稠油熱采井套管設(shè)計方法探索與實(shí)踐

董小衛(wèi), 劉海龍, 謝 斌, 田志華, 劉 帥, 李一強(qiáng), 王寧博

(中石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院)

近年來，國內(nèi)稠油熱采井的套損率居高不下，新疆油田總體達(dá)到16%左右，局部區(qū)塊更高，甚至存在大規(guī)模套損的現(xiàn)象。稠油熱采井套管通用的強(qiáng)度設(shè)計方法主要源于美國API標(biāo)準(zhǔn)，而國內(nèi)普遍沿用API 5C3 規(guī)范[1]，并據(jù)此制定了自己的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[2]。該方法主要以管材的力學(xué)強(qiáng)度作為設(shè)計指標(biāo)，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(yīng)力,以確保在髙溫條件下管材不會發(fā)生屈服現(xiàn)象，與此同時，該方法在實(shí)際作業(yè)中，又通過提高管材強(qiáng)度余量即施加預(yù)拉應(yīng)力技術(shù)，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(xiàn)實(shí)存在，充分說明管材在服役期真實(shí)發(fā)生了塑性變形，危險工況凸顯在注蒸汽吞吐過程當(dāng)中，套管變形和損壞也集中發(fā)生在該時段。因此,僅以強(qiáng)度為主要技術(shù)指標(biāo)進(jìn)行熱采井套管的設(shè)計方法已不能夠滿足油田現(xiàn)場生產(chǎn)的現(xiàn)場實(shí)際需求，為控制和降低稠油熱采井套損率,應(yīng)嘗試部分國外學(xué)者提出的稠油熱采井套管柱應(yīng)變設(shè)計方法[3-4]。

1 套損模式與機(jī)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(jìn)入熱彈-塑性狀態(tài)，套損形式眾多[5]，通過對新疆油田重點(diǎn)區(qū)塊稠油熱采井套損情況統(tǒng)計分析，按照其相關(guān)性進(jìn)行劃分，套損模式可歸納為三類，并依次進(jìn)行套損機(jī)理分析。

1.1 第一類模式：變形、縮徑、斷裂、脫扣

通過數(shù)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(yīng)力交變，進(jìn)一步導(dǎo)致管材發(fā)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(fā)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(guī)熱采套管采用圓螺紋及偏梯形結(jié)構(gòu)設(shè)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(huán)境下螺紋密封性能試驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)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(dǎo)致泥巖層吸水膨脹和地層相對蠕變運(yùn)動，套管橫斷面將因受到非均勻的外加載荷擠壓而引發(fā)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(dāng)固井質(zhì)量差、水泥環(huán)破壞或地層出砂虧空坍塌[11-13]時將導(dǎo)致套管柱失去約束而成為自由狀態(tài)，注汽過程中，由于井口固定，套管熱膨脹受到軸向的壓縮應(yīng)力，如圖3所示套管柱將在橫向發(fā)生屈曲變形，在過量壓縮載荷作用下，管柱局部將發(fā)生S型彎曲變形、通徑縮小、直至失穩(wěn)。

圖3 水泥環(huán)破壞誘發(fā)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(jī)理分析的基礎(chǔ)上，探索了傳統(tǒng)應(yīng)力設(shè)計方法所存在的問題與不足[14]，基于應(yīng)變套管柱的設(shè)計方法，通過開展套管管體、管端、螺紋強(qiáng)度交錯設(shè)計、球面/錐面+臺肩型氣密封特殊螺紋扣技術(shù)、Cr-Mo+微合金管材成分對比優(yōu)化、直井、定向井室內(nèi)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(yīng)變設(shè)計

基于應(yīng)變的熱采套管柱設(shè)計方法主體思路：在滿足鉆完井應(yīng)力設(shè)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(yīng)變強(qiáng)化、蠕變松弛、包申格效應(yīng)和低周應(yīng)變疲勞服役行為，以材料始終處于熱彈性-塑性狀態(tài)作為邊界條件，如式(1)所示即生產(chǎn)階段的管材設(shè)計應(yīng)變≤許用應(yīng)變，允許管材在可控的均勻延伸率范圍之內(nèi)發(fā)生塑性變形，確保套管柱在全壽命周期內(nèi)的完整性。相比較于傳統(tǒng)應(yīng)力設(shè)計方法只利用材料屈服點(diǎn)之前的性能而言，應(yīng)變設(shè)計方法對材料性能的利用擴(kuò)展到最大抗拉強(qiáng)度階段，充分發(fā)揮了材料均勻塑性變形能力。

