遼河油田熱采井套管瞬時(shí)安全系數(shù)計(jì)算及優(yōu)選

基金項(xiàng)目：國(guó)家自然科學(xué)基金青年科學(xué)基金項(xiàng)目“基于壓裂過(guò)程中四維地質(zhì)力學(xué)的套管變形機(jī)理及控制方法研究”（52004013）; 中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司科研項(xiàng)目“鉆完井及井下作業(yè)智能優(yōu)化系統(tǒng)研發(fā)-基于智能計(jì)算理論的多場(chǎng)耦合作用下井筒完整性評(píng)價(jià)與控制參數(shù)優(yōu)化技術(shù)研究”（2021DJ7401）; 北京市教委一般科技項(xiàng)目“基于LSTM網(wǎng)絡(luò)的油氣井復(fù)雜工況識(shí)別研究”（KM202211232013）。

任振琨，姜海龍，席巖，等.遼河油田熱采井套管瞬時(shí)安全系數(shù)計(jì)算及優(yōu)選129-136

Ren Zhenkun， Jiang Hailong，Xi Yan，et al.Calculation and optimization of instantaneous safety factors for casing in thermal recovery wells of Liaohe Oilfield129-136

遼河油田稠油熱采井套管損壞現(xiàn)象頻發(fā)，注汽過(guò)程中套管熱應(yīng)力過(guò)高是套管損壞的主要原因，考慮稠油熱采工程地質(zhì)參數(shù)對(duì)套管規(guī)格進(jìn)行優(yōu)選是解決該問(wèn)題的關(guān)鍵。針對(duì)此，考慮高溫條件下套管屈服強(qiáng)度以及彈性模量變化規(guī)律，采用有限元方法建立了溫度-壓力耦合作用下套管應(yīng)力計(jì)算及分析數(shù)值模型，分析了熱采過(guò)程中套管-水泥環(huán)-地層溫度場(chǎng)變化規(guī)律，并且對(duì)該模型進(jìn)行了驗(yàn)證，計(jì)算了溫壓耦合作用下套管應(yīng)力動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，研究了套管規(guī)格參數(shù)（鋼級(jí)、壁厚）和工程地質(zhì)參數(shù)（注汽壓力、地層力學(xué)特性）對(duì)套管應(yīng)力的影響，得到了不同條件下套管安全系數(shù)變化規(guī)律。研究結(jié)果表明：當(dāng)注汽溫度升高時(shí)，套管的熱應(yīng)力會(huì)顯著增加，導(dǎo)致安全系數(shù)降低。為了滿足更高溫度的熱采環(huán)境，可以采用更高級(jí)別和厚度的套管鋼材，并根據(jù)不同工程場(chǎng)景選擇不同的套管鋼級(jí)和壁厚。在熱采井地層彈性模量下降時(shí)，套管內(nèi)壁所受的熱應(yīng)力會(huì)減小。為了減小套管所受的熱應(yīng)力，可以調(diào)整注汽壓力以降低其與地應(yīng)力之間的壓差。研究結(jié)果可為遼河油田熱采井的套管優(yōu)選和高溫狀態(tài)下套管的安全性評(píng)估提供依據(jù)。

稠油熱采；套管損壞；安全系數(shù)；溫度場(chǎng)；井筒完整性；遼河油田

TE357

A

017

Calculation and Optimization of Instantaneous Safety Factors

for Casing in Thermal Recovery Wells of Liaohe Oilfield

Ren Zhenkun1，2" Jiang Hailong1，2" Xi Yan3" Wang Haitao4" Li Qing1，2

（1.School of Automation，Beijing Information Science amp; Technology University; 2.Key Laboratory of Modern Measurement amp; Control Technology，Ministry of Education，Beijing Information Science amp; Technology University; 3.Faculty of Architecture，Civil and Transportation Engineering，Beijing University of Technology; 4.Kunlun Digital Intelligence Technology Co.，Ltd.）

