稠油蒸汽吞吐熱采井套管柱應變設計方法*

韓禮紅，謝　斌，王　航，王建軍，田志華

（1.中國石油集團石油管工程技術研究院，陜西 西安 710077；2.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000）

稠油蒸汽吞吐熱采井套管柱應變設計方法*

韓禮紅1，謝斌2，王航1，王建軍1，田志華2

（1.中國石油集團石油管工程技術研究院，陜西 西安 710077；2.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000）

分析了某油田稠油蒸汽吞吐熱采井套管的服役行為及其失效模式；提出了一種基于應變的套管柱設計思路，基于應變的設計方法主要針對管柱縱向變形進行，其目的是允許材料在安全范圍內發生塑性變形；并應用實例驗證了該套管柱應變設計的合理性。

套管；稠油蒸汽吞吐熱采井；應變設計；損傷

稠油是中國主要的石油能源之一，以新疆、遼河、勝利三大油田為主要開采區域。稠油開采主要采用循環蒸汽吞吐、蒸汽驅、火驅等工藝方式，尤其以循環蒸汽吞吐工藝方式較多，其涉及的高溫井數量遠超其他方式涉及的高溫井數量，循環變溫引發的套損也最嚴重。近年來，國內稠油熱采井的套損率一直在20%～30%，局部區塊更高，平均單井修井費用超過100萬元，加上套損井產能下降，熱采井套損給油田造成巨大的經濟損失。新疆油田的稠油井普遍較淺，井深大多在600 m以內，熱采井數量接近2萬口，并且以每年近2 000口的數量持續增加，由于井筒數量龐大，套損引發的損失尤其嚴重。近幾年，新疆油田已探明可開采稠油儲量近4億t，是未來20年開采的重點油藏之一。開展優化套管柱設計研究，形成適用的套管選材技術，對于預防套損具有重要的經濟意義。

1　現場調查

自2000年以來，新疆油田熱采井套管設計采用兩層套管，除表層套管外，技術套管同時作為生產套管，主要采用Φ177.80 mm套管，壁厚包括8.05 mm和9.17 mm兩種，螺紋包括API偏梯形螺紋及生產廠家由此改進的密封螺紋，采用預應力方式固井。技術套管材質以非API的90H為主，另有部分非API的80H套管，均屬于低碳Cr-Mo系鋼種。在鋼種的標準方面，各制造企業均有自己的標準，石油行業并沒有統一標準。經調研后發現：新疆油田的蒸汽吞吐熱采井套管的損傷模式主要是變形、縮頸、斷裂、泄漏、脫扣和剪切錯斷。以LJ區為例，截至2008年年底，已證實套損井362口，其中泄漏84口井，變形及斷裂共251井次；選取已修復的206口套損井進行套損模式統計。在LD區，2000—2008年約600口井經歷6輪吞吐后，只有230口井可以正常生產，370口井發生了套損。另外一個大型套損區是BZ7區，從2000年開始開發到2005年年底，全區投產井數1 732口；到2006年2月底，已發現各類套損井514口，占投產井數的30%；尤其是2001年年底以前完鉆并投產的614口井中有452口為套損井，套損率達74%，套損的主要形式是變形縮頸、錯斷和泄漏。3個區域的套損模式統計分析結果見表1。套損與注蒸汽輪次對比統計分析發現，前6輪是套損多發期，套損都是區域性發生，套損特征如圖1所示。

表1　3個區域的套損模式統計分析結果

圖1　套損特征

2　套管服役行為及失效分析

2.1熱循環中的材料行為

蒸汽吞吐單次熱循環包括注汽、悶井和采油3個階段。在注汽過程中，井筒受熱膨脹，套管的熱膨脹系數遠高于水泥環及地層，在膠結水泥環與地層的約束下，套管實際承受溫度場變化帶來的壓縮載荷。當溫度變化超過180℃時，套管管體材料將發生屈服，隨后伴隨著均勻變形產生形變強化或軟化［1-3］，當變形超出材料的均勻變形能力時，將產生失穩或屈曲。悶井屬于持續性的高溫階段，可以和注汽一起看作升溫過程。在采油階段，井筒溫度持續下降，由于熱膨脹系數的差異，套管管體將承受拉伸作用，同樣伴隨著材料的短暫彈性變形、持久性的塑性變形。采油階段與注汽、悶井階段不同的是，在拉伸狀態下，材料超出其均勻變形范圍時，將產生明顯的縮頸，進而斷裂。國內外學者對此力學行為也已經進行了廣泛的研究，取得一些積極的成果［4-6］。

