蘇金洋，花志斌，薛自建

基于應(yīng)變設(shè)計的變強(qiáng)度套管研究

蘇金洋，花志斌，薛自建

（中國石油集團(tuán)渤海石油裝備制造有限公司，河北青縣062658）①

針對現(xiàn)有熱采井用套管套損率高的現(xiàn)狀，對熱采井工況及套管的受力情況進(jìn)行分析，提出了基于應(yīng)變的變強(qiáng)度套管設(shè)計思路，通過對材料化學(xué)成分的分析及熱處理工藝的研究，試制出了變強(qiáng)度套管。套管適用性評價結(jié)果表明：變強(qiáng)度套管具有連接強(qiáng)度高、密封性能好、高溫性能好的特點，滿足了熱采井工況對套管的性能要求。

變強(qiáng)度；套管；基于應(yīng)變設(shè)計；熱處理

變強(qiáng)度套管的研究開發(fā)是根據(jù)油田熱采井的生產(chǎn)需求而進(jìn)行，據(jù)有關(guān)資料統(tǒng)計，稠油熱采井套損率平均為20%～30%，局部區(qū)塊達(dá)70%，位于油田套管損壞之首［1-2］。我國的稠油資源較為豐富，主要分布在新疆、遼河、勝利及河南油田，僅新疆油田在紅

003及風(fēng)城區(qū)已探明可開采儲量逾4億t。隨著稠油熱采技術(shù)的進(jìn)步，稠油的大規(guī)模開采已提到日程上。因此，開發(fā)適用于稠油熱采井專用套管是適應(yīng)生產(chǎn)需求、提高熱采效率、減少套損事故、降低經(jīng)濟(jì)損失的有效方法。

1　熱采井井況及套管使用現(xiàn)狀

稠油是一種黏度高、流動性差的重質(zhì)原油，常溫下黏度很大，其黏度對溫度非常敏感，隨著溫度的上升黏度急劇下降。因此，稠油開采大部分采用加熱的方法，國內(nèi)最常用的是單井注蒸汽法，注入蒸汽的平均溫度約320℃。在向稠油熱采井注入蒸汽的過程中，套管受熱時由于受到約束而無法膨脹，從而受到較大的壓應(yīng)力作用，停注采油時由于溫度下降的過程中金屬材料的松弛和蠕變作用，套管又受到較大的拉應(yīng)力作用。套管周期性承受如此高的拉-壓應(yīng)力作用，會造成套管變形、斷裂或螺紋連接滑脫，從而造成套損事故。

目前，稠油熱采井主要使用普通API C-Mn系的N80Q、P110鋼級套管，這類套管在熱采作業(yè)過程中存在的問題主要表現(xiàn)為2個方面：常規(guī)的API螺紋氣密封性能較差，在注氣保壓過程中容易發(fā)生泄露，壓力損失較大，“悶井”效果差；常規(guī)的C-Mn鋼受高溫及溫差影響較大，強(qiáng)度、韌性均有一定程度下降，特別是在周期作業(yè)過程中，這種現(xiàn)象更為明顯，因此不是理想的熱采井用套管材料。

2　基于應(yīng)變的套管設(shè)計思路

國內(nèi)外對稠油熱采套管的研究認(rèn)為，在注入蒸汽的循環(huán)過程中，套管的損壞主要是因為受軸向熱脹應(yīng)力過高引起［1］。因此，稠油熱采井普遍選用N80Q、P110等高鋼級套管以解決套管服役時所受應(yīng)力過高的問題。通過數(shù)據(jù)模擬和試驗相結(jié)合的方法得出，在同一熱循環(huán)載荷下殘余應(yīng)力隨套管鋼級的增加而增大，也就是說高強(qiáng)度的套管同低強(qiáng)度的套管相比，其屈服強(qiáng)度在熱循環(huán)過程中會受到更大的影響。因此，材料設(shè)計時在考慮強(qiáng)度的同時，還需具有高溫強(qiáng)度高、應(yīng)力松弛穩(wěn)定性好、熱膨脹系數(shù)低、均勻延伸率高等特點，同時套管材料本身具有殘余應(yīng)力低、抗擠毀性能高等特點?，F(xiàn)場套管失效約80%發(fā)生在螺紋連接處［3］，因此變強(qiáng)度套管的端部強(qiáng)度要高于套管的中部強(qiáng)度。

