稠油热采井套管设计方法探索与实践

2020-04-26董小卫刘海龙田志华李一强王宁博

钻采工艺 2020年6期

董小卫, 刘海龙, 谢斌, 田志华, 刘帅, 李一强, 王宁博

(中石油新疆油田分公司工程技术研究院)

近年来，国内稠油热采井的套损率居高不下，新疆油田总体达到16%左右，局部区块更高，甚至存在大规模套损的现象。稠油热采井套管通用的强度设计方法主要源于美国API标准，而国内普遍沿用API 5C3 规范[1]，并据此制定了自己的行业标准[2]。该方法主要以管材的力学强度作为设计指标，在满足钻完井工程的前提下,综合考虑了热采过程中的热应力,以确保在髙温条件下管材不会发生屈服现象，与此同时，该方法在实际作业中，又通过提高管材强度余量即施加预拉应力技术，抵消了注汽时期的管柱压缩载荷，提高了管柱服役的安全性。但是稠油热采井套管的变形、缩径、剪切、屈曲等套损形式的现实存在，充分说明管材在服役期真实发生了塑性变形，危险工况凸显在注蒸汽吞吐过程当中，套管变形和损坏也集中发生在该时段。因此,仅以强度为主要技术指标进行热采井套管的设计方法已不能够满足油田现场生产的现场实际需求，为控制和降低稠油热采井套损率,应尝试部分国外学者提出的稠油热采井套管柱应变设计方法[3-4]。

1 套损模式与机理

稠油热采井主要采用多轮次注汽-焖井-采油的开采方式，套管长期服役进入热弹-塑性状态，套损形式众多[5]，通过对新疆油田重点区块稠油热采井套损情况统计分析，按照其相关性进行划分，套损模式可归纳为三类，并依次进行套损机理分析。

1.1 第一类模式：变形、缩径、断裂、脱扣

通过数值模拟热采套管柱的热-力耦合行为，如图1所示注采工况是一个升温、保温、降温的变化过程，温度变化将会引起套管柱压缩、松弛、拉伸应力交变，进一步导致管材发生过量塑性变形而造成永久破坏[6-8]。通过下入套损井铅印显示，热采井套管分别发生了变形、缩颈；热采套管螺纹连接失效后的形貌诊断显示，其损坏模式为断裂、脱扣。

1.2 第二类模式：剪切、错断

常规热采套管采用圆螺纹及偏梯形结构设计[9-10]，其螺纹本身不具备气密封性能，需要配合螺纹密封脂以提高其密封效果，但高温环境下螺纹密封性能试验结果表明：当注汽温度大于200℃时螺纹密封脂将会逐步失效。通过有限元解析模拟不同深度、不同狗腿度工况下套管漏失服役情况，如图2所示蒸汽漏失地层将导致泥岩层吸水膨胀和地层相对蠕变运动，套管横断面将因受到非均匀的外加载荷挤压而引发套管剪切、错断。

图2 泥岩层吸水引起的地层横向蠕变曲线

1.3 第三类模式：屈曲

当固井质量差、水泥环破坏或地层出砂亏空坍塌[11-13]时将导致套管柱失去约束而成为自由状态，注汽过程中，由于井口固定，套管热膨胀受到轴向的压缩应力，如图3所示套管柱将在横向发生屈曲变形，在过量压缩载荷作用下，管柱局部将发生S型弯曲变形、通径缩小、直至失稳。

图3 水泥环破坏诱发的套管柱屈曲模拟

2 80SH热采套管研制

在稠油热采井套损机理分析的基础上，探索了传统应力设计方法所存在的问题与不足[14]，基于应变套管柱的设计方法，通过开展套管管体、管端、螺纹强度交错设计、球面/锥面+台肩型气密封特殊螺纹扣技术、Cr-Mo+微合金管材成分对比优化、直井、定向井室内注采工况模拟性能评价等方面的研究，研制了适用于新疆油田270℃多轮次稠油蒸汽吞吐热采工况的新型80SH热采套管。