εd=(εt+εc+εb+εs)≤εa

(1)

式中:εd—設(shè)計應(yīng)變，%；εt—熱應(yīng)變，%；εc—蠕變應(yīng)變，%；εb—彎曲應(yīng)變，%；εs—土壤應(yīng)變，%；εa—均勻延伸率，%。

2.2 強(qiáng)度交錯設(shè)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(qiáng)度高匹配，即管端的屈服強(qiáng)度高于管體的抗拉強(qiáng)度，塑性變形只發(fā)生在管體，實(shí)現(xiàn)了同一套管管體和管端在同樣載荷下具有不同的應(yīng)力水平，管端及接箍始終處于彈性狀態(tài)，降低了應(yīng)力集中造成的管端失效，管體強(qiáng)度較低可塑性變形，同時管端和螺紋的高強(qiáng)度確保了螺紋連接的安全性和可靠性，實(shí)現(xiàn)了套管應(yīng)變設(shè)計。

圖4 強(qiáng)度交配設(shè)計結(jié)構(gòu)示意圖

2.3 氣密封特殊扣型設(shè)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(jié)構(gòu)設(shè)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(dāng)外部拉伸載荷小于該擠壓力時，則產(chǎn)生輔助密封效果，如圖6所示實(shí)現(xiàn)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(dǎo)致的管柱剪切或錯斷。

2.4 材料成分優(yōu)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(yīng)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?yàn)椋?0SH< TP90H

圖5 雙級氣密封扣型結(jié)構(gòu)示意圖

圖6 氣密封螺紋連接應(yīng)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(nèi)試驗(yàn)結(jié)果對比評價

2.5 室內(nèi)試驗(yàn)

80SH熱采套管(規(guī)格：?177.8 mm×8.05 mm)通過內(nèi)壓下循環(huán)拉壓氣密封試驗(yàn)(壓力為500 MPa)和零位移熱循環(huán)試驗(yàn)，模擬評價了80SH套管在直井和定向井的適用性，實(shí)驗(yàn)結(jié)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(shè)計要求。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

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

3.1 效果對比評價

通過試驗(yàn)井與鄰井井徑測試解釋數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，試驗(yàn)井射孔段以上套管均未發(fā)生套變，射孔段及邊緣位置內(nèi)徑范圍159.2～166.35 mm，符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的內(nèi)徑要求(158.52～166.38 mm)，對比同期完井投產(chǎn)采用常規(guī)熱采套管的鄰井，套管內(nèi)徑變形量降低了42%，試驗(yàn)井套管服役效果明顯優(yōu)于鄰井熱采套管,見表3所示。

3.2 試驗(yàn)套變井診斷分析

紅003井區(qū)H903014試驗(yàn)井套損段套管內(nèi)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(zhì)量,并再次進(jìn)行RCB/RCD水泥膠結(jié)和密度測井對比后發(fā)現(xiàn)，套管變形位置與固井質(zhì)量評價為差的位置相對應(yīng)，見圖8所示，分析認(rèn)為固井質(zhì)量差是導(dǎo)致套管明顯變形的直接原因。

表3 部分試驗(yàn)井與常規(guī)熱采井套管內(nèi)徑超差對比表

圖8 H903014井測徑與固井質(zhì)量解釋位置對應(yīng)圖

4 結(jié)論

1)結(jié)合稠油熱采工藝特征及套損井統(tǒng)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(jī)理。

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

3)以應(yīng)變?yōu)橹骺貐?shù)設(shè)計的80SH熱采套管，允許管體發(fā)生均勻塑性變形，充分發(fā)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(yàn)結(jié)果表明：與常規(guī)熱采套管井相比，新型80SH熱采套管試驗(yàn)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(biāo)準(zhǔn)要求，滿足新疆油田270℃多輪次稠油蒸汽吞吐熱采工況的現(xiàn)場實(shí)際需求。