油層套管的保護技術

油層套管的保護技術

－油套管選擇和使用中的問題及預防措施

韓勇20/10/2002

e-mail:Han_y2000@hotmail

李先念講：石油工業(yè)是大量使用管子的工業(yè)。石油管在石油工業(yè)中占有很重要的地位：(1)石油管用量大、花錢多〔CNPC約100億元/年〕，節(jié)約開支、降低本錢的潛力巨大。(2)石油管的力學和環(huán)境行為對石油工業(yè)采用先進工藝和增產(chǎn)增收有重要影響。(3)石油管的平安可靠性和使用壽命對石油工業(yè)關系重大。提綱油套管的總量需求API套管使用性能及存在問題國內(nèi)外有關套管損壞的研究油套管產(chǎn)品開展的趨勢幾個重要問題油、套管的粘扣和泄漏問題油、套管的腐蝕問題套管的磨損問題套管的擠毀問題熱采井套管損壞問題高溫高壓井生產(chǎn)套管的設計主要結論油套管的總量需求世界歷年鉆井數(shù)量世界主要鋼管廠家分布情況1999年OCTG出口市場分布全世界2002年OCTG約需求約500萬噸。按生產(chǎn)廠劃分如下：DST集團80萬噸〔包括NKK20萬噸〕VM集團60萬噸日本住友40萬噸，川崎6萬噸俄羅斯60萬噸美國和加拿大45萬噸〔包括LONESTARV15萬噸〕中國110萬噸〔包括寶山30萬噸，天津40萬噸，寶雞6萬噸，成都6萬噸，西姆來斯6萬噸，其他5萬噸〕印度及奧鋼聯(lián)等50萬噸羅馬尼亞20萬噸中國市場：國內(nèi)OCTG總需求量100萬噸(2001)中石油CNPC70萬噸，其中Tubing18萬噸,J55.N80占75%.中石化SNOPC20萬噸,其中Tubing6萬噸.海洋COOC10萬噸,其中Tubing3萬噸.高鋼級等特殊管要進口15－20萬噸.API套管使用性能及存在問題API套管使用性能API套管〔APILTC，APIBTC接頭〕的使用性能API5CT、API5B、APIRP5C1、APIBUL5C2、APIBUL5C3、APIBUL5C4、APIRP5C5、APIRP5A2等規(guī)定或推薦了根本的操作性能。按API制造的套管在使用中仍發(fā)生的螺紋粘扣、泄漏〔特別是氣井〕、擠毀與變形等。對以下?lián)p壞情況，API套管性能缺乏或無適當?shù)脑O計方法注蒸汽井的套管損壞，如遼河、克拉瑪依—高溫變形和接頭強度——特殊螺紋接頭與耐熱套管鋼級鹽巖層和軟泥巖蠕變引起的套管損壞，如江漢、中原、華北—套管擠毀——厚壁高抗擠套管砂巖層壓力虧空引起的套管損壞，如勝利孤島、中原—復合載荷下套管擠毀、剪切變形——套管設計方法與非API厚壁套管，防砂措施注水開發(fā)地層壓力不平衡引起的套管損壞，如大慶、吐哈—不均勻載荷下套管擠毀、剪切變形——套管設計方法與非API厚壁套管，注水開發(fā)方案對以下?lián)p壞情況，API套管性能缺乏或無適當?shù)脑O計方法非強性腐蝕條件下的套管腐蝕，如塔里木、長慶—弱CO2腐蝕、SRB腐蝕?！睞PI普通管材腐蝕速度快，Cr鋼價格高——防腐設計〕射孔完井作業(yè)引起的套管損壞—套管射孔開裂、射孔后套管的強度下降——套管韌性要求、有孔套管的強度計算與設計油田名稱套管損壞基本情況大慶油田經(jīng)38年注水開發(fā)，1998年前已發(fā)現(xiàn)5251口套損井，占投產(chǎn)總井數(shù)的17.2%。其中有1366口井已報廢核銷；有2344口井已修復利用；還有1541口井帶“病”生產(chǎn)。套管損壞的原因由地層滑移、蠕動等造成。遼河油田1998年五個地區(qū)的區(qū)塊3800口熱采井的調(diào)查表明，發(fā)生套管損壞的有489口，占12.64%。套管損壞在封隔器附近至油層部位居多，占套管損壞總井數(shù)的64.42%。變形占46.42%，錯位占23.31%，螺紋泄漏脫扣占16.35%.

