某復雜超深井生產套管柱優化設計

楊成新，潘志勇，王孝亮，林 凱，謝俊峰，李 寧，周 波，婁爾標，魯 慧

(1.塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油集團石油管工程技術研究院 陜西 西安 710077)

·開發設計·

某復雜超深井生產套管柱優化設計

楊成新1，潘志勇2，王孝亮1，林 凱2，謝俊峰1，李 寧1，周 波1，婁爾標1，魯 慧1

(1.塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油集團石油管工程技術研究院 陜西 西安 710077)

某超深井生產套管柱設計過程中存在既要滿足生產工藝要求又要同時滿足抗拉和抗內壓的要求。通過工況分析、套管鋼級選擇、螺紋接頭選擇、安全系數確定，設計了雙規格復合套管柱。通過進一步的抗拉安全系數和抗內壓安全系數計算和對比分析，優選出了用于復合管柱的兩種生產套管規格。設計思路及方案對于深井和超深井管柱設計有重要指導意義。

超深井；生產套管；復合管柱；安全系數；優化設計

0 引 言

石油套管主要用于鉆井過程中和完井后對井壁的支撐，以保證鉆井過程的進行和完井后整個油氣井的正常運行。每一口井根據不同的鉆井深度和地質情況確定使用的套管層數，其中最后下入的一層套管柱也即離油管柱最近的套管柱稱為生產套管柱，它是保障油氣安全通道最重要的屏障。生產套管柱的設計不僅關系到鉆井及采油/氣作業的井下施工安全，而且關系到油氣井的服務壽命，生產套管柱設計上的任何失誤在固井后都將難以彌補，由此帶來的后果是極其嚴重的。近年來, 隨著深井超深井數量的增多，對套管柱的設計提出了新的挑戰[1-4]，特別是生產套管柱設計，既要考慮強度安全，又要滿足一系列工藝要求的前提下盡可能降低經濟成本。本文以西部某超深井生產套管柱現場工況需求為背景，對生產套管柱的設計進行深入分析和優化，尋求安全前提下經濟和實用的生產套管柱設計方案。

1 設計難點分析

該井為含少量天然氣的油井，天然氣中伴隨少量硫化氫，關井最大壓力95 MPa。生產套管下深7 700 m，通徑要求大于168.28 mm，上層套管通徑為247.01 mm。為滿足油田工藝要求和降低使用成本，基于油田規格為Φ200.03 mm×10.92 mm的成熟套管進行生產套管柱的設計和優化，生產套管通徑最小時的內加厚套管規格為Φ200.03 mm×14.315 mm。

目前生產套管柱抗內壓設計依據主要是油管泄漏的依據。油管泄漏的依據假定泄漏發生在油管頂部，油管內壓力會疊加作用于生產套管內完井液柱上，由于管外液體密度大于管內液體密度，井口套管柱承受最大內壓載荷95 MPa。圖1是套管鋼級和抗內壓強度的對應關系，Φ200.03 mm×10.92 mm規格套管鋼級需達到144以上，Φ200.03 mm×14.315規格套管鋼級需達到110以上。但由于高鋼級套管存在較高的缺口敏感性和應力腐蝕開裂傾向，所以鋼級110以下的Φ200.03 mm×10.92 mm規格套管及其最大內加厚套管滿足不了抗內壓要求。

圖1 套管不同鋼級對應的抗內壓強度

生產套管柱抗拉設計依據主要為套管柱浮重和彎曲力，由于設計井為直井，只考慮浮重條件下套管柱的抗拉強度。假定套管螺紋接頭抗拉伸效率為100%，計算Φ200.03 mm×10.92 mm和Φ200.03 mm×14.315 mm兩種規格套管(鋼級均為110)在不同鉆井液密度條件下的抗拉安全系數見圖2。可見，兩種規格套管在鉆井液密度相同時其抗拉安全系數也是相同的，即對于單一規格套管，套管柱抗拉安全系數與套管壁厚無關。計算套管柱在不同井深下的抗拉安全系數見圖3，可見套管柱隨井深的增加其抗拉安全系數逐漸減小，另外，即使在大的鉆井液密度條件下井深達到7 700 m時套管柱抗拉安全系數也小于1.5，小于SY/T 5742[5]標準要求的最小值。

