四川盆地龙16井试油卡钻井下复杂原因分析.pdf

1 O 2 钻 采 工 艺 DRI LUNG ＆ P R0DUCT 1 0N TEC HNOL 0GY 2 0 0 9年 9 月 S e p 2 0 0 9 四川盆地龙 1 6井试油卡钻井下复杂原 因分析 吴健， 王东林， 王春生， 张建贵， 柳汉明， 罗新华， 赵兴伟， 杨运好 川庆钻探 工程公 司川西钻探 公 司工程技 术部 吴健等．四川盆地龙 1 6井试油卡钻井下复杂原因分析． 钻采工艺， 2 0 0 9 ， 3 2 5 1 0 21 0 5 摘要 龙 1 6井是 四川九龙 山构造 ， 上二 叠统底界主高点西南翼 的一口区域探 井 ， 完钻 井深 5 9 8 8 m， 是 一 口 高压 高温含硫 气井。2 0 0 9年 1月 9日对 茅口组进行射孔酸化 测试联作施 工 ， 获 日产天然气 2 5 2 X 1 0 m ， H ， S含 量 1 1 ． 6 g ／ m ， 地层压力 1 2 8 MP a ， 无 阻流量 1 0 0 1 1 0 m ／ d ， 但在压井、 解封 、 堵 漏后起 出酸化测试联作管柱时， 发现射 孔枪和部分7 3 m m气密封 3 S B扣油管掉入井内卡死， 同时起出的部分油管出现严重弯曲变形， 井下情况非常复杂。 通过对卡钻、 井下复杂原因分析， 从井下管柱结构及受力状况、 射孔枪射后膨胀性、 井下套管变形等方面进行探讨， 找到发生卡钻 、 井下复杂情况的原 因， 为类似龙 1 6高压高温含硫深 气井的安全作业提供 现场技 术经验 。 关键 词 龙 1 6井 ； 试油 ； 卡钻 ；井下复杂；原因分析 中图分类号 T E 2 8 文献标识码A D O I 1 0 ． 3 9 6 9 ／ j ． i s s n ． 1 0 0 67 6 8 X ． 2 0 0 9 ． 0 5 ． 0 3 5 一 、基本情况 龙 1 6井是四川九龙山构造上二叠统底界主高点西南翼 的一 口区域探井， 完钻井深 5 9 8 8 m， 是一口高压高温含硫气 井 。2 0 0 9年 1 月 9 E t 对茅 口组进行射孔酸化测试联作 施工 ， 获 日产天然气 2 5 21 0 m ， H S含量 l 1 ． 6 m ， 地层压力 1 2 8 M P a ， 压力系数 2 ． 2 0 ， 地层温度 1 4 4 ．1 ℃， 无阻流量 1 0 0 1 1 0 m ／d。 该井采 用 H P I -1 T封 隔器 ， 射孔酸 化测 试联作 ， 酸 化时最 大排量2 ． 2 m ／ m i n ， 1月 9日测试结束后， 环空加压 4 4 MP a 打开井下 R D S循环阀实现井下关井， 用 1 ． 6 2 g ／ c m 钻井液 1 9 m 反循环 ， 充满 R D S循环阀以上油管， 接着正循环注入密 度2 ． 3 2 e m 的钻井液9 0 ． 2 m 。1月 1 0 F t 循环正常后换装 封井器并试压合格。1 月 1 1日环空加压 2 5 MP a ， 打开 R D循 环 阀， 挤入井筒钻井液 2 3 ． 7 I ll ， 泥浆 泵正循 环失返 ， 循 环时 漏失密度 2 ． 3 2异 ／ c m 钻井液 44 ． 6 m 。后 上提管 柱 ， 悬 重 由 8 0 0 t 1 4 0 0 k N， 未解封， 反复活动管柱， 悬重 8 0 01 6 0 0 k N， 油管拉伸距2 ． 0 m未解封， 继续活动， 悬重8 0 0 t 1 6 8 0 1 6 0 0 k N， 解封成功。解封后继续上下活动， 循环失返 ， 采用吊灌， 漏失钻井液 2 8 ． 8 m 。 解封后针对钻井液漏失情况，， 为确保井控安全共进行了 三次堵漏作业， 共漏失桥堵钻井液 Q o LI l1 5 4 ． 