勝利油田經(jīng)過30多年的開發(fā)，至1999年套管損壞井已占總井數(shù)的1/10。到1992年底，套損井數(shù)1659口，占總井數(shù)的1/10。套管損壞的類型有變形與破壞，射孔開裂。

長慶油田隆東地區(qū)（采油二廠）共有油水井2053口，開井1391口（其中油井1123口，水井268口），套損井總數(shù)達到414口，占水井總數(shù)的23%。套管損壞原因以腐蝕為主。

新疆油田熱采井套損嚴重。例如，重油公司在1997-2000年有38口井損壞。百重7區(qū)，共有228口井，在注氣第一輪后，損壞34口井（變形14口，開裂8口，其他12口）。

中原油田至2000年12月底，中原油田油田共有生產(chǎn)井4432口，套損井1599口。其中套管變形占67.3%，破漏穿孔占24.9%，套管錯斷占7.7%。其中99年171口井，2000年159口井。

冀東油田油氣井已損壞145口井，占開發(fā)井540口井的18.70%，變形占69%。套管損壞的原因由地層滑移造成剪切、射孔開裂等。

另外，華北、吉林、江漢、青海等油田套管損壞也嚴重，在吐哈、塔里木等新油田套管損壞也呈增加的趨勢。

國外有關套管損壞的研究

國外有關套管損壞的研究

套管損壞問題涉及多方面問題，一直是國際上研究的難點和熱點國外有關套管損壞的研究

〔套管剪切變形和屈曲示圖〕注水引起油藏與周圍地層剪切應力，超過層間強度造成滑移，損害油井。地層滑移Mohr-Coulomb判據(jù)簡單式：套管“狗腿〞的產(chǎn)生—剪切

C-FERR認為套管變形的原因：在注蒸汽井的熱循環(huán)；在重油開采中存在大量砂層；壓縮或蠕變地層；存在地層缺陷如斷層、地層滑移等。

研究目的

弄清套管和尾管變形的機理和影響因素，指導以下工作：修理已損壞井減少現(xiàn)存井的變形新井的開發(fā)設計如何延長使用壽命

研究程序收集現(xiàn)場數(shù)據(jù)，明確套管問題的比例、分布和歷史；通過損壞井的測徑等手段來進一步證實和完善現(xiàn)有數(shù)據(jù)；建立和使用套管/地層間的有限元模型，包括套管的結構模型和周圍地層的地質力學模型，確認主要的變形機理；研究出經(jīng)驗模型或公式，用于預測套管的變形；對于套管損壞治理方案，評價所選模型的有效性。

彎曲與外壓復合載荷下套管擠毀〔很復雜〕Corona&Kriakides(1988)公式：應變—位移方程彎矩值計算

可以計算結構的整個特性曲線，確定固有極限載荷失穩(wěn)。

射孔段套管損壞防治研究

——選定目前采用的射孔工藝及射孔方式，對使用的套管進行模擬射孔，以評價出其對套管的影響程度〔包括裂孔長度及分布、彈孔毛刺高度、外徑漲大率等〕，以此數(shù)據(jù)及該區(qū)塊井下載荷環(huán)境建立理論分析模型，對套管內(nèi)應力進行計算和分析，同時用這些射孔試樣進行全尺寸驗證試驗，以評價出其對套管超載能力的影響，根據(jù)理論和試驗結果最終確定出適合的射孔工藝及方式。

研究手段理論解析+有限元分析+全尺寸試驗〔1〕射孔后套管強度下降規(guī)律的研究首先，是否射孔開裂？射孔后套管強度是否足夠？〔2〕射孔段套管內(nèi)部應力數(shù)值計算及強度分析〔3〕最正確射孔工藝、射孔槍彈及射孔參數(shù)選擇的研究〔4〕防止射孔段套管損壞綜合措施的研究研究的內(nèi)容擠毀強度計算預期目標在油田可接受的射孔條件下，制定出防止套管開裂及損壞的措施，從套管選用方面解決油田套管的損壞問題〔韌性指標〕；根據(jù)射孔套管強度下降規(guī)律，制定出射孔段套管柱設計的平安系數(shù)；從防止套管損壞出發(fā)，對射孔工藝、射孔槍彈及射孔參數(shù)作必要的修訂。最大程度的減少射孔段套管的損壞，如減少80%與射孔作業(yè)有關的套管損壞。