Casing failure frequently occurs in thermal recovery wells of heavy oil in the Liaohe Oilfield due to high thermal stress in the casing during steam injection. To solve this problem，it is necessary to optimize the casing depending on engineering geology parameters for thermal recovery of heavy oil. In this paper，considering the changes in yield strength and elastic modulus of casing under high temperature conditions，a numerical model for calculating and analyzing casing stress under the action of temperature-pressure coupling was built using finite element method，and was verified. The casing-cement sheath-formation temperature field changes during thermal recovery were analyzed，and the dynamic changes in casing stress under the action of temperature-pressure coupling were calculated. The influences of casing specification parameters （steel grade，wall thickness） and engineering geology parameters （steam injection pressure，formation mechanical properties） on casing stress were identified. The variation of casing safety factor under different conditions was obtained. The research results show that as the steam injection temperature increases，the thermal stress of the casing significantly increases，leading to a decrease in safety factor. In order to meet higher temperature thermal recovery environments，higher grades and thicknesses of casing steel can be used，and different casing steel grades and wall thicknesses can be selected according to different engineering scenarios. When the elastic modulus of the formation in thermal recovery wells decreases，the thermal stress on the inner wall of the casing decreases. In order to reduce the thermal stress on the casing，the steam injection pressure can be adjusted to reduce the pressure difference between it and the ground stress. The research results provide a basis for the optimal selection of casing for thermal recovery wells in Liaohe Oilfield and the safety evaluation of casing under high temperature conditions.

thermal recovery of heavy oil; casing damage; safety factor; temperature field; wellbore integrity; Liao Oilfield

0" 引" 言

遼河油田稠油熱采井經(jīng)過(guò)多年開發(fā)，蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐等熱力采油技術(shù)發(fā)展成熟，已廣泛應(yīng)用于各個(gè)稠油區(qū)塊。但由于稠油高黏度的特殊性，以及熱采工程因素和地質(zhì)因素的影響，導(dǎo)致熱采井套管損壞問(wèn)題頻發(fā)［1-2］。統(tǒng)計(jì)表明，從2000年至今，遼河油田套管損壞井?dāng)?shù)高達(dá)3 000多口，占停產(chǎn)油井?dāng)?shù)的35%。遼河油田每年新增近200口套管損壞井。損壞的套管主要為油井套管，占套管損壞井總數(shù)的90%以上，而造成熱采井套管損壞的主要原因是高溫?zé)釕?yīng)力作用［3］。針對(duì)此，前人開展了一系列研究：趙洪山等［4］、劉少胡等［5］、竇蓬等［6］采用數(shù)值模擬方法對(duì)熱采井筒模型進(jìn)行了力熱耦合分析，得到了瞬態(tài)溫度場(chǎng)及其對(duì)套管應(yīng)力的影響；黃紅端等［7］、姜澤菊等［8］、王志堅(jiān)等［9］基于力熱耦合計(jì)算，進(jìn)一步利用理論模型及有限元方法分析了不同因素對(duì)套管應(yīng)力變化的影響；LI L.F.等［10］分析了熱采套管損壞機(jī)理，得出了套管壁厚對(duì)套管失效的影響規(guī)律；CHEN Y.等［11］基于熱結(jié)構(gòu)耦合，對(duì)熱采井巖石和水泥環(huán)的性能進(jìn)行了試驗(yàn)分析以評(píng)估套管應(yīng)力；丁建新等［12］、紀(jì)宏飛等［13］對(duì)井筒套管水泥環(huán)的應(yīng)力進(jìn)行了研究，同時(shí)對(duì)其進(jìn)行了安全系數(shù)計(jì)算。基于前人的研究可以看出，前人在計(jì)算分析過(guò)程中往往將熱采井的套管屈服強(qiáng)度以及彈性模量作為定值參與計(jì)算，這并不符合套管的材料特性和工程實(shí)際，因此容易導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果與實(shí)際情況不符。同時(shí)，目前的大多數(shù)研究沒(méi)有考慮套管在高溫狀態(tài)下的熱應(yīng)力，沒(méi)有計(jì)算瞬時(shí)安全系數(shù)并根據(jù)注汽溫度的影響對(duì)不同規(guī)格套管進(jìn)行優(yōu)選。

鑒于此，本研究基于遼河油田熱采井參數(shù)，考慮高溫對(duì)套管力學(xué)參數(shù)的影響，建立了套管-水泥環(huán)-地層水平井組合體的溫壓耦合有限元模型，計(jì)算了套管在注汽溫壓耦合過(guò)程中的應(yīng)力動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，同時(shí)研究了套管規(guī)格參數(shù)（鋼級(jí)、壁厚）和工程地質(zhì)參數(shù)（注汽壓力、地層力學(xué)特性）對(duì)套管熱應(yīng)力狀態(tài)的影響，計(jì)算了不同條件下套管瞬時(shí)安全系數(shù)的變化規(guī)律。