7 m ， 1月 1 3日至 1 月 1 5日敞井 观察 5 0 h无 异常 ， 循环后起钻悬重正 常。1 月 1 6 E t 起 出联作管柱， 发现与封隔器相连的第 7 4 、 7 3 、 7 2共3根 7 3 m m 3 S B扣油管弯曲变形 ， 其中两根变形严 重 ， 油管编号从下 向上 ， 封 隔器 以下 共 7 4根 7 3 m m 3 S B扣 油管 ； 第 4 8根 7 3 m ln 3 S B油管公扣丝扣中部断裂， 断 口齐 整， 原丝扣长 9 5 m m， 剩余丝扣长 4 8 m m， 井身及落鱼结构见 图 1 。 图1 井身及落鱼结构图 m 1月 1 7 E t 下钻 至井深 5 4 7 6 ． 9 2 m， 遇阻加压 2 O k N探得 鱼顶 。 鱼顶为油管接箍 鱼腔内残余油管公扣长 4 8 m m ， 鱼长 4 7 2 ． 9 7 m， 预计鱼顶 5 4 8 2 ． 3 7 m 射孔枪不动 。落鱼结构 8 6枪尾 0 ． 1 3 m 起爆器 0 ． 5 5 m枪接头 0 ． 2 6 m 收稿 日期 2 0 0 90 4 2 0 作者简介 吴健 1 9 7 2一， 1 9 9 4年毕业于重庆石油校， 2 0 0 6年毕业 于华东石油大学 ， 现在川庆钻探公 司川西钻探公 司工程技术部从事试 修技术 管理工作 ， 电话 0 2 88 6 0 1 2 6 9 5， 地址 6 1 0 0 5 1 成都市成华 区华油路 1 4 3号 ， Em a i l s n w u j i a n 1 6 3 ． c o rn 第 3 2卷 Vo 】 ． 3 2 第 5期 NO ． 5 钻 采 工 艺 D R I L L I N G＆P RO D U C T I O N T E C HN O L OG Y 1 03 0 8 6射孔枪 2 3 m0 8 6空枪 0 ． 3 5 m 枪接头 0 ． 1 1 n 1 起爆器 O ． 5 5 m 接头 O ． 1 4 m减震器 O ． 9 7 m 接头 0 ． 1 4 m0 9 0筛管 0 ． 5 5 m 接头 0 ． 5 m7 3 m m 3 S B扣 油 管 壁 厚 5 ． 5 1 mm， 钢 级 N K A C 8 0 M 4 7根 4 4 5 ． 5 7 m 。 二、 井下复杂情况原因分析 1 ． 油管变形原因分析 油管变形 从起出的管柱看， 紧靠封隔器下的三根油管 出现弯曲 其中两根变形严重 ， 而在下面起出的2 4根油管 无弯曲变形现象。从该井联作管柱的结构功能特点分析 ， 射 孔时封隔器胶筒已胀开， 封隔器锚定在套管上 ， 此时封隔器 以上管柱固定不能活动， 封隔器以下管柱 ， 射孔枪通过油管 悬挂在锚定 的封 隔器下 。 油管变形是油管受力从受束缚最近的地方开始最明显， 通过管柱特点分析 ， 联作 管柱 主要 的受力状 况是 在射 孔、 酸 化 、 测试时三种 工况 。 测试状况 根据 计算 ， 当封 隔器坐 封时 管柱加 压过 重测 试气产量达到一定值， 则封隔器以上管柱可能出现永久螺旋 弯曲， 但从起出的管柱看紧靠封隔器下的三根油管出现永久 弯曲， 而上部油管未变形弯曲。 由螺旋 屈曲临界载荷公式 F ㈩ 式中 一 临界载荷 管柱轴向压力 ； E 一杨氏模量 ， MP a ； ， 一转动惯量 ， I 1 1 ； g 一单位长度 自重， k g ／ m； 间隙 ， m m； c 一系数， 对于直井大约0 ． 0 4 1 6 。 计算得出封隔器以下管柱发生永久螺旋屈 曲的受力临 界值最小为 一1 4 ． 4 3 7 k N 轴向压缩力 。对酸化测试进行计 算， 在气产量 2 5 2 X 1 0 m ／ d时， 封隔器下端油管受力为 一 7 ． 