國外油、套管產(chǎn)品開展的趨勢在油氣勘探與開發(fā)中，遭遇的高溫、腐蝕環(huán)境、復雜的化學、應力及極端的條件對改進OCTG產(chǎn)品提出了很高的要求。國外油、套管產(chǎn)品開展的趨勢

對套管使用性能的主要要求特殊鋼級Proprietarysteelgrades特殊螺紋接頭PremiumconnectionsAGIP高溫高壓井

TrecateVillaFortuna

Italy

DeepWell

OIL-GAS

HIGHTEM-PRESSURE

Bottomholetemp.

185°C

Bottomholepressure

15000psi

Depth

700meters

DSTGRADE局部套管使用記錄

-

GulfofMexicosetno.1

inLouisianaorTexas

14"casing99,43lbs/ftP110MACIIR3

10"3/4casing105,4lbs/ftVM110SSVamHWST-NAR3

9"7/8casing68,9lbs/ftVM110SSValSLR39"5/8casing58,4lbs/ftQ125NewVamR3Total95/8"Casing7"casing38lbs/ftQ125NewVamR3

5"casing23,2lbs/ftQ125VamFJLR3

局部套管使用記錄-Caribbeansetno.3

inColombia,TrinidadorVenezuela

Casing,18-5/8",101#,N80,BigOmega,ERWCasing,7-5/8"29.7#P-110STLR3Casing,7"26#P-110TCIICasing,18-5/8",136#,N80,BigOmega,0,693"WT,Casing,18-5/8",136#,N80,BigOmega,0,693"WT,Casing,5"18#P-110TCIIR3Casing,5-1/2"20#P-110STLR#Casing,9-5/8",47#,P-110,4T-STCCasing5",18#,P-110,TC-II,R-3,PerforatedCasing,9-5/8"47#P-110TCII最新套管產(chǎn)品的開發(fā)趨勢140KSI150KSI高強高韌性套管140KSI高抗擠套管抗CO2腐蝕套管綜合性能高的特殊螺紋接頭，趨于類型集中，如TC-11、ANTARES，同時希望能用于注蒸汽熱采井?？焖傧驴邸⑿￠g隙固井、套管鉆井等功用特殊接頭套管VAMTOP(TubingOrientedProduct)5"to75/8"-5TPI85/8"&above-4TPITAPER1:16VAMACEXS(VAMACEeXtraStrength)

23/8",27/8"-8TPI31/2",4",41/2"-6TPITAPER1:16油、套管的粘扣和泄漏問題API螺紋粘扣概念

粘扣在英文中的單詞為galling，但在API的標準、標準或推薦作法里均無明確的定義。在ISO/TC67/SC5中，明確的定義了粘扣，定義為：粘扣是接觸金屬外表的一種冷焊，這種冷焊在進一步滑動/旋轉過程中發(fā)生撕裂。按照該定義，粘扣應該存在內(nèi)、外螺紋之間的粘接。但更多的情況那么是螺紋外表的擦傷，但該定義從文字上并沒有包含。我們認為：粘扣是一種磨損現(xiàn)象，可定義為內(nèi)、外螺紋之間在上、卸扣過程中基體發(fā)生轉移的現(xiàn)象。這樣，不僅包含了冷焊撕裂現(xiàn)象，也包含了細微的損傷，這此細微的損傷也是一種粘扣現(xiàn)象。上、卸扣次數(shù)：在APISPEC5B中，要求油管接頭應經(jīng)過4次上、卸扣不發(fā)生粘扣而損傷螺紋。在APIRP5C5中，要求套管接頭能經(jīng)過3次上、卸扣而不發(fā)生粘扣，油管接頭能經(jīng)過10次上、卸扣不發(fā)生粘扣。錐度不匹配