1" 工程背景

稠油在我國(guó)石油資源總量的占比超過(guò)20%，是重要的非常規(guī)油氣資源。目前對(duì)于稠油的開采主要采用蒸汽吞吐熱采、蒸汽驅(qū)熱采等技術(shù)，其機(jī)理在于提升儲(chǔ)層溫度，達(dá)到降低稠油黏度、提高其流動(dòng)性，進(jìn)而達(dá)到提升采收率的效果。在稠油熱采的高溫注汽過(guò)程中，套管損壞現(xiàn)象頻發(fā)。前人統(tǒng)計(jì)表明，熱采過(guò)程中加熱井筒導(dǎo)致溫度顯著提升，進(jìn)而導(dǎo)致套管熱應(yīng)力顯著增大是套管損壞的主要原因［14］。遼河油田部分熱采井注汽溫度在320 ℃左右，遠(yuǎn)超常規(guī)熱采井的注汽溫度，套管的屈服強(qiáng)度和彈性模量都會(huì)因?yàn)楦邷赜绊懚档停诔掷m(xù)高溫和熱應(yīng)力的作用下，容易產(chǎn)生套管損壞現(xiàn)象，影響油田的穩(wěn)產(chǎn)。

為了分析井筒溫度場(chǎng)和熱應(yīng)力，選擇遼河油田的錦45區(qū)塊熱采井的水平井段參數(shù)。該區(qū)塊主要采用蒸汽吞吐熱采的方式，考慮了井筒材料參數(shù)、地應(yīng)力、熱力學(xué)參數(shù)等工程實(shí)際，建立工程物理模型，如圖1所示，對(duì)其進(jìn)行高溫注汽下套管的熱應(yīng)力分析研究。

2" 模型建立

2.1" 數(shù)值模型

考慮遼河油田稠油熱采工程實(shí)際，基于錦45區(qū)塊熱采井，利用ABAQUS有限元建立了套管-水泥環(huán)-地層組合體溫壓耦合模型，如圖2所示。假設(shè)水泥環(huán)、套管保持均勻完整且居中，只考慮井筒內(nèi)徑向熱傳遞，固井質(zhì)量良好。對(duì)套管和水泥環(huán)、水泥環(huán)和地層之間的接觸面進(jìn)行綁定類型約束。

模型的參數(shù)設(shè)置如下：套管外徑為139.7 mm，水泥環(huán)外徑為215.9 mm，根據(jù)圣維南定理，模型邊長(zhǎng)為3 m，超過(guò)井眼直徑的10倍，以消除模型尺寸效應(yīng)對(duì)井筒的影響。套管、水泥環(huán)、地層的材料參數(shù)如表1所示。網(wǎng)格類型為Coupled Temperature Displacement，單元類型為四結(jié)點(diǎn)熱耦合平面應(yīng)變四邊形單元CPE4T。

參照遼河稠油油田錦45-12-26CP熱采井參數(shù)，該井造斜段末端垂深為1 022 m，地溫梯度取每100 m升高3 ℃，地表溫度取25 ℃，由下式計(jì)算得到水平井段地層溫度約為55 ℃。

T0=Ts0+bZ（1）

式中：T0為地層溫度，℃；Ts0為地表溫度，℃；b為地層溫度梯度，℃/m；Z為地層深度，m。

設(shè)置最小水平地應(yīng)力、垂向地應(yīng)力分別為20和30 MPa；熱采注汽內(nèi)壓為8 MPa，施加于套管內(nèi)壁；熱采過(guò)程中無(wú)限遠(yuǎn)處地層為穩(wěn)定熱源，熱源溫度與地層初始溫度相等，模型邊界位移固定為0，利用有限元Predefined Field功能施加遠(yuǎn)場(chǎng)地應(yīng)力以及組合體初始溫度。

為了使分析結(jié)果更加準(zhǔn)確且符合實(shí)際，在材料（P110、TP90H）屬性中，設(shè)定套管的彈性模量和屈服強(qiáng)度都隨著注汽溫度的升高而發(fā)生變化［15］，如表2所示。

2.2" 安全系數(shù)

套管安全系數(shù)可用于評(píng)估套管在熱采過(guò)程中的安全性。通常情況下安全系數(shù)的計(jì)算方法是套管管體內(nèi)屈服壓力和套管內(nèi)壓的比值［16］：