4 k N， 因此封隔器下端油管发生永久屈 曲是不可能 。 酸化状况 封隔器以下管柱向下是悬挂状态， 酸化时产 生的摩阻所带来的向卞拉力延管柱向下释放没有受到束缚， 而液体温差变化管柱收缩， 下部油管处于悬挂状态没有受到 束缚 ， 因此封隔器以下油管不会在酸化作业时变形弯曲， 而 封隔器以下三根油管产生永久变形， 可以推断是 由于其它因 素造成。 射孔状况 射孔枪起爆时枪内的高压气体向井筒内释 放 ， 这部分高压气体会推动管柱向上强烈冲击振动， 由于冲 击波 ， 使油管柱产生沿油管轴线的纵向振动和与油管柱轴向 垂直的横向振动， 在油管柱 中产生某一时刻 的共振峰值载 荷， 使管柱受力处于恶劣状态， 可能造成管柱的损伤。 软件模拟分析 P u l s F r a c计算机程序是一套专用工程设 计软件 ， 用 于计算 射孔 瞬间管 柱受 力情况 以及 裂缝长 度 、 宽 度， 井筒 内压力变化等， 通过 P u l s F r a c 射孔软件， 对龙 1 6井 施工作业管柱进行了受力分析， 在封隔器以下管柱模拟监测 了 1 0个点 ， 结果如表 1 所示 。 ． 表 l 软件模拟射 孔管柱综合受力数据表 深度 m 5 9 2 1 5 9 0 1 5 8 6 0 5 8 3 0 5 7 8 0 5 7 o o 5 6 0 0 5 4 9 0 5 3 o o 5 2 3 1 受力 k N 1 2 7 1 1 2 9 2 7 8 5 8 4 7 4 0 3 6 3 2 3 0 监测点离射孔顶界的距 离 m 1 0 3 0 7 0 1 o o 1 5 0 2 3 0 3 3 0 4 4 0 6 3 0 7 0 0 数据显示了射孔管柱在不同位置的综合受力值， 模拟结 果说明管柱在射孔瞬间， 离射孔顶界越远受力越小。从表 1 中看出鱼顶 5 4 8 0 ． 9 5 r n 处的综合受力值为 3 6 k N，HP H T 封隔器底端 5 2 2 2 ． 3 5 13 3 处的油管受力为 3 0 k N； 01 2 7 尾管头 深度 5 2 4 0 1T I ； H P H T封 隔器底 端至 0 1 2 7尾管 头油管 长度 1 7 ． 6 5 n l 。 根据计算 ， 龙 l 6井井下测试联作管柱结构状况下，当 0 1 2 7尾管头深度的油管受到轴向力 2 ． 2 9 k N、 侧向力 0 ． 4 6 k N同时作用时， 会发生弯曲。 通过以上分析可以看出， 射孔时在不考虑减震器的情况 下， 尾管头深度的油管受到综合应力 3 0 k N， 大大超过轴向力 2 ． 2 9 k N、 侧向力 0 ． 4 6 k N同时作用时的临界综合受力值， 因 此发生弯曲是必然的。通过前面的分析， 发生永久螺旋弯曲 的临界值是 l 4 ． 7 4 k N， 在不考虑减震器的情况下， 封隔器以 下油管将受到 3 0 k N的应力 ， 已大大超过 l 4 ． 7 4 k N的临界 值 ， 则发生弯曲的油管将不能恢复原形， 从而产生永久螺旋 弯曲。考虑管柱中有减震器时， 有可能发生减震器失效或减 震效果不好， 同样会产生失效发生永久弯曲。 2 ．油管断落原因分析 7 3 mm 3 S B油管的抗拉强度为6 5 0 k N， 油管肯定是受外 力作用而断落， 从施工资料分析， 管柱在压井解封 以前断口 处主要的受力为 ①射孔前 自然悬重产生的拉力； ②射孔时 的爆炸震动力 ； ③酸化时的内压力和摩阻产生的向下拉力； 从前面的分析推断① 、 ②种情况不可能造成油管的断落， 第 ③种情况 内压力是横 向作用 ， 由于与管外压力 相抵消不 可能 造成油管的断落。摩阻产生的向下拉力 在封隔器坐封的情 况下， 由于油管与套管之问无液体流动， 所以环空无摩阻损 失。在油管内部存在液体流动， 有摩阻损失 ， 对油管就是表 现为向下的拉力。