對于常規(guī)的API套管，API螺紋不具備密封能力，螺紋脂的密封極限為300℃，在大于300℃的井況下，只有采用金屬對金屬的密封才能夠起到效果。因此，套管螺紋連接采用具有密封性能的特殊螺紋接頭。

3　材料要求及設(shè)計

我國稠油熱采井井深大多處于600 m以內(nèi)，鋼級為90 ksi的套管可滿足井況要求。根據(jù)稠油熱采井況對套管性能的要求，初步選用高溫性能好、熱膨脹系數(shù)低的Cr-Mo鋼，通過適當(dāng)?shù)臒崽幚砉に噷崿F(xiàn)變強(qiáng)度套管的力學(xué)性能。

3.1材料化學(xué)成分

研究表明，溫度對金屬材料線膨脹系數(shù)、鋼材彈性模量等性能參數(shù)都有很大的影響。隨溫度升高，鋼材彈性模量呈直線減小，線膨脹系數(shù)則先升高，到達(dá)一定溫度后降低。同時根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和有關(guān)文獻(xiàn)，熱采井套管熱應(yīng)力及預(yù)應(yīng)力均與熱采套管本身的線膨脹系數(shù)和彈性模量有直接關(guān)系。Cr、Mo元素均具有增加鋼材高溫時的強(qiáng)度、增加淬透并提高回火穩(wěn)定性的功能?；诖耍x用Cr-Mo系低合金高強(qiáng)度鋼提高鋼材的高溫強(qiáng)度，確保套管在350℃高溫環(huán)境下的強(qiáng)度穩(wěn)定性能。經(jīng)理論設(shè)計和多次試驗確定90 ksi鋼級套管的化學(xué)成分，如表1所示。

表1　90 ksi鋼級套管的化學(xué)成分　wB／%

3.2材料力學(xué)性能

變強(qiáng)度套管的力學(xué)性能主要包括接箍力學(xué)性能、管體中部力學(xué)性能、管體端部力學(xué)性能。套管受力時理想的狀態(tài)是管體中部發(fā)生彈塑性變形，管體接頭部位僅發(fā)生彈性變形，即將應(yīng)力釋放在管體中部。為實現(xiàn)以上要求，設(shè)計的90 ksi鋼級套管的力學(xué)性能如表2所示。

表2　90 ksi鋼級套管的力學(xué)性能

4　材料熱處理方法及工藝

為實現(xiàn)變強(qiáng)度套管的性能，需要對套管進(jìn)行2次熱處理：第1次熱處理使材料整體性能達(dá)到預(yù)期的目的；第2次熱處理實現(xiàn)材料的強(qiáng)度錯配，即端部性能優(yōu)于中部性能。第2次熱處理工藝方案有2種選擇：一種是通過對套管端部進(jìn)行調(diào)質(zhì)處理來提高套管端部的力學(xué)性能；另一種是通過對套管中部回火來降低套管中部的力學(xué)性能。由于端部調(diào)質(zhì)時容易造成過渡區(qū)的性能不穩(wěn)定，因此選用第2種方案進(jìn)行二次熱處理。

經(jīng)理論研究和試驗驗證方法確定的二次熱處理方法為：管子從縱向輥道上進(jìn)入箱式中頻加熱爐，到達(dá)預(yù)定位置后停止加熱，達(dá)到預(yù)定溫度后保溫50 s，達(dá)到預(yù)定保溫時間后管子繼續(xù)前進(jìn)到下一位置進(jìn)行加熱保溫，直至完成全部管體預(yù)定位置的二次熱處理。二次熱處理工藝為：中頻爐設(shè)置溫度：690℃；保溫時間：50 s；冷卻方式：空冷。