η1=pipin-depth（2）

然而，在注汽過(guò)程中，套管熱應(yīng)力會(huì)隨時(shí)間急劇變化，因此在計(jì)算套管熱應(yīng)力和安全系數(shù)時(shí)，需要考慮其在整個(gè)注汽過(guò)程中每一時(shí)刻的變化情況，故采用下式計(jì)算：

η2=Yptpin-deptht×100%

（3）

式中：η1、η2為安全系數(shù)；pi為管體內(nèi)屈服壓力，MPa；pin-depth為套管內(nèi)壓，MPa；Yp為管體材料規(guī)定的最小屈服強(qiáng)度，MPa。

根據(jù)工程實(shí)際，安全系數(shù)的臨界安全范圍值為1.05～1.25。

3" 結(jié)果與討論

3.1" 結(jié)果驗(yàn)證與對(duì)比分析

為進(jìn)一步驗(yàn)證數(shù)值模型的正確性，選擇已發(fā)表文獻(xiàn)中的相關(guān)參數(shù)，采用本研究中的溫度場(chǎng)模型進(jìn)行計(jì)算，并將計(jì)算結(jié)果進(jìn)行對(duì)比［17-18］，結(jié)果如圖3所示。由圖3可知：在注汽開始時(shí)，套管溫度快速上升，并在注汽過(guò)程中保持高溫狀態(tài)；在燜井階段，由于蒸汽注入的停止，套管溫度逐漸降低。本研究中的模型計(jì)算結(jié)果與前人模型的計(jì)算結(jié)果符合度較好，兩者誤差最大處僅為4.69％，整體誤差在±5％范圍以內(nèi)，證明了數(shù)值模型的正確性。

在此基礎(chǔ)上，依照遼河油田稠油熱采實(shí)際工程即前述所設(shè)各項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行計(jì)算。注汽階段的溫度云圖如圖4所示。由圖4可知，注入高溫蒸汽后，井筒溫度迅速升高，且隨著時(shí)間的不斷推移，井筒周圍的巖石溫度不斷升高，且影響的區(qū)域不斷擴(kuò)大。

為進(jìn)一步量化井筒徑向上溫度變化的區(qū)域，分析了不同注汽時(shí)間條件下套管-水泥環(huán)-地層溫度變化規(guī)律，結(jié)果如圖5所示。由圖5可知，在注汽過(guò)程中，隨著井眼徑向距離的增加，組合體的溫度分布由高向低衰減，隨著注汽時(shí)間的延長(zhǎng)，該衰減幅度越來(lái)越小。需要指明的是，由于套管材質(zhì)為金屬，且與所注蒸汽直接接觸，導(dǎo)致其在注汽初期溫度迅速提升到了與蒸汽溫度相近的值。因此，在該過(guò)程中更加應(yīng)該考慮溫度對(duì)套管材料特性的影響。

3.2" 套管規(guī)格影響分析

計(jì)算過(guò)程中，熱采井套管常用的鋼級(jí)為P110、TP90H，常用壁厚為9.17、10.54、12.90和13.49 mm。在此基礎(chǔ)上，研究不同注汽溫度條件下套管應(yīng)力隨注汽時(shí)間的變化規(guī)律，同時(shí)根據(jù)套管屈服強(qiáng)度分別計(jì)算不同時(shí)刻下的安全系數(shù)，并作為套管規(guī)格優(yōu)選的依據(jù)。

3.2.1" 套管鋼級(jí)影響

圖6a、圖6b分別為P110套管不同注汽溫度下套管應(yīng)力和安全系數(shù)變化規(guī)律。由圖6a和圖6b可知：在注汽過(guò)程中，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)、溫度的升高，P110套管所受應(yīng)力逐漸增大，屈服強(qiáng)度逐漸減小；當(dāng)注汽溫度低于300 ℃時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力在注汽后期未超過(guò)其在當(dāng)前溫度下的屈服強(qiáng)度；當(dāng)注汽溫度為325 ℃時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力在注汽后期達(dá)到755 MPa，超過(guò)了其在當(dāng)前溫度下的屈服強(qiáng)度；當(dāng)安全系數(shù)臨界值為1.25時(shí)，注汽溫度設(shè)置為275 ℃及以上會(huì)使P110套管安全系數(shù)低于臨界值；當(dāng)套管安全系數(shù)臨界值為1.05時(shí)，注汽溫度設(shè)置為325 ℃及以上會(huì)使P110套管安全系數(shù)低于臨界值。