做一个模拟计算 ， 把油管柱从断 口以下长 度部分截取至井口， 计算出在相应酸化流量时的摩阻损失， 再乘以油管内容横截面积， 即得出酸化时断V I 处所受液体流 动产生摩阻所带来的向下拉力。管内摩阻计算见式 2 一式 5 ， 结果见表 2 。 1 0 4 钻 采 工 艺 DRI L L I NG ＆ P RODUCT I ON TEC HNOL OGY 2 0 0 9年 9 月 S e p ．2 0 09 表 2 酸化时管串内摩 阻压降计算数据表 排量 长度 内径 内容积 流速 流体密度 流体摩 管 内压降 名称 I ／s m m L ／ m m／ s g ／ c m 阻系数 b l P a 0 8 9油管 3 6 ． 7 4 7 2 ． 9 7 O ． O 6 2 3 ． 0 2 1 2 ． 1 5 2 1 ． 1 O ． o 3 1 8 ． 5 8 8 合计 1 8 ． 5 9 ， Pl p g 1 0。 A 1 x ,U 2 P ， 掣 1 0 。 ’ 一 2 d 式中 P 一摩阻压降， MP a ； 广 管内流动水力损失高度 ， m； A 一流体摩阻系数 ； Z 一长度 ， m； d _管柱内径， m； 流速 ， m ／ s ； p 一流 体密度 ， g ／ c m 。 2 3 4 断口处摩阻产生拉力计算 F Pl S 1 8 ． 5 9 X 0 。 0 0 3 0 2 x1 0 N5 6 ． 0 k N 5 7 3 m m 3 S B油管的抗拉强度 6 5 0 k N。 由此判断酸化时由于摩阻额外增加的向下拉力不会造 成油管的断落， 因此第三种情况不可能造成油管的断落， 由 此推断一定是在压井、 解封 、 堵漏、 起钻过程中油管断落。 压井状况 从压井施 工工艺 分析 ， 管柱 内外 液体循 环 流 动， 其流量远小于酸化时， 由摩阻产生的内外拉力相抵消一 部分， 不会超过管柱抗拉强度， 油管不会断落。 堵漏状况 按最恶 劣情况计 算 ， 堵 漏 时排量 6 ． 3 L ／ s ， 环 空失返， 此时由于摩阻产生向下拉力， 管内摩阻计算结果见 表 3 。 表 3 堵漏时管串内压降计算数据表 排量 长度 内径 内容积 流速 流体密度 流体摩 管 内压降 名 称 L ／ s m m L ／ m In ／ s g ／ c m 阻系数 MP a 0 8 9油管 6 ． 3 4 7 2 ． 9 7 O ． O 6 2 3 ． 0 2 2 ． 0 8 6 2 ． 3 2 O ． O 3 1 ． 1 5 5 合计 1 ． 1 6 可 以判断 1 ． 1 6 M P a 摩 阻状况产生 的下拉 力不 可能拉断 油管。 堵漏后起钻状况 根据施工资料分析， 堵漏后起钻悬重 正常， 由此判断油管在堵漏后起钻时未拉断。 通过 以上分析 ， 判 断油管是在解封活动过程中被拉断。 H P H T封隔器解封原理 直接上提解封， 从起出管柱看， 断口相对齐整， 从施工资料分析 解封时由于井下情况复杂， 油管最大上提负荷 1 6 8 0 k N 。8 8 ． 9 mm油管空气 中重量 1 1 4 0 k N， 封 隔器 以上 油 管浮 力 2 9 8 k N ， 方钻 杆 及游 车 重 1 0 0 k N， 封隔器解封后下部 7 3 m m油管受拉力 7 3 8 k N， 超过 6 5 0 k N的油管抗拉强度， 解封上提过程中油管从相对薄弱处 被拉断。此种情况必定是在断口以下管柱被卡住状况下才 能发生。从预计鱼顶5 4 8 2 ． 3 7 m ， 探得鱼顶 5 4 7 6 ． 9 2 i n ， 相 比较虽然两次鱼顶相差5 ． 4 5 m， 但由于管柱更换存在数据误 差 ， 判断管柱被卡死的可能性较大。 3 ． 