圖2 套管柱在不同鉆井液密度條件下的抗拉安全系數

圖3 套管柱在不同井深下的抗拉安全系數

根據SY/T 5742標準計算生產套管的最大外擠載荷，假定鉆井液密度為1.3 g/cm3，管內最小密度為1.01 g/cm3，則最大外擠載荷為21.88 MPa，但由于該井區碳酸鹽巖油藏非均質性極強，所以下部套管需要有較大的抗外擠強度。

根據以上分析，該井生產套管柱設計重點在于套管柱抗內壓強度和抗拉強度滿足工況要求。

2 套管柱設計

2.1 套管鋼級選擇

該區塊兩口鄰井H2S含量分別為30 ppm和198 ppm，H2S含量變化大。含濕氣的H2S會對金屬產生均勻腐蝕、氫致開裂、硫化物應力腐蝕開裂。硫化物應力腐蝕開裂的破壞原理是硫化氫產生的氫原子滲透到鋼的內部，溶解到晶格中，導致脆性，在外加拉應力或殘余應力作用下形成開裂。硫化物應力開裂屬于低應力破壞，發生開裂時的應力遠低于材料的抗拉強度，而且具有突發性，裂紋擴展迅速，主要出現于高強度鋼、高內應力構件上。由于高強度套管韌性低，對表面缺陷非常敏感，而且對應力腐蝕也比較敏感，所以選用C110的抗硫套管。

2.2 套管柱結構設計

根據前面的分析，單一規格生產套管柱無法滿足抗拉安全系數要求，由于拉伸載荷從井口往下逐步降低，所以在套管鋼級無法提升的情況下只能降低管柱下部重量才能提高井口套管的抗拉安全系數，即生產套管柱設計時采用復合套管柱，上部采用大規格厚壁套管，下部采用小規格薄壁套管。為給后期作業提供大的井眼空間，大規格套管壁厚不宜過大，壁厚過大會導致采用大的接箍外徑。為減少非API套管規格數量，降低生產成本，本案生產套管柱設計采用兩段式套管柱設計，上下部套管外徑分別采用已有的非API外徑尺寸206.38 mm和200.03 mm，壁厚通過強度校核確定。

2.3 套管柱安全系數選擇

根據前面的分析，生產套管柱設計重點在于解決套管柱抗內壓和抗拉問題。表1列舉了國內外主要標準和公司采用的安全系數，由于本井為油井，伴隨生產的天然氣較少，采用較小的抗內壓安全系數1.05。又由于本井為超深井，下井過程中可能存在較大的動載荷以及其它特殊工況如井漏等，管柱斷裂后的風險嚴重，故選用較大的抗拉安全系數1.60。

表1 套管柱設計安全系數

2.4 套管螺紋接頭選擇

API標準圓螺紋牙型為三角形，圓螺紋接頭的連接強度僅為管體強度的60%～80%。API標準偏梯形螺紋抗軸向拉伸能力較大，偏梯形螺紋接頭的連接強度能達到管體強度，但由于存在螺旋通道其氣密封性能較差。特殊螺紋接頭設計有專門的密封面，通過螺紋、密封面、扭矩臺肩3個相對獨立的結構相互配合保證了優異的密封性能和連接強度，氣密封效率和連接效率均可達到100%。故生產套管螺紋接頭選用與管體等強度的氣密封特殊螺紋接頭。

2.5 套管規格優化設計

根據井口套管最大內壓載荷95 MPa及抗內壓安全系數1.05計算Φ206.38 mm套管壁厚不小于15.5 mm，最終上部套管選用Φ206.38 mm×15.8 mm C110規格。下部套管從Φ200.03 mm×12.5 mm C110、Φ200.03 mm×13.5 mm C110和Φ200.03 mm×14.2 mm C110三種規格中優選。