圖6c、圖6d分別為TP90H套管不同注汽溫度下套管應(yīng)力和安全系數(shù)變化規(guī)律。由圖6c和圖6d可知：在注汽過(guò)程中，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)、溫度的升高，TP90H套管所受應(yīng)力逐漸增大，屈服強(qiáng)度逐漸減小；當(dāng)注汽溫度在250～325 ℃時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力在注汽過(guò)程中均未超過(guò)其在當(dāng)前溫度下的屈服強(qiáng)度；當(dāng)安全系數(shù)臨界值為1.25時(shí)，注汽溫度設(shè)置為325 ℃及以上會(huì)使TP90H套管安全系數(shù)低于臨界值；當(dāng)套管安全系數(shù)臨界值為1.05時(shí)，注汽溫度設(shè)置為250～325 ℃不會(huì)使TP90H套管安全系數(shù)低于臨界值。

由以上研究可知，P110套管強(qiáng)度能夠應(yīng)用于常規(guī)溫度熱采井，而TP90H套管能夠應(yīng)用于更高溫度的工程場(chǎng)景。當(dāng)熱采注汽溫度低于300 ℃時(shí)，P110套管的安全系數(shù)大于臨界值；當(dāng)熱采注汽溫度低于325 ℃時(shí)，TP90H套管的安全系數(shù)大于臨界值。理論上將注汽溫度設(shè)定在此范圍以內(nèi)，可以確保套管在正常工作條件下的安全性，如圖7所示。在實(shí)際工程中，為了防止意外導(dǎo)致溫度過(guò)高產(chǎn)生套管屈服風(fēng)險(xiǎn)，建議將P110套管的注汽溫度設(shè)定在275 ℃以內(nèi)，將TP90H套管的注汽溫度設(shè)定在300 ℃以內(nèi)，在此溫度范圍內(nèi)，套管的安全系數(shù)更高，可以提高套管的安全裕量，增加套管的安全性，從而減小意外事故的潛在風(fēng)險(xiǎn)。

different steam injection temperatures

3.2.2" 套管壁厚影響

根據(jù)前人研究，增加套管壁厚有利于提高套管的安全性。現(xiàn)以P110套管為研究對(duì)象，保持套管外徑不變，分別取套管壁厚為9.17、10.54、12.90和13.49 mm，研究注汽溫度為325 ℃時(shí)，套管內(nèi)壁的Mises應(yīng)力和安全系數(shù)隨注汽時(shí)間的變化規(guī)律，結(jié)果如圖8所示。

由圖8可知：當(dāng)套管壁厚為9.17和10.54 mm時(shí)，套管內(nèi)壁受到的Mises應(yīng)力會(huì)在注汽末期超過(guò)屈服強(qiáng)度；壁厚增加至12.90 mm時(shí)，套管Mises應(yīng)力在注汽階段內(nèi)保持在屈服強(qiáng)度以下；壁厚增加至13.49 mm時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力進(jìn)一步減小，安全系數(shù)也隨之提高至臨界值（1.05）以上。由此可以看出，套管壁厚不同也會(huì)使其在高溫狀態(tài)下具有不同的表現(xiàn)，更厚的套管在高溫下受到的應(yīng)力更小，在高溫?zé)岵删梢允褂幂^厚的套管以提高安全性。

3.3" 工程地質(zhì)參數(shù)影響分析

熱采過(guò)程中，套管內(nèi)壓變化、儲(chǔ)層地質(zhì)條件變化等因素均可能會(huì)導(dǎo)致套管安全系數(shù)低于安全范圍。因此，選取壁厚9.17 mm的P110套管為研究對(duì)象，研究注汽溫度為325 ℃時(shí)不同注汽壓力、彈性模量對(duì)套管熱應(yīng)力的影響，以評(píng)估套管在高溫環(huán)境下的安全性。

3.3.1" 注汽壓力影響

考慮到注汽壓力施加于套管內(nèi)壁，對(duì)套管應(yīng)力有著直接影響，調(diào)整注汽壓力可以改變套管的受力情況。分別取套管內(nèi)壓為8、14、20和26 MPa，研究套管內(nèi)壁Mises應(yīng)力和安全系數(shù)隨注汽時(shí)間的變化規(guī)律，結(jié)果如圖9所示。