卡钻原因分析 卡钻部位 根据井下落鱼情况结构分析， 起出油管除靠 近封隔器的3根以外其余 2 4根油管均未变形 ， 由此判断油 管被卡的可能性较小， 射孔枪被卡的可能较大， 复合管柱卡 点公 式 ， 一 一 厶 1 0 6 计算在拉力 1 6 0 0 k N下得到卡点位置为5 9 5 0 ． 5 3 m， 可 基本确定卡点深度在射孔枪位置。根据施工资料 ， 落鱼结构 分析， 主要有桥浆塞、 射孔枪变形、 套管变形等原因可能造成 卡钻 。 桥浆塞 龙 1 6井在压井过程 中采用密度 2 ． 3 2 c m 的 钻井液， 堵漏时添加了支撑堵漏剂 ， 有可能钻井液在流动过 程中于射孔枪和套管环空之间形成桥浆塞， 而造成卡钻，根 据施工资料及前面的分析判断， 油管如果是桥浆塞作用在堵 漏前断落， 则管柱卡死的可能性较大， 也在一定程度上能解 释解封上提过程中管柱拉伸上行现象 如果堵漏前形成桥浆 塞， 当管柱上行到一定距离， 环塞压缩， 管柱被卡死， 油管被 提断， 同时环塞保留在环空中， 封闭了射孔枪与套管间的环 空渗流通道， 但从后面的堵漏施工分析， 共漏失堵漏钻井液 5 7 m ， 说明环空的渗流通道依然存在 ， 因此压井时不可能形 成桥浆塞， 否则渗流通道封闭就不会进行堵漏施工， 同时解 封前压井钻井液是普通钻井液， 未添加堵漏剂 ， 形成桥浆塞 的可能性较小， 由此判断管柱在堵漏前未形成桥浆塞。堵漏 后因为添加固体堵漏剂则有可能在射孔枪与套管环空间形 成环形桥浆塞。 3 ． 1射孔枪 变形 龙 1 6井射孔枪主要技术指标 规格 8 6型 带盲孔 ； 第 3 2卷 V0 1 ． 3 2 第 5 期 No ． 5 钻 采 工 艺 D R I I 工I NG＆P R O D UC T I O N T E C H N OL O G Y 1 05 孔 密 1 6孔／ m； 相位 6 0 。 ； 耐压 1 4 0 M P a 。 射孔枪行标要求 6 s至 7 2 4 MPa 射孔枪毛刺高度 3 mm； 射孔枪膨胀量 5 mm； 龙 1 6井现场射孔枪指标 8 s至 8 5 0 MPa； 射孔枪毛刺高度 耋2 ． 5 m m； 射 孔枪膨胀量 3 m m； 可以看 出龙 1 6井现场射孔枪 的机械性能 指标 、 膨 胀量 、 毛刺高度均优于行标， 能保证井下射孔的可靠性和安全性。 射孔枪在爆炸瞬间枪体膨胀， 枪管外产生毛刺， 可能造成射 孔枪严重变形 ， 卡在套管内， 龙 l 6井所射套管 内径 1 0 2 ． 7 m m， 射孔枪外径 8 6 m m， 环空平均距离 8 ． 3 5 m m根据现场实 验及相关技术参数分析， 在正常情况下， 射孔枪在爆炸瞬间 枪体膨胀量小于 3 mm， 产生毛刺不会超过 2 ． 5 m m， 总量 5 ． 5 m m小于 8 ． 3 5 mm的环空距离 ， 同时近年来直井型射孔作业 中， 从未发生射孔枪膨胀卡钻复杂情况。因此射孔枪爆炸膨 胀卡钻的可能性较小 。 3 ． 2套 管变形 1 固井质量原因。查阅龙 1 6井电测固井质量资料分 析 井段 5 5 9 0～ 5 6 4 8 m、 5 8 7 8～5 9 2 6 m， 声 幅值较高 ， 部分 套管接箍信号明显， 水泥较少 ， 固井质量较差， 5 9 2 6 ． 6 9～ 5 9 3 5 ． 9 4 m固井质量 中。试油射孔井段 5 9 3 1 ． 4 0～5 9 5 4 ． 4 0 m， 紧临固井质量差的井段， 5 9 2 6 ． 6 9～ 5 9 3 5 ． 9 4 m的射孔段 固井质量中， 同时落鱼井段 5 4 8 2 ． 3 7～ 5 9 5 5 ． 3 4 m包含了固 井质量差的井段。 龙 1 6尾管钢级 T P 1 4 0 V， 抗 内压 1 6 1 ． 