2.1 应变设计

基于应变的热采套管柱设计方法主体思路：在满足钻完井应力设计的前提下，综合考虑蒸汽吞吐工况下管柱受热后固有的应变强化、蠕变松弛、包申格效应和低周应变疲劳服役行为，以材料始终处于热弹性-塑性状态作为边界条件，如式(1)所示即生产阶段的管材设计应变≤许用应变，允许管材在可控的均匀延伸率范围之内发生塑性变形，确保套管柱在全寿命周期内的完整性。相比较于传统应力设计方法只利用材料屈服点之前的性能而言，应变设计方法对材料性能的利用扩展到最大抗拉强度阶段，充分发挥了材料均匀塑性变形能力。

εd=(εt+εc+εb+εs)≤εa

(1)

式中:εd—设计应变，%；εt—热应变，%；εc—蠕变应变，%；εb—弯曲应变，%；εs—土壤应变，%；εa—均匀延伸率，%。

2.2 强度交错设计

如图4所示,80SH热采套管管端采用镦粗或二次热处理工艺，管端部分采用强度高匹配，即管端的屈服强度高于管体的抗拉强度，塑性变形只发生在管体，实现了同一套管管体和管端在同样载荷下具有不同的应力水平，管端及接箍始终处于弹性状态，降低了应力集中造成的管端失效，管体强度较低可塑性变形，同时管端和螺纹的高强度确保了螺纹连接的安全性和可靠性，实现了套管应变设计。

图4 强度交配设计结构示意图

2.3 气密封特殊扣型设计

如图5所示,80SH热采套管螺纹扣型采用球面/锥面+台肩型气密封特殊结构设计[15]，台肩在防止过扭矩的同时，上扣后外螺纹端部挤压接箍台肩，当外部拉伸载荷小于该挤压力时，则产生辅助密封效果，如图6所示实现了螺纹+台肩双级气密封，有效解决了圆螺纹及偏梯形螺纹在高温蒸汽吞吐工况下的泄露问题，避免因蒸汽泄露引起的泥岩层吸水膨胀而导致的管柱剪切或错断。

2.4 材料成分优化

管体、接箍均基于Cr-Mo+微合金，属于中温低合金耐热钢，见表1。80SH热采套管降低了碳元素含量、增加铜和钼元素含量并添加铌、钒、钛等元素,如图7所示在相同温度下，同种材料随着应力的增加，蠕变速率也随之增加，三种套管蠕变速率大小次序为：80SH< TP90H

图5 双级气密封扣型结构示意图

图6 气密封螺纹连接应力分布云图

表1 三种热采套管管材成分对比表(单位：%)

图7 三种管材蠕变速率对比曲线

表2 80SH热采套管室内试验结果对比评价

2.5 室内试验

80SH热采套管(规格：Ø177.8 mm×8.05 mm)通过内压下循环拉压气密封试验(压力为500 MPa)和零位移热循环试验，模拟评价了80SH套管在直井和定向井的适用性，实验结果见表2，其多轮次注汽螺纹密封性能和套管完整性均符合设计要求。

3 现场应用情况

截止2019年，80SH稠油热采套管在新疆油田重18井区、红003井区共计现场试验8口井，通过采用40臂井径仪进行3～7注汽轮次井径测试及生产状况跟踪评价，除H903014井因固井质量不合格发生明显套管变形外，其他试验井均套管完整，现场应用效果良好。

3.1 效果对比评价

通过试验井与邻井井径测试解释数据进行对比，试验井射孔段以上套管均未发生套变，射孔段及边缘位置内径范围159.2～166.35 mm，符合API Spec 5CT标准规定的内径要求(158.52～166.38 mm)，对比同期完井投产采用常规热采套管的邻井，套管内径变形量降低了42%，试验井套管服役效果明显优于邻井热采套管,见表3所示。