由圖9可知：當(dāng)內(nèi)壓為8和14 MPa時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力會(huì)在注汽后期階段達(dá)到屈服強(qiáng)度，且安全系數(shù)低于臨界安全值；當(dāng)內(nèi)壓為20 MPa時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力不會(huì)達(dá)到屈服強(qiáng)度，但安全系數(shù)仍低于臨界值；當(dāng)內(nèi)壓為26 MPa時(shí)，套管安全系數(shù)可以提高至臨界安全值（1.05）以上。由此可以看出，適當(dāng)提高注汽壓力有利于降低其與地應(yīng)力的壓差，從而減小套管內(nèi)壁所受應(yīng)力，進(jìn)而保護(hù)套管。

3.3.2" 地層力學(xué)參數(shù)影響

地層力學(xué)特性也會(huì)對(duì)套管所受應(yīng)力產(chǎn)生影響，常用的地層力學(xué)參數(shù)有泊松比、彈性模量及內(nèi)摩擦角等。前人研究結(jié)果表明，彈性模量對(duì)套管應(yīng)力的影響較為顯著。

不同油田區(qū)域的地層彈性模量有所不同，且會(huì)受到溫度的影響而變化，因此分別取地層彈性模量為8、12、16和20 GPa，研究套管內(nèi)壁Mises應(yīng)力和安全系數(shù)隨注汽時(shí)間的變化規(guī)律，結(jié)果如圖10所示。

由圖10可知：當(dāng)?shù)貙訌椥阅Ａ繛?和12 GPa時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力會(huì)在注汽后期階段達(dá)到屈服強(qiáng)度，且安全系數(shù)低于臨界安全值；當(dāng)?shù)貙訌椥阅Ａ繛?6 GPa時(shí)，套管所受Mises應(yīng)力不會(huì)達(dá)到屈服強(qiáng)度，但安全系數(shù)仍低于臨界值；當(dāng)?shù)貙訌椥阅Ａ繛?0 GPa時(shí)，套管安全系數(shù)可以提高至臨界安全值（1.05）以上。在熱采過(guò)程中，套管內(nèi)壁的Mises應(yīng)力隨地層彈性模量的提高而增大。高溫可能會(huì)導(dǎo)致地層彈性模量降低［19］，套管內(nèi)壁所受Mises應(yīng)力減小，因此在實(shí)際工程設(shè)計(jì)中需要考慮到地層性質(zhì)對(duì)套管安全的影響，以此保證井筒的安全性。

4" 結(jié)" 論

（1）為了改善遼河油田稠油熱采井的套管損壞問(wèn)題，建立了套管-水泥環(huán)-地層組合體有限元數(shù)值模型，結(jié)合套管力學(xué)參數(shù)隨溫度的變化，得到了遼河油田稠油高溫注汽井的溫度場(chǎng)，與前人已發(fā)表文獻(xiàn)的模型進(jìn)行對(duì)比，驗(yàn)證了模型的正確性。

（2）基于已建立的數(shù)值模型，分析了不同鋼級(jí)、不同壁厚的套管規(guī)格對(duì)套管應(yīng)力的影響，計(jì)算了對(duì)應(yīng)的瞬時(shí)安全系數(shù)，得出了不同規(guī)格套管在安全范圍內(nèi)的極限溫度，并以此給出在不同注汽溫度下的套管優(yōu)選建議；同時(shí)表明在高溫環(huán)境下，壁厚更厚的套管有更佳的表現(xiàn)，但會(huì)帶來(lái)成本的增加。

（3）研究了在高溫注汽過(guò)程中，不同工程地質(zhì)因素對(duì)套管安全性的影響：在熱采井中，井筒周邊地層彈性模量增大時(shí)，套管內(nèi)壁所受Mises應(yīng)力會(huì)升高；調(diào)整注汽壓力使其與地應(yīng)力之間的壓差降低，有利于減小套管內(nèi)壁所受Mises應(yīng)力，提高安全系數(shù)。

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第一任振琨，生于2000年，現(xiàn)為在讀碩士研究生，研究方向?yàn)榫餐暾浴⒅悄芸刂啤５刂罚海?00192）北京市海淀區(qū)。email：2022020465@bistu.edu.cn。

通信作者：姜海龍，email：Jianghailong@bistu.edu.cn。

2024-01-03

劉鋒