試樣配合間隙量試樣編號1＃2＃3＃4＃5＃6＃δ(mm)2.411.310.4-0.49-1.35-2.55上扣試驗曲線上扣速度的影響

-螺紋參數(shù)對泄漏抗力的影響上扣扭距對泄漏抗力的影響溫度環(huán)境對螺紋脂壓力的影響壓力介質對泄漏抗力影響外界載荷對泄漏抗力影響螺紋脂特性對密封性能的影響不同工礦條件下螺紋密封極限及適用范圍

偏梯形和圓螺紋密封性能比照不同錐度配合密封性能比照1#2#3#4#5#6#7#8#9#10#102030405060泄漏壓力（Mpa）螺紋脂類型烘干條件下螺紋脂氣密封性能比照試驗結果

油、套管的腐蝕問題TGRC的近期研究工作NACE會議1997－2002研究成果腐蝕預測軟件CO2腐蝕SRB腐蝕耐腐蝕材料內(nèi)容1CO2腐蝕規(guī)律和機理針對幾個典型油田腐蝕環(huán)境對影響CO2腐蝕的各種因素如溫度、分壓、氯離子濃度等的宏觀規(guī)律進行了大量的高溫高壓研究。研究的材料對象油套管鋼材：N80、P110、P105、SM110、J55緩蝕劑：WSI-02、CT2-4、DPI、TG-1涂鍍層：有機涂層：PC400、DPC、TK236、

HH205、TK-15

化學鎳磷鍍層進行了下述均勻和局部腐蝕速率的影響因素研究溫度、CO2分壓、介質流速、Cl-濃度、pH值、Fe2+濃度、

礦化度、井深等圖3-3溫度對均勻腐蝕速率的影響試驗條件：模擬溶液，靜態(tài)，PCO2=2.5MPa，T=90°C，2d圖3-5流速對均勻腐蝕速率的影響試驗條件：模擬溶液，T=90°C，PCO2=2.5MPa圖3-6Cl-濃度對均勻腐蝕速率的影響試驗條件：模擬溶液，T=90°C，PCO2=2.5MPa，V=1.5m/s，溫度的影響0.00320.00490.00450.00490.044213Crmm/a腐蝕規(guī)律總結溫度對油套管CO2腐蝕有峰值現(xiàn)象，峰值在90℃左右CO2分壓、氯離子對CO2油套管腐蝕也有峰值現(xiàn)象流速增加，加速CO2腐蝕在所研究的范圍內(nèi)，PH對CO2腐蝕影響不大內(nèi)容2抗CO2腐蝕緩蝕劑的評價研究緩蝕劑種類對緩蝕效果的影響緩蝕劑濃度對緩蝕效果的影響溫度對緩蝕效果的影響緩蝕劑種類對緩蝕效果的影響〔%〕Days%圖3-12WSI-02緩蝕劑對P110的緩蝕效率隨緩蝕劑濃度的變化趨勢緩蝕效率〔%〕緩蝕劑濃度〔ppm〕緩蝕劑濃度對緩蝕效果的影響內(nèi)容3硫酸鹽復原菌(SRB)的腐蝕研究1.腐蝕性細菌的加富、別離、純化及培養(yǎng)2.硫酸鹽復原菌(SRB)的生理生長特點及規(guī)律3.酸鹽復原菌(SRB)腐蝕機理與腐蝕規(guī)律4.初步的防護措施圖1典型的SRB〔D.desulfuricans〕菌種圖７溫度對SRB生長的影響圖９pH對SRB生長的影響圖１０NaCl濃度對SRB生長的影響SRB的腐蝕機理均勻腐蝕:新陳代謝產(chǎn)生的硫化氫產(chǎn)生均勻發(fā)腐蝕，在遇到二氧化碳氣體時，腐蝕將更加嚴重。點蝕：在菌落附著的鋼鐵外表形成點蝕坑，這是SRB的主要腐蝕形態(tài)。應力腐蝕:對SRB生存環(huán)境下的應力腐蝕行為進行了探索性研究：在一定的環(huán)境〔比方在偏酸性〕條件下，有可能發(fā)生SSCC。圖4.17P110套管浸泡〔28天,SRB〕腐蝕形貌圖4.26幾種細菌腐蝕的典型蝕坑形貌腐蝕產(chǎn)物的SEM觀察說明，SRB引起套管腐蝕特征為：高度局部點蝕，去除外表腐蝕產(chǎn)物后，金屬外表有密集蝕坑內(nèi)容4其他研究CO2腐蝕速率預測模型及軟件的應用套管材料的影響CO2腐蝕速率預測模型及軟件美國InterCorr國際公司建立，該模型考慮了十幾種參數(shù)對腐蝕速率影響：