由于持續高溫作用，套管材料將顯示出不同程度的蠕變。一般認為，鋼鐵材料在超過30%熔點，450℃以上時才會出現明顯的蠕變現象［7］。對油田現場已經使用多年的套管材料進行的試驗結果表明，即使在350℃，N80套管材料也顯示出了明顯的蠕變效應；而最近幾年油田使用的類似L80-2套管的Cr-Mo系鋼同樣存在蠕變現象，只是其蠕變速率遠低于前者。不同套管材料在350℃的蠕變行為如圖2所示。因此，在蒸汽吞吐循環作業下，材料的蠕變行為必須加以考慮。

圖2　不同套管材料在350℃的蠕變行為

金屬材料在多次熱循環過程中存在明顯的包申格效應，套管材料會顯示出循環硬化或者循環軟化［2］。如果是循環硬化，套管的強度將持續增加，逼近抗拉強度，引發斷裂；如果是循環軟化，套管的強度將持續下降，管柱的剛性和井筒的完整性將存在潛在的風險。在每次熱循環過程中，套管管體材料均會產生塑性應變；因此，套管管體實際上處于低周應變疲勞服役狀態，對材料的應變疲勞特性進行定量的試驗評價是非常必要的。

2.2螺紋連接力學行為

對于螺紋連接部分，由于螺紋結構的應力集中效應，加上APISpec 5CT—2011《套管和油管規范》標準［8］套管管體與管端的等強度特性，無論是拉伸還是壓縮狀態，只要套管材料經歷了塑性變形，伴隨的應變強化效應都會持續性提高管端螺紋根部的應力集中，甚至是應變集中，最終會導致局部應力超過螺紋連接強度，導致管體斷裂或脫扣。因此，當套管管體變形時，如何保持管端螺紋連接的安全性，尤其避免應力集中和額外的塑性變形，甚至應變集中異常重要［2］。

2.3失效分析

套管典型失效模式如圖3所示。

（1）變形、縮頸及斷裂。套管的變形是材料在縱向載荷作用下，超出了彈性范圍而產生的永久塑性變形特征，當載荷繼續增加時，材料將持續發生塑性變形，并在薄弱環節中產生劇烈的應變集中，即縮頸現象。在縮頸發生后，材料承載的應力將迅速增加，如果達到拉伸強度，將發生斷裂。作業現場利用井下鉛印方式充分驗證了此種失效，如圖3（a）～（c）所示。

圖3　套管典型失效模式

（2）脫扣。油田現場的套管柱主要采用偏梯形螺紋連接，其連接強度高。如果套管發生脫扣失效，則說明在作業過程中螺紋連接部位產生了明顯的應力集中，且超出螺紋連接強度。如圖3（d）所示，井下成像分析證實存在此類失效現象。

（3）泄漏。泄漏主要與螺紋的密封性能有關。一般情況下，在低于200℃內填充合格的螺紋脂，偏梯形螺紋連接可以具有一定的密封性能。然而，熱采井井口注汽溫度一般都在270～350℃，目前尚未發現適用的螺紋脂產品可以保證螺紋密封性能。油田現場經常發生蒸汽泄漏，并溢出地面，如圖3（e）所示。因此，熱采井套管產品需要采用具有氣密封性能的螺紋連接。

