等因素的限制,使得裸眼水平井与直井以及套管固井水平井的选择性压裂完井管串有很大区别。介绍了利用油管作为完井和压裂管串,一趟下入长水平裸眼段而不需要下套管固井、射孔等作业,实现了裸眼水平段选择性分段压裂工艺技术及该技术的管串结构、工艺原理、技术特点、配套工具和现场应用。研究及现场应用表明,采用该技术比其他低渗透气藏压裂增产技术开发效果更好,投入成本更低,具有显著经济及社会效益。     

拉弯复合载荷作用下的API短圆套管螺纹力学行为

套管下入水平井弯曲段时,套管螺纹是否已发生屈服对于随后的钻进和油气井生产有至关重要的影响,而目前国内外对于井眼曲率（弯矩）对套管螺纹连接强度和密封性能影响的研究极少。笔者基于虚功原理、接触非线性理论及vonMises屈服准则,建立了API短圆套管螺纹连接的三维计算模型,研究了拉弯复合载荷下连接螺纹的应力分布规律,指出井眼曲率（弯矩）对套管的连接强度和密封性能影响极大,并通过大量计算绘制了给定井眼曲率时的最大许用套管悬重图,综合考虑连接强度和密封能力推荐了API短圆套管螺纹标准所列锥度、螺距、螺纹长度、牙高参数系列中的最优值。     

侧钻小井眼裸眼封隔器完井的技术改进

为探索苏里格气田降低开发成本、挖掘气藏剩余产能的有效途径,长庆油田近些年陆续开展了一些老井侧钻水平井的技术试验,取得了较好的开发效果。对于Ø139.7 mm套管的老井侧钻小井眼水平井,由于裸眼井筒尺寸过小,侧钻时对套管产生了明显偏磨,给裸眼封隔器完井工具的入井、坐挂和回接均带来较大的风险,试验过程出现了一些复杂情况。针对苏里格气田侧钻小井眼裸眼封隔器完井复杂情况的技术分析,找出了形成复杂情况的关键因素,优化了完井工具的管柱结构,完善了完井作业的施工方案,在2口试验井中一次成功的实现了完井管柱入井、悬挂器坐封脱手和悬挂器回接作业,取得了预期的改进效果,为侧钻小井眼裸眼封隔器完井技术的推广试验积累了经验,为长庆苏里格气田的产能挖潜提供了技术借鉴。