如CO2、H2S、HCO3-、Cl-、露點溫度、油類型、流速、流態(tài)、氣水比、氣油比、含硫、含氧情況、緩蝕效率等。3-28CO2分壓對P105套管腐蝕速率影響的實驗值及模型軟件預測值比照

HCO3-:150ppm；Cl-:110mg/l;T:90℃;V:1.5m/s腐蝕速率〔mm/a〕CO2分壓〔Mpa〕圖3-29流速對P105套管腐蝕速率影響的試驗值及模型軟件預測值比照

HCO3-:150ppm；Cl-:110mg/l;T:90℃;PCO2:2.5MPa流速〔m/s〕腐蝕速率〔mm/a〕研究了8種不同廠家的J55套管的腐蝕特性，分析腐蝕原因mm/a國外現(xiàn)狀－

NACE會議1997－2002研究成果石化腐蝕成為會議熱點。目前，石油工業(yè)中的腐蝕控制研究還是主要集中在耐蝕材料、緩蝕劑、保護性覆蓋層、電化學保護、改變金屬的使用環(huán)境等方面。腐蝕預測與控制CO2腐蝕用緩蝕劑SRB腐蝕耐腐蝕材料腐蝕預測與控制

腐蝕專家系統(tǒng)結論CO2腐蝕機理和影響因素的研究較多，有許多可借鑒的經(jīng)驗。CO2腐蝕控制與預測的模型有16種，已有INTERCORR、SWEETCOR等商用軟件。腐蝕預測將向智能系統(tǒng)、神經(jīng)網(wǎng)絡系統(tǒng)開展。CO2腐蝕用緩蝕劑結論緩蝕劑的應用較廣，甚至在高溫高壓酸性氣井中也有成功的經(jīng)驗。緩蝕劑對均勻的電化學腐蝕效果較好，有的緩蝕劑對局部腐蝕也有保護作用。實驗室篩選要與現(xiàn)場條件相結合，要有嚴格的評價程序。緩蝕劑的研究向環(huán)境友好〔綠色〕方向開展。緩蝕劑篩選時應注意：僅有簡單的緩蝕效率的評價還遠遠不夠，要考慮緩蝕劑與溶液的配伍性緩蝕劑膜的穩(wěn)定性緩蝕劑濃度隨時間的變化流速對緩蝕效率的影響油含量對緩蝕效率的影響緩蝕劑加注時選用的稀釋溶液等等諸多因素都要同時考慮。只有這樣，才能保證評價出的緩蝕劑能夠有效地按照預定的方案工作。SRB腐蝕結論SRB腐蝕是可以通過化學處理〔如甲醛〕、機械設計〔如水處理〕與微生物方法〔如硫桿菌〕來減輕和控制的。用硝酸鹽可有效地消除SRB的影響，并得到現(xiàn)場試驗的證實。耐腐蝕材料結論13CR的使用有限制，主要是PH、CL-和溫度的影響。含0.5－1.0CR的鋼也比普通碳鋼耐腐蝕性能較好。

套管磨損問題

1111．分析接觸載荷或應力的影響及磨損機理2．研究泥漿成分影響3．開發(fā)新型鉆桿接頭或井下工具用金屬硬化帶4．采用改進型鉆桿保護器或特殊鉆柱接頭5．評價已磨損套管強度6．建立套管磨損預測模型

套管磨損研究

鉆柱磨損的危害遼河陳古1井在2317m〔全角變化率5.6o/30m〕處發(fā)生3根127mmG105鉆桿摩擦熱裂紋。大港烏深1井有100根127mmG105鉆桿降級，其中大局部鉆桿接頭嚴重磨損，外徑由168.3mm變至151.5mm，卻勒1井244.5mm套管磨損形貌