（4）剪切。如前文所述，剪切主要是由地層橫向運動誘發的。新疆油田的地質環境中都有不同深度的泥巖夾層，這些泥巖夾層在吸水后將發生膨脹，誘發不同地層界面產生明顯的橫向載荷，進而造成套管的剪切變形［3］，如圖3（f）所示。這種剪切變形輕者影響井下作業，重者造成井眼報廢；因此，明顯的剪切變形是不允許的，提高螺紋連接密封性能，進而阻止泥巖吸水膨脹是關鍵環節。

2.4提高套管強度的作用分析

文獻［9-10］認為，熱采井套管可以采用提高鋼級的方法來避免塑性變形。實際上，在接近300℃的溫度變化環境下，作業所產生的熱應力足以使金屬材料發生塑性變形［4］。有學者認為，熱采作業過程中有H2S產生，提高套管鋼級無疑提高了管材發生應力腐蝕開裂的風險［3］。由于H2S應力腐蝕開裂對溫度有很強的依賴性，在65℃以上環境很少發生H2S應力腐蝕開裂［11］。即便除去此因素的影響，但由于在高溫下金屬材料具有應力松弛效應［12］，高的應力是無法保持的。套管材料的應力松弛行為如圖4所示，其試驗結果證明了這一點。

2.5預應力固井分析

預應力固井是基于應力交互作用的一種理論模型。該模型認為，在固井時給套管柱施加一定拉應力，以便套管—水泥環—地層膠結后，套管柱可以保留一定的殘余拉應力，并抵消在注汽時水泥環和地層對套管產生的壓應力，避免管材屈服［13］。按照該模型，套管柱在采油階段所承受的疊加拉應力將使其更易于失效。在油田現場作業時，這種方法更傾向于和高鋼級套管同時使用，由于高溫下材料的應力松弛特性，管柱是無法保持高應力狀態的。除此之外，稠油儲層往往是砂巖地層，預應力技術所用的地錨往往無法實現和井底有效結合。現場對于使用地錨的有效性一直持有不同的觀點［14-15］。

3　基于應變的套管柱設計

3.1熱采作業中的應變

圖4　套管材料的應力松弛行為

循環蒸汽吞吐熱采井套管服役過程即套管材料處于累積性的塑性變形和應變疲勞服役條件下。累積性的塑性變形是指材料每次熱循環都需經歷明顯的塑性變形，如果塑性應變累積量超過材料的均勻伸長率，套管材料將失穩，趨于縮頸和斷裂失效。在設計壽命內，套管材料需要滿足一定的循環次數，材料承受的塑性應變越大，其循環壽命就越短；因此，在滿足設計壽命的條件下，套管材料存在一個臨界值。服役中的套管主要承受以下幾種應變。

（1）熱應變εt。熱應變是由于作業過程中的溫度變化，水泥環和地層施加在管柱上的縱向應變，通過熱膨脹系數α和溫度變化ΔT來計算，即εt= α·ΔT。

熱應變是伴隨注汽悶井及采油全過程的應變，隨著循環注汽而循環，對材料的應變疲勞失效和均勻變形失效均起主要參數作用，屬于設計應變。

（2）蠕變應變εc。蠕變應變是由套管材料在高溫下的蠕變速率ε.和持續時間t來計算，即εc=ε.t。一般注汽悶井周期較短，而采油階段周期較長，兩者產生的蠕變分別為壓縮和拉伸變形，一般以較長的采油周期來計算，而蠕變速率需要依據標準GB/T2039—1997《金屬拉伸蠕變及持久試驗方法》［16］，在恒溫但不同級別應力下，對材料穩態蠕變試驗曲線采用數值回歸方法獲得。

蠕變應變同樣隨著作業中的熱循環而循環產生，對材料的應變疲勞失效和均勻變形失效均起主要參數作用，屬于設計應變。

（3）彎曲應變εb。彎曲應變是由井筒軌跡的狗腿度造成的，受鉆井井筒質量影響。在中國，油田在鉆井時井眼軌跡狗腿度規定在12°/30 m，一般測試結果為6°/30 m～8°/30 m。彎曲應變可以依據ISO 13679—2002《石油和天然氣工業 套管和管連接的測試程序》提供的公式計算［17］。