5 M P a ， 抗外 挤 1 6 6 ． 9 M P a ， 正常情况下强度 能满足要 求 ， 造 成下部射孔枪 遇 卡的原因有可能是射孔枪对应的尾管在射孔瞬间产生了高 内压， 并在尾管周围的地层形成附加压力 ， 由于固井质量不 好， 套管与水泥环之间存在圈闭的钻井液压力和相应的空 间， 在射开套管时高内压传人地层， 瞬问增大圈闭空间的压 力， 井筒内这个高内压消失的同时， 作用于套管的地层压力 和附加压力及瞬间增大的圈闭压力超过套管抗挤强度， 造成 套管变形。 2 地层原因。从钻井及测井资料分析 ， 井段 5 9 1 4 5 9 1 9 m 是泥岩层段， 四川盆地深井泥岩层段很少， 该井段固 井质量中到差 ， 泥岩层膨胀与相邻层位容易发生挫动 ， 这个 过程是缓慢渐近的， 钻井及固井过程中泥岩层的影响并未显 现， 固井后应力逐渐聚集发生作用， 使套管处于横向的受力 状态 ， 此时套管强度可以抵抗横向的作用力不会发生变形， 射孔爆炸时产生振动， 打破了原有的平衡状态， 当振动产生 的横向载荷与原作用力发生重叠时使相应套管受到峰值载 荷超过其抗剪挤强度， 则套管发生变形可能卡住管柱。 三 、 结论与建议 1 龙 1 6井封隔器以下 3根油管发生永久螺旋弯曲很 可能是射孔瞬间产生上顶力引起。由于瞬间冲击波在油管 柱中产生某一时刻的纵向与横向共振峰值载荷， 使管柱受力 处于恶劣状态 ， 超过其屈服强度而发生永久螺旋弯 曲。 2 7 3 mm 3 S B油管断落是井下管柱被卡， 在封隔器解 封活动上 提过 程中 ， 胶筒 未完 全收缩 ， 封隔 器下 7 3 m m 3 S B 油管所受拉力超过其强度而从相对薄弱处被拉断。 3 井下管柱被卡， 套管变形可能性最大， 很可能是由于 固井质量不好 ， 在射开套管瞬间高内压传人地层 ， 综合应力 超过套管抗挤强度 ， 造成套管变形， 卡住射孔枪； 也有可能由 于泥岩层的膨胀产生应力 ， 在射孔时振动产生的载荷与原应 力发生重叠使相应套管受到峰值载荷超过其抗剪挤强度， 造 成套管变形卡住管柱。 4 在射孔管柱中使用性能良好可靠的减震器同时提高 油管的钢级强度， 以降底射孑 L 爆炸时所产生的上顶力， 确保 井下管柱的安全； 在类似井的作业中， 0 1 4 6封隔器应尽量靠 近 0 1 2 7尾管头， 以提高其抗屈服强度 ， 或在满足施工工艺条 件下封隔器远离尾管头， 以距离来抵消爆炸震动产生的上顶 力。 5 进一步优化固井施工设计， 提高固井工艺水平， 保证 固井质量良好 ， 固井质量不好的井段发生套管变形的可能性 最大， 目前深井尾管固井工艺技术还不能完全保证良好的固 井质量 。同时在膏盐 ， 泥岩等易发生 流动变形层 段选用强度 高的套管， 以克服地层流动变形产生的应力 ， 确保井下套管 的安全。 6 在打捞落鱼过程中要充分考虑井控风险， 如果堵漏 施工中形成了桥浆塞， 则存在很大的井控风险， 处理复杂时 当浆塞 活动 ， 渗流通道重新连通 ， 将 可能出现井 下大漏 ， 给施 工作业带来极大的风险， 所以要制定详细的安全预案确保施 工顺利 。 参考文献 [ 1 ] 赵金洲 ， 张桂 林． 钻 井 工程 技 术 手 册 [ M] ．2 0 0 4，I S B N 7 8 01 6 4 6 8 35 ． [ 2 ] 高鹏 ， 张劲军． 幂律流体管 内紊 流摩 阻系数计 算式评价 [ J ] ． 油 气储运 ， 2 0 0 5， 2 4 9 1 3一l 9 ． [ 3 ] 刘凤梧． 封隔器对油管螺旋屈曲的影响[ J ] ． 清华大学报， 1 9 9 9 ， 3 9 8 ． [ 4 ] 孙爱军． 注水管柱 的受力分析及理论计算 [ J ] ． 钻采工艺 ， 2 0 0 3， 2 6 3 ． 编辑 黄晓川