〔在井深5223m時,距井口9.5-15m處套管磨損嚴重，鉆桿也有101根磨損報廢?！程坠苣p的危害陽霞1井244.5mmSM110TT套管磨損造成

變形破裂〔4300-4315m〕

CAST井周成像儀測量結果：紅色和黑色區(qū)域表示測量的半徑大于正常的內(nèi)壁半徑，黃色區(qū)域表示測量的半徑接近正常的內(nèi)壁半徑

國外在鉆桿與套管磨損預測和防磨減摩技術方面的研究一直很活潑，應用效果較顯著。如應用新型鉆桿接頭金屬硬化帶。前緣導角減少欠平衡轉動密封損傷

使用改進型鉆桿保護器〔橡膠護箍〕，保護器的摩擦系數(shù)為0.10，可有效的降低套管磨損。

一些公司為減少大斜度井、大位移鉆井的扭矩損失和降低套管磨損，已成功的采用了特殊旋轉鉆柱接頭和多功能固體潤滑劑等技術措施。鉆桿接頭受力示意

在磨損中接觸壓力分布和變化的非均勻特點，使得采用單、雙邊敷焊硬化帶接頭時，與鋼接頭相比，可明顯降低套管的磨損。其中，雙邊敷焊硬化帶效果最好。無敷焊硬化帶接頭〔鋼接頭〕對套管的磨損最大。鉆桿接頭的加長，并不會明顯減緩套管的磨損。

套管磨損對其擠毀性能的影響研究

背景減少技術套管磨損和破裂后的處理問題是目前急需解決的難點，已有圣科1井、英科1井、克參1井、東秋5井、崖城13-1-3井、郝科1井等10余口井深探井或深井發(fā)生了嚴重的套管磨損問題及破裂或擠毀事故。陽霞1井因244.5mmSM110TT套管多處嚴重磨損，在試油中用清水替換管內(nèi)泥漿而造成套管擠毀，最后該井報廢損失近億元人民幣。對已磨損技術套管擠毀強度的計算是否正確，決定于計算公式的條件或擠毀失效準那么和磨損程度的實測。以便為套管強度預設計、套管回接和完井測試等作業(yè)提供技術依據(jù)。研究對象

139.7×7.72mmN80177.8×11.51mmP110244.48×11.99mmP110研究方法有限元分析全尺寸實物試驗實驗應變測量

有限元分析中的套管擠毀失效判據(jù)在非線性有限元分析中采用載荷增量法研究套管抗擠毀性能。當外部壓力載荷接近套管的擠毀失效載荷時，較小的外壓載荷增量將引起套管結構中某些點較大的位移增量。所以，此外部壓力載荷就可視為套管擠毀的臨界失效載荷。圖4.1不均勻磨損套管的有限元網(wǎng)格

全尺寸實物試驗〔244.48×11.99mmP110套〕

未磨損25%磨損50%磨損建議在實際套管柱擠毀強度設計和校核中，應遵守以下原那么：〔1〕對于一般條件下設計，要以API名義尺寸和材料的屈服強度計算。如果是特殊條件下設計需要，那么必須大量測量套管實際的材料力學性能和幾何尺寸，方可進行較精確計算。雖然這些參數(shù)可能符合統(tǒng)計規(guī)律，但要以最小值為準。〔2〕在計算時，用磨損剩余得壁厚代入D/t中，以API彈性擠毀公式計算的最低擠毀強度為準來確定平安系數(shù)。如果經(jīng)過井下測量確認是不均勻磨損時，用Song公式可計算最高擠毀強度，以作為參考值判定平安系數(shù)裕量?！?〕磨損嚴重〔如磨損量超過30%〕時，因套管的擠毀強度下降很大〔如下降率超過40%〕，計算套管的擠毀強度已無實際意義，強度預測的風險很大。研究說明鉆桿接頭硬化帶類型對套管的磨損和自身的磨損差異較大。粗糙碳化鎢硬化帶〔14-30目〕對套管磨損為15%，精細的的碳化鎢〔60-80目〕為9%。新型金屬硬化帶可顯著地減少套管磨損，對套管的磨損率為4%，但自身磨損不如碳化鎢。認為光滑的、打磨平整的碳化鎢硬化帶既保護接頭也對套管的磨損最少，但是在很大的接觸力下，套管磨損依然不能滿足容限范圍。為此，開發(fā)出新型金屬硬化帶。這些產(chǎn)品國外有ARMACOR-M、ARNCO200XT和100XT、PINNCHROME、X-METAL7000、WORKA3000、WORKA600-1等，國內(nèi)有NATE-S01、S02-S03等。A1B1