彎曲應變在鉆井后即得到確定，是永久性應變，對材料的應變疲勞失效和均勻變形失效均起主要參數作用，屬于設計應變。

（4）土壤應變εs。土壤應變是由在稠油開采過程中，儲層石油及砂礫在排出地面后，引發上覆巖層的壓實作用產生的。土壤應變需要借助數值分析手段，考慮作業周期及地層變化綜合計算。土壤應變是隨著開采作業逐步累積，對材料的應變疲勞失效和均勻變形失效均起主要參數作用，屬于設計應變。

（5）屈曲應變εf。屈曲應變是由于在局部水泥環破碎或地層出砂掏空后，管柱失去了水泥環和地層的支撐作用，在縱向壓縮載荷作用下管柱屈曲失穩對應的應變量。屈曲應變可以通過理論力學、數值分析或模擬試驗來確定，表征管柱失穩失效時的臨界應變，對材料均勻變形失效起主要作用，屬于設計應變。

（6）剪切應變εsh。剪切應變是指由地層運動或泥巖吸水膨脹誘發的橫向載荷作用在套管柱而產生的永久應變。在油田作業中，由于井下作業的需要，管柱需要保持一定的通徑要求；因此，明顯的剪切變形是不允許的。預防剪切需要從螺紋密封，提高套管局部鋼級、壁厚等方面控制。剪切應變屬于偶發性事件，不納入涉及的應變設計范疇。

（7）均勻伸長率δ。均勻伸長率屬于套管材料的屬性，是材料進行均勻拉壓塑性變形的極限承載參數，屬于許用應變。

（8）應變疲勞極限εx。應變疲勞極限是指套管材料在循環拉壓載荷作用下，經歷一定循環壽命相對應的臨界應變值。循環壽命越長，臨界值越低，可依據油井設計壽命通過試驗獲得。應變疲勞極限是材料的屬性，屬于許用應變。

3.2應變設計安全準則

依據套管材料在服役中累積的塑性變形不會引起失穩和應變疲勞，影響服役安全，提出熱采井套管柱基于應變設計的準則，包括均勻變形安全準則與應變疲勞安全準則。

（1）均勻變形安全準則。套管材料在均勻變形過程中，設計應變εd包括熱應變、蠕變應變、彎曲應變、土壤應變及屈曲應變，許用應變εa為材料的均勻伸長率，F為安全系數；即εd=εt+εc+εb+ εs+εf≤εa=δ/F。

（2）應變疲勞安全準則。設計應變εd為：εd= εt+εc+εb+εs≤εa=εx/F。

3.3螺紋連接部位設計

基于應變的熱采井套管柱設計是針對管體縱向變形進行的，不包括橫向剪切、擠毀載荷，也不適用于螺紋連接部位。螺紋連接需要具有氣密封性能，而氣密封性能通過金屬材料的過盈配合實現，密封面不允許產生過高的應力和應變集中；同樣，螺紋根部的應力集中對螺紋連接的完整性具有重要影響，也不允許過度提高［1，3］。因此，管體在發揮均勻塑性變形能力的時候，不應該明顯影響螺紋連接部分的應力分布特征。有研究者試圖通過確定螺紋連接的極限應變來建立失效準則［1，18］，但在當前的APISpec 5CT—2011標準規定下，套管管體和管端具有同樣的性能指標，同樣經歷塑性變形，對螺紋連接安全影響較大；因此，套管需要實現管體和管端的強度錯配（例如管端與接箍等強度）或者采用管端加厚處理，以保證管體在整個均勻塑性變形范圍內管端及螺紋連接部分都可以保持在屈服強度范圍內，保持強度及密封完整性。螺紋連接部位設計原理如圖5所示。

4　現場試驗案例介紹

針對新疆油田的蒸氣吞吐熱采作業工況，對工業領域的幾種管材進行了試驗評價，對通過模擬評價的一種套管進行了現場試驗，共計8口井。迄今為止，試驗井已經經歷了5年，完成14輪注汽作業，管柱服役安全；驗證了提出的設計方法是可行的。試驗井用套管柱主要信息如下。