圖4 生產套管柱結構示意圖

建立圖4所示的生產套管柱結構示意圖，上部套管長度為L。假定關井后油管頂部發生氣體泄漏，生產套管柱內液體密度為1.01 g/cm3，套管柱外液體(鉆井液)密度為1.3 g/cm3，計算三種組合情況下上部套管的抗拉安全系數和下部套管的抗內壓安全系數見圖5和圖6。可見上部套管抗拉安全系數隨上部套管長度的增加而下降，下部套管抗內壓安全系數隨上部套管長度的增加而增加。Φ206.38 mm×15.8 mm C110和Φ200.03 mm×12.5 mm C110組合套管柱不能同時滿足抗拉和抗內壓要求，Φ206.38 mm×15.8 mm C110和Φ200.03 mm×13.5 mm C110組合套管柱同時滿足抗拉和抗內壓要求的L值范圍為3 430～4 090 m，Φ206.38 mm×15.8 mm C110和Φ200.03 mm×14.2 mm C110組合套管柱同時滿足抗拉和抗內壓要求的L值范圍為1 850～2 900 m，由于第三種組合L區間大，并且L值相對第二種組合小，第三種組合具有明顯的經濟優勢，故最終選擇的復合生產套管柱為Φ206.38 mm×15.8 mm C110與Φ200.03 mm×14.2 mm C110的組合套管柱。

圖5 三種組合上部套管抗拉安全系數

圖6 三種組合下部套管抗內壓安全系數

3 結 論

1)單一規格套管柱浮重下的抗拉安全系數與套管外徑和壁厚尺寸無關。

2)復合套管柱設計是一種簡單有效的解決深井高壓油氣藏套管柱抗拉和抗內壓問題的設計方法。

3)井深一定時，雙規格復合管柱上部套管抗拉安全系數隨上部套管長度的增加而下降，下部套管抗內壓安全系數隨上部套管長度的增加而增加。

4)滿足抗拉和抗內壓要求的套管柱為Φ206.38 mm×15.8 mm C110與Φ200.03 mm×14.2 mm C110組合的雙規格復合套管柱。

[1] 董小衛，周新義，許 軻，等.深井及超深井套管選用探討[J].遼寧化工，2015，44(5)：539-540.

[2] 滕學清，朱金智，楊向同，等.某含氣高壓油井生產套管柱設計研究[J].石油礦場機械，2016，45(11)：28-33.

[3] 陳琳琳，劉永貴.大慶油田古龍1井套管柱設計方法分析及優選[J].探礦工程，2009，36(7)：13-16.

[4] 楊 龍，林 凱，韓 勇，等.深井、超深井套管特性分析[J].石油鉆采工藝，2003，25(2)：32-35.

[5] 國家發展和改革委員會.SY/T 5742-2008套管柱結構與強度設計[S].北京：中國石油工業出版社，2008.

Optimization Design of Producing Casing String in a Complex Ultra-deep Well

YANG Chengxin1, PAN Zhiyong2, WANG Xiaoliang1, LIN Kai2, XIE Junfeng1,LI Ning1, ZHOU Bo1, LOU Erbiao1, LU Hui1

(1.TarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China; 2.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,Xi′an,Shaanxi710077,China)

Producing casing string in an ultra-deep well was designed and it need to accord with the requirement of production process and tension strength and inner pressure. Two kinds of casing combination string was built up on the basis of field condition analysis, casing grade and thread connection selection and safety coefficient analysis. Two kinds of casing’s outer diameter and wall thickness were got by means of calculation and comparative analysis on the coefficient of tension safety and inner pressure safety. The design philosophy and design case is very important to pipe string design in deep and ultra-deep well.

ultra-deep well; producing casing; combination string; safety coefficient; optimization design

楊成新，男，1966年生，高級工程師，1988年畢業于江漢石油學院鉆井工程專業，現主要從事鉆井設計及相關科研工作。E-mail:yangcx-tlm@petrochina.com.cn

TE921

A

2096-0077(2017)03-0028-03

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.03.006

2016-08-02 編輯：馬小芳)