C1

D1

D2

E

清水和泥漿介質條件對合金耐磨減摩性能的影響很大。在加重晶石泥漿中，不管合金的自身總體磨損量還是相應的套管總體磨損量均比在清水中的總體磨損量小的多，約是清水中數(shù)值的1/2。建議在選擇鉆桿接頭金屬硬化帶時，必須清楚合金性能參數(shù)如磨損率、磨損系數(shù)以及摩擦系數(shù)數(shù)據(jù)的試驗或測定條件。套管擠毀問題

國際合作研究組織套管抗擠強度是國際上一個比較活潑的研究領域。多年來，API/ISO〔美國石油學會/國際標準化組織〕一直在組織國際合作研究API/ISOCasingSub-Team〔套管擠毀工作組〕組成：跨國機構，國際合作任務：修訂現(xiàn)行API5C3/ISO10400API5C5焦點：抗擠強度計算公式精度、WG2B套管接頭強度及密封性、WG2A問題的提出API5C3用假設干年前工業(yè)化生產(chǎn)的套管做實物擠毀試驗對測試數(shù)據(jù)回歸，建立經(jīng)驗公式或修正的理論公式設計符合API標準但仍發(fā)生擠毀制造缺陷控制，又有保守的一面高抗擠套管比同尺寸同鋼級普通API套管高出25%～30%同鋼級和壁厚下提高尺寸精度改善剩余應力無公認計算標準，由廠家根據(jù)實測數(shù)據(jù)向用戶提供特厚壁套管暫無尺寸標準和計算方法API擠毀壓力計算理論

屈服強度擠毀壓力塑性擠毀壓力彈塑性擠毀壓力彈性擠毀壓力套管抗擠強度計算新公式理想圓管公式套管缺陷修正

本文首次采用系數(shù)2.308，而在API標準中是2.00API/ISOWG2B暫命名“JianzengandTaihe,2001〞發(fā)表在《Oil&GasJournal》，SCI、EI收錄。非均勻載荷下套管抗擠強度理想圓管模型非均勻載荷對抗擠強度的影響

隨著外載不均系數(shù)的增大，套管的抗擠強度逐漸下降。壁厚10.54N80的51/2〞套管的比壁厚7.72P110的抗擠強度高，也就是說，增大壁厚比提高鋼級更有效。稠油熱井套管損壞與防治稠油開發(fā)的一大問題就是套管的先期損壞問題〔例如，遼河油田〕通過五個地區(qū)的稠油區(qū)塊調(diào)查的3860口熱采井，發(fā)生套管損壞的有489口，占12.64%洼38塊到目前為止套管損壞率巳達40%特油公司有N80套管井299口，已損壞112口，損壞率已到達37%。造成稠油熱采井套管損壞的原因熱采井高溫及溫度劇烈變化是套管損壞的主要原因。油井出砂也是套管損壞的重要原因。API圓螺紋接頭和偏梯形螺紋接頭不適合熱采井要求。水泥封固質量不好與水泥環(huán)空段套管易變形。隔熱管和隔熱措施不利影響很大。蒸汽吞吐中套管軸向應力變化

套管柱全長溫度曲線防治熱采井套管損壞的措施熱采井套管建議選用耐高溫鋼級與特殊螺紋接頭的套管。在套管的適當位置放置熱應力補償器。套管絲扣上涂抗高溫絲扣油。用抗高溫水泥漿、水泥返到井口。使用優(yōu)質隔熱管加上封器隔注汽。

套管柱熱應力強度分析圖

[T]TTe有予拉無予拉

s2

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(1+1/St)

s

初拉O

s/St

殘拉安全極限點殘拉斷裂點GTcBA

sσ(壓)A’TO’熱應力補償器的作用根據(jù)調(diào)查及理論研究成果，套管損壞的一大原因是套管受熱后受壓，冷卻后受拉導致絲扣破壞或套管變形。為此，設想在套管柱恰當位置裝上1~2只允許套管具有一定軸向伸縮變形量的熱應力補償器，將套管內(nèi)應力值控制在屈服極限范圍之內(nèi)。高溫高壓井生產(chǎn)套管設計中