4.1材料設計與評價

圖5　螺紋連接部位設計原理

套管材料采用Cr-Mo系耐熱鋼，并含有微合金化元素。材料的熱應變采用了文獻［4］關于熱膨脹系數的研究結果。按照最高350℃注汽，降至室溫25℃時進入下一循環計算，根據εt=α·ΔT可得熱應變為0.436%。

依據GB/T 2039—1997，在350℃恒溫下，采用4個應力水平（圖2）測試材料穩態蠕變速率后，按照高斯函數關系對應力-穩態蠕變速率關系進行擬合，確定函數關系式中的常數數值，得到材料的蠕變速率本構關系：

ε.=7.40×10-9×eσ/91.8+1.95×10-6（1）式中 σ——試驗應力，須高于熱應力，MPa。

在軸向零位移約束條件下，對實物套管施加350℃熱循環，獲得熱應力為448 MPa。公式（1）中的應力按500MPa保守計算。

依據油田現場每年進行3輪注汽的實際作業條件，考慮管柱服役壽命為10年，共注汽30輪，每輪持續4個月；其中，蠕變持續時間為每輪高溫注汽悶井3 d，共累積90 d，應力按保守的500 MPa上限計算，按照最高350℃下的蠕變速率本構方程，可以獲得套管材料的蠕變應變為0.285%。

現場鉆井時的狗腿度上限為12°/30 m，依據ISO 13679—2002標準可計算狗腿度引發的彎曲應變為0.057%。

隨著稠油開采的進行，儲層砂礫被流體攜帶返回地面，上覆巖層緩慢壓實產生的土壤應變可依據數值分析方法預測。新疆油田循環蒸汽熱采環境與加拿大稠油開發環境類似，根據文獻［4］的研究預測結果，在10年生產周期后，土壤壓實帶來的應變約為0.25%。文獻［19］通過現場數據分析后認為，套管柱產生一次屈曲的臨界應變為1.0%～2.5%；因此，該熱膨脹系數的研究結果可以借鑒用于試驗井計算方面。

根據均勻變形安全準則，按照10年設計壽命，可以計算試驗井的套管柱設計應變為3.528%。取設計安全系數為2.0，則套管材料的許用應變，即均勻伸長率應不低于7%。試驗井用套管材料在室溫及280℃注汽溫度下，均勻伸長率試驗值均滿足此項要求。試驗井用套管材料拉伸試驗結果見表2。

表2　試驗井用套管材料拉伸試驗結果

根據應變疲勞安全準則，套管柱的設計應變為1.028%，作為套管材料的應變疲勞臨界值，材料應該保證40次蒸汽循環安全（10年設計壽命）。拉－拉應變疲勞試驗結果如圖6所示。從圖6可以看出，材料在0.8%塑性應變下可以實現40次循環。這一結果與實際工況是不相符的，后者需要進行拉－壓應變疲勞或者軸向零位移條件下的熱循環試驗值，涉及材料的應變強化、包申格效應，蠕變效應，以及應變疲勞壽命評價方法［20］，相關的基礎研究還需要開展大量的工作。

圖6　拉－拉應變疲勞試驗結果

4.2適用性評價方法

除套管材料性能及尺寸容差要求之外，熱采井套管柱還需要針對蒸汽吞吐工況制定系統的實物性能評價方法，具體包括以下幾個方面。

（1）抗螺紋黏結。套管螺紋須保證在3次擰緊2次卸載試驗中不發生螺紋黏結現象，以保證在現場作業中螺紋的完整性。本項試驗按照一般ISO 13679—2002標準執行。試驗井用套管經歷螺紋擰緊與卸載試驗后的螺紋形貌如圖7（a）、（b）所示。

圖7　試驗井用套管柱模擬試驗

（2）抗內壓性能。套管管體及螺紋連接除滿足ISO 13679—2002標準要求之外，還須滿足現場注汽壓力及井下作業載荷如壓裂工況需要。本項技術要求及具體參數由最終用戶確定。套管螺紋連接試驗段通過抗內壓試驗后的形貌如圖7（c）所示。

