施览玲

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)

0 引言

东海某B1井经过测试得知产量丰富，达到了开发生产的标准。考虑到该井生产周期和经济效益，计划采用移动式平台进行该井位的构造评价测试。B1井在评价测试过程中，高温流体流经油管时大幅度增加了油管、环空以及外层套管的温度。由于金属材料热胀冷缩效应较为明显，此部分温度差会导致油管以及外层套管不同程度的伸长，从而导致平台上井口的抬升。井口抬升不仅会对井口装置产生附加载荷，而且连接在井口装置(如采油树)各类管线的对接位置也会发生变化，还可能导致一些管线的变形甚至是破坏[1-2]。因此，有必要对井口抬升后的稳定性进行分析，并通过软件模拟的方法对井筒温度分布和井口抬升高度进行计算分析。

1 生产过程中井筒温度分析

根据B1井地层测试结果及配产数据，地层温度与井筒内流体温度分布规律如图1所示。

图1 B1井地层温度和井筒流体温度分布规律

将该井实际井身结构、套管材料属性、井筒温度边界条件，以及井筒流体组分带入Wellcat软件[3]中计算得出井筒温度分布规律如图2所示。

图2 井筒温度分布规律

根据图2右可知，762 mm隔水导管温度差较小，对其强度的影响可忽略不计。

2 井筒温度升高对井口稳定性影响分析

2.1 套管稳定性分析

井筒温度升高导致套管伸长可视为金属管状杆件在温度差的影响之下受热膨胀效应的体现。井筒温度升高时339.725 mm套管与244.475 mm套管受热伸长，再通过井口装置导致井口整体抬升(由于30"隔水导管与井口装置可相对运动且温度差较小，因此不予考虑)。……