應注意的幾個問題

提綱高溫高壓井的特點國外高溫高壓井生產(chǎn)套管設計的特點和舉例生產(chǎn)套管設計中應注意的幾個問題其他重要因素結論高溫高壓井概念英國1988年在“ContinentalShelfOperationNotice〔CSON〕59〞中的定義：在油層或總深度上穩(wěn)定的井底溫度超過300oF〔150℃〕，并且鉆井經(jīng)過的能滲透地層最大孔隙壓力超過0.8Psi/ft〔0.018Mpa/m〕梯度，或壓力控制裝置額定的工作壓力超過10000Psi〔69Mpa〕，此類井稱高溫高壓井〔HTHP〕。高溫高壓井的特點1、根本為井深和超深井，一般深度超過5500m。2、根本為高壓氣井，井底壓力可達130Mpa。3、井下溫度高，溫度超過150℃給泥漿性能和測試工作帶來很大困難。4、往往H2S、CO2含量高，對油套管、井口裝置及地面管路的材料要求很高。5、對作業(yè)、設備及材料的選擇要有專門的質量保證和控制〔QA/QC〕。Shell公司要求：對15000Psi〔103.4Mpa〕酸性氣體額定工作壓力下的井口及防噴裝置，設計和試驗條件為在250oF〔121℃〕溫度下加壓1小時。國外高溫高壓井

生產(chǎn)套管選擇與設計上的特點進行靈活多變的單井設計，采用最大平安系數(shù)設計；充分考慮井下溫度及腐蝕介質的影響；采用特殊螺紋接頭，保證管柱整體密封性和復合強度；通過全尺寸評價試驗來評價與驗證設計的可靠性；有嚴格的訂貨技術條件，進行第三方質量檢驗。國外生產(chǎn)套管設計舉例北海高溫高壓井的設計條件生產(chǎn)套管的極端情況設計是井口附近油管在試井期失效致使油管內(nèi)最大關井壓力〔CITHP〕轉移到油管和生產(chǎn)套管之間的環(huán)空。生產(chǎn)套管柱的抗爆破設計是以其管壓井液梯度上疊加最大關井壓力的靜壓力而計算的；抗擠毀設計是以全掏空而考慮的。同時，考慮套管在150℃溫度下，材料屈服強度下降12.5%，并修正強度設計平安系數(shù)。ShellU.K.E&P

推薦生產(chǎn)套管采用177.8mm×17mmSS-95與177.8mm×14.99mmQ-125管柱CentralGraben的常用的生產(chǎn)套管柱使用177.8mm×16.26mmAC95+177.8mm×14.99mmQ125+127mm×14.22mmP-110管柱

墨西哥灣典型的生產(chǎn)套管柱設計177.8mm×12.65mmTRC-95+177.8mm×12.65mmTAC-140管柱StandardOilProductionCo在設計L.W.Magon#1井

193.675mm(7-5/8in)C-95×30mm+139.7mm×18.42mmC-110

趨勢：低綱級厚壁設計標準方面國外幾大油公司建立了專用標準，如Shell公司的CasingDesignGuide-EP92-2000。CNPC主要使用《套管柱強度設計推薦作法〔SY/T5233-88〕》，此標準不適用于高溫高壓井。生產(chǎn)套管設計中應注意的幾個問題強度設計密封性設計腐蝕設計強度設計以極端情況為設計條件抗爆破設計是以其管內(nèi)壓井液梯度上疊加最大關井壓力的靜壓力而計算〔以油管破裂或分隔器失效為極端條件，為以后的試油試氣等測試工作提供保證〕；抗擠毀設計以全掏空而考慮。套管管體與接頭的強度分別設計管體強度可用三軸應力設計方法，而接頭的強度設計復雜。目前較平安的方法是應以單軸和三軸相結合。密封性設計套管柱的密封可靠性是一個系統(tǒng)問題。由于整個系統(tǒng)屬于串聯(lián)結構，設結構整體中每個套管、附件及井口裝置的可靠度分別為R1，R2，…，Rn，那么根據(jù)概率乘法定理，串聯(lián)結構的可靠度為接頭密封性的最終評價，采用實物試驗的方法，依據(jù)APIRP5C5或用戶的