（3）抗外擠性能。套管管體除滿足ISO 13679—2002標準抗外擠性能要求之外，還需要滿足最終用戶依據現場工況提出的技術要求。套管管體通過抗外擠試驗后的形貌如圖7（d）所示。

（4）拉伸強度。在拉伸強度方面，管體須滿足與名義鋼級相對應的實物拉伸強度要求，螺紋連接實物還應保證縮頸及斷裂發生在管體，而不是螺紋連接處，套管柱螺紋連接試樣通過實物拉伸試驗后的形貌如圖7（e）所示。本項要求是基于應變的設計方法對螺紋連接設計的直接要求。如果斷裂發生在螺紋連接部位，說明管體、管端及螺紋的強度錯配設計指標還需繼續優化。

（5）熱循環。熱循環是蒸汽吞吐熱采井最主要的評價方式，涉及直井、定向井的工況模擬。試驗須模擬現場軸向約束環境，即軸向位移為0的條件。施加的恒定試驗載荷包括內壓和彎曲載荷。熱循環從常溫至最高注汽溫度之間，循環至少10次，每次峰值溫度需保持恒溫至少5 min。在試驗循環期間，管柱須保持強度及密封性能的完整性。

由于溫度循環的周期較長，熱循環加載以前，可以先進行循環拉－壓載荷試驗進行初步判斷。拉－壓載荷須高于溫度循環引發的熱應力。由于在拉－壓循環試驗中，材料不能表現出高溫行為；因此，循環拉－壓試驗不能代替熱循環試驗。試驗井用套管柱在進行工況內壓及極限彎曲條件下的熱循環試驗如圖7（f）所示。

5　結　論

（1）稠油蒸汽吞吐熱采井套管損傷主要是套管柱在水泥環與地層的軸向約束下，發生塑性變形后引發的失效，套管柱需要采用基于應變的設計方法，主要用來控制材料軸向變形的安全性。

（2）在熱循環中，套管材料需經歷應變強化、蠕變、包申格效應及低周應變疲勞等行為，這些行為特征是建立材料均勻變形安全準則和低周應變疲勞安全準則的重要基礎。

（3）套管柱螺紋連接應采用氣密封性螺紋，抑制蒸汽泄漏造成泥巖膨脹，引發地層剪切套管失效。

（4）套管兩端推薦采用額外的外加厚或者二次強化處理手段，以保證螺紋連接部分的結構完整性。

（5）熱采套管的適用性評價需進行系統的材料性能評價和針對性的工況模擬試驗評價。

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Strain-based Design of Casing Strings for Serving Cyc lic Steam Stimu lation Therma lWell

HAN Lihong1，XIEBin2，WANGHang1，WANG Jianjun1，TIAN Zhihua2
（1.CNPC Tubular Goods Research Institute（TGRI），Xi’an 710077，China；2.CNPC Xinjiang Oil Field Branch，Karamay 834000，China）

Analyzed in the essay are the service behaviors and failure type of the casing as used for the cyclic steam stimulation thermalwell of a certain domestic oil field.Accordingly，a strain-based design idea for the casing string is proposed.Themethod for the designmainly focuses on the longitudinal deformation of the casing string，and is used to allow the material to develop p lastic deformation within the specific safety margin.Furthermore，the reasonability of the said design for the casing string is verified via actual service cases.

oil casing；cyclic steam stimulation thermalwell；strain-based design；damage

TG113.25；TE931+.2!!

B!

1001-2311（2016）03-0011-08

*國家自然科學基金項目（51574278）、中國石油天然氣集團公司應用基礎研究項目（2011A-4208）、新疆油田公司技術開發項目（GC-JF-2011-57）

韓禮紅（1975-），男，博士，高級工程師，中國石油集團高級技術專家，孫越崎青年科技獎獲得者，長期從事油井管工程技術研究工作。

（2015-11-20；修定日期：2016-03-07）