稠油熱采井套管設計方法探索與實踐

董小衛, 劉海龍, 謝 斌, 田志華, 劉 帥, 李一強, 王寧博

(中石油新疆油田分公司工程技術研究院)

近年來，國內稠油熱采井的套損率居高不下，新疆油田總體達到16%左右，局部區塊更高，甚至存在大規模套損的現象。稠油熱采井套管通用的強度設計方法主要源于美國API標準，而國內普遍沿用API 5C3 規范[1]，并據此制定了自己的行業標準[2]。該方法主要以管材的力學強度作為設計指標，在滿足鉆完井工程的前提下,綜合考慮了熱采過程中的熱應力,以確保在髙溫條件下管材不會發生屈服現象，與此同時，該方法在實際作業中，又通過提高管材強度余量即施加預拉應力技術，抵消了注汽時期的管柱壓縮載荷，提高了管柱服役的安全性。但是稠油熱采井套管的變形、縮徑、剪切、屈曲等套損形式的現實存在，充分說明管材在服役期真實發生了塑性變形，危險工況凸顯在注蒸汽吞吐過程當中，套管變形和損壞也集中發生在該時段。因此,僅以強度為主要技術指標進行熱采井套管的設計方法已不能夠滿足油田現場生產的現場實際需求，為控制和降低稠油熱采井套損率,應嘗試部分國外學者提出的稠油熱采井套管柱應變設計方法[3-4]。

1 套損模式與機理

稠油熱采井主要采用多輪次注汽-燜井-采油的開采方式，套管長期服役進入熱彈-塑性狀態，套損形式眾多[5]，通過對新疆油田重點區塊稠油熱采井套損情況統計分析，按照其相關性進行劃分，套損模式可歸納為三類，并依次進行套損機理分析。

1.1 第一類模式：變形、縮徑、斷裂、脫扣

通過數值模擬熱采套管柱的熱-力耦合行為，如圖1所示注采工況是一個升溫、保溫、降溫的變化過程，溫度變化將會引起套管柱壓縮、松弛、拉伸應力交變，進一步導致管材發生過量塑性變形而造成永久破壞[6-8]。通過下入套損井鉛印顯示，熱采井套管分別發生了變形、縮頸；熱采套管螺紋連接失效后的形貌診斷顯示，其損壞模式為斷裂、脫扣。

1.2 第二類模式：剪切、錯斷

常規熱采套管采用圓螺紋及偏梯形結構設計[9-10]，其螺紋本身不具備氣密封性能，需要配合螺紋密封脂以提高其密封效果，但高溫環境下螺紋密封性能試驗結果表明：當注汽溫度大于200℃時螺紋密封脂將會逐步失效。通過有限元解析模擬不同深度、不同狗腿度工況下套管漏失服役情況，如圖2所示蒸汽漏失地層將導致泥巖層吸水膨脹和地層相對蠕變運動，套管橫斷面將因受到非均勻的外加載荷擠壓而引發套管剪切、錯斷。

圖2 泥巖層吸水引起的地層橫向蠕變曲線

1.3 第三類模式：屈曲

當固井質量差、水泥環破壞或地層出砂虧空坍塌[11-13]時將導致套管柱失去約束而成為自由狀態，注汽過程中，由于井口固定，套管熱膨脹受到軸向的壓縮應力，如圖3所示套管柱將在橫向發生屈曲變形，在過量壓縮載荷作用下，管柱局部將發生S型彎曲變形、通徑縮小、直至失穩。

圖3 水泥環破壞誘發的套管柱屈曲模擬

2 80SH熱采套管研制

在稠油熱采井套損機理分析的基礎上，探索了傳統應力設計方法所存在的問題與不足[14]，基于應變套管柱的設計方法，通過開展套管管體、管端、螺紋強度交錯設計、球面/錐面+臺肩型氣密封特殊螺紋扣技術、Cr-Mo+微合金管材成分對比優化、直井、定向井室內注采工況模擬性能評價等方面的研究，研制了適用于新疆油田270℃多輪次稠油蒸汽吞吐熱采工況的新型80SH熱采套管。

2.1 應變設計

基于應變的熱采套管柱設計方法主體思路：在滿足鉆完井應力設計的前提下，綜合考慮蒸汽吞吐工況下管柱受熱后固有的應變強化、蠕變松弛、包申格效應和低周應變疲勞服役行為，以材料始終處于熱彈性-塑性狀態作為邊界條件，如式(1)所示即生產階段的管材設計應變≤許用應變，允許管材在可控的均勻延伸率范圍之內發生塑性變形，確保套管柱在全壽命周期內的完整性。相比較于傳統應力設計方法只利用材料屈服點之前的性能而言，應變設計方法對材料性能的利用擴展到最大抗拉強度階段，充分發揮了材料均勻塑性變形能力。

εd=(εt+εc+εb+εs)≤εa

(1)

式中:εd—設計應變，%；εt—熱應變，%；εc—蠕變應變，%；εb—彎曲應變，%；εs—土壤應變，%；εa—均勻延伸率，%。

2.2 強度交錯設計

如圖4所示,80SH熱采套管管端采用鐓粗或二次熱處理工藝，管端部分采用強度高匹配，即管端的屈服強度高于管體的抗拉強度，塑性變形只發生在管體，實現了同一套管管體和管端在同樣載荷下具有不同的應力水平，管端及接箍始終處于彈性狀態，降低了應力集中造成的管端失效，管體強度較低可塑性變形，同時管端和螺紋的高強度確保了螺紋連接的安全性和可靠性，實現了套管應變設計。

圖4 強度交配設計結構示意圖

2.3 氣密封特殊扣型設計

如圖5所示,80SH熱采套管螺紋扣型采用球面/錐面+臺肩型氣密封特殊結構設計[15]，臺肩在防止過扭矩的同時，上扣后外螺紋端部擠壓接箍臺肩，當外部拉伸載荷小于該擠壓力時，則產生輔助密封效果，如圖6所示實現了螺紋+臺肩雙級氣密封，有效解決了圓螺紋及偏梯形螺紋在高溫蒸汽吞吐工況下的泄露問題，避免因蒸汽泄露引起的泥巖層吸水膨脹而導致的管柱剪切或錯斷。

2.4 材料成分優化

管體、接箍均基于Cr-Mo+微合金，屬于中溫低合金耐熱鋼，見表1。80SH熱采套管降低了碳元素含量、增加銅和鉬元素含量并添加鈮、釩、鈦等元素,如圖7所示在相同溫度下，同種材料隨著應力的增加，蠕變速率也隨之增加，三種套管蠕變速率大小次序為：80SH< TP90H

圖5 雙級氣密封扣型結構示意圖

圖6 氣密封螺紋連接應力分布云圖

表1 三種熱采套管管材成分對比表(單位：%)

圖7 三種管材蠕變速率對比曲線

表2 80SH熱采套管室內試驗結果對比評價

2.5 室內試驗

80SH熱采套管(規格：?177.8 mm×8.05 mm)通過內壓下循環拉壓氣密封試驗(壓力為500 MPa)和零位移熱循環試驗，模擬評價了80SH套管在直井和定向井的適用性，實驗結果見表2，其多輪次注汽螺紋密封性能和套管完整性均符合設計要求。

3 現場應用情況

截止2019年，80SH稠油熱采套管在新疆油田重18井區、紅003井區共計現場試驗8口井，通過采用40臂井徑儀進行3～7注汽輪次井徑測試及生產狀況跟蹤評價，除H903014井因固井質量不合格發生明顯套管變形外，其他試驗井均套管完整，現場應用效果良好。

3.1 效果對比評價

通過試驗井與鄰井井徑測試解釋數據進行對比，試驗井射孔段以上套管均未發生套變，射孔段及邊緣位置內徑范圍159.2～166.35 mm，符合API Spec 5CT標準規定的內徑要求(158.52～166.38 mm)，對比同期完井投產采用常規熱采套管的鄰井，套管內徑變形量降低了42%，試驗井套管服役效果明顯優于鄰井熱采套管,見表3所示。

3.2 試驗套變井診斷分析

紅003井區H903014試驗井套損段套管內徑范圍為148.4～165.4 mm，四十臂井徑測試顯示有2處變形明顯，通過核對完井時固井質量,并再次進行RCB/RCD水泥膠結和密度測井對比后發現，套管變形位置與固井質量評價為差的位置相對應，見圖8所示，分析認為固井質量差是導致套管明顯變形的直接原因。

表3 部分試驗井與常規熱采井套管內徑超差對比表

圖8 H903014井測徑與固井質量解釋位置對應圖

4 結論

1)結合稠油熱采工藝特征及套損井統計分析，歸納了稠油熱采井三類套損模式，并揭示了套損失效機理。

2)稠油熱采井套管失效主要發生在生產階段，應力設計方法可解決鉆完井工程要求，但不能滿足生產壽命需求，蒸汽吞吐熱采套管應采用基于應變的熱彈-塑性設計方法。

3)以應變為主控參數設計的80SH熱采套管，允許管體發生均勻塑性變形，充分發揮材料的彈塑性能力，均勻延伸率明顯改善，蠕變抗力顯著提升。

4)試驗結果表明：與常規熱采套管井相比，新型80SH熱采套管試驗井局部井段的套管變形量明顯減小，變形范圍符合AIP評價標準要求，滿足新疆油田270℃多輪次稠油蒸汽吞吐熱采工況的現場實際需求。