經(jīng)二次熱處理后材料的力學(xué)性能如表3所示。

表3　二次熱處理后套管的力學(xué)性能

由表3可以看出，二次熱處理后套管的力學(xué)性能達(dá)到了設(shè)計要求。

5　特殊螺紋及密封形式

油套管特殊螺紋的設(shè)計盡管種類繁多，形狀各異，但其基本形式大體相同，主要都是為了提高管柱的連接強(qiáng)度和密封性能。一般來講，多數(shù)特殊螺紋的油套管接頭都是由連接螺紋、抗轉(zhuǎn)矩臺肩和密封面3個部分構(gòu)成。

螺紋連接強(qiáng)度和密封性是油套管的2個主要技術(shù)指標(biāo)，其性能與螺紋接頭結(jié)構(gòu)、螺紋輪廓有關(guān)。圓螺紋只能承受相當(dāng)于管體強(qiáng)度的60%～80%的拉伸負(fù)載［3］，偏梯螺紋接頭的連接強(qiáng)度可達(dá)管體強(qiáng)度的80%以上，因此特殊螺紋接頭的螺紋型式選用偏梯螺紋。但偏梯螺紋接頭在較高內(nèi)壓下密封性能很差，需要提高偏梯螺紋的密封性能。

為提高螺紋接頭的密封性能，設(shè)計了一種球面對錐面密封的密封結(jié)構(gòu)。在外螺紋接頭上加工球形密封面，在內(nèi)螺紋相應(yīng)部位加工錐形密封面，連接時由光滑的金屬表面彈性過盈配合來實現(xiàn)密封，達(dá)到提高密封性能的要求。

為便于控制接頭上緊位置，在螺紋接頭結(jié)構(gòu)中設(shè)計了負(fù)角度抗轉(zhuǎn)矩臺肩，該轉(zhuǎn)矩臺肩也是接頭的輔助密封結(jié)構(gòu)。接頭的結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1　特殊螺紋接頭

6　驗證與評價

為驗證該套管對稠油熱采井的適用性，依據(jù)ISO13679對90 ksi鋼級稠油熱采套管的適用性進(jìn)行了模擬工況實物評價。評價項目包括：抗粘扣試驗、拉伸強(qiáng)度試驗、抗內(nèi)壓試驗、抗外擠試驗及氣密封試驗［4］。

6.1抗粘扣試驗

室溫環(huán)境下，對套管試樣進(jìn)行上卸扣試驗。對套管進(jìn)行3次上扣、2次卸扣，其中前2次上扣按照設(shè)計最大轉(zhuǎn)矩，第3次上扣按照設(shè)計最佳轉(zhuǎn)矩，試驗結(jié)果表明，試樣經(jīng)過3次上扣、2次卸扣，均未發(fā)生粘扣，其形貌如圖2所示。

圖2　第2次卸扣后內(nèi)、外螺紋形貌

6.2拉伸強(qiáng)度試驗

對套管柱試樣進(jìn)行拉伸至失效試驗，目的是評價套管與接箍之間螺紋連接強(qiáng)度。試驗結(jié)果表明：拉伸斷裂發(fā)生在管體的中間位置，并且斷口位置有頸縮現(xiàn)象（如圖3所示），表明螺紋的連接強(qiáng)度高于管體的抗拉強(qiáng)度，套管管體首先發(fā)生塑性變形。

圖3　拉伸至失效后的套管整體形貌

6.3抗內(nèi)壓試驗

為測試90 ksi稠油熱采套管抗內(nèi)壓能力，進(jìn)行了管體內(nèi)壓爆破實物試驗。試驗表明90 ksi稠油熱采套管抗內(nèi)壓極限為94.6 MPa，爆破開裂出現(xiàn)在管體上。內(nèi)壓爆破后的試樣如圖4所示。

圖4　內(nèi)壓爆破后形貌

6.4抗外擠試驗

為測試90 ksi稠油熱采套管的抗外擠強(qiáng)度，對套管管體進(jìn)行外壓至失效試驗。結(jié)果表明：90 ksi稠油熱采套管外壓至失效的最大壓力為57.6 MPa （8 362 psi），試樣的抗擠毀強(qiáng)度滿足設(shè)計要求。擠毀變形后試樣形貌如圖5所示。

圖5　外壓至失效后形貌

6.5氣密封試驗

為驗證螺紋接頭在高壓氣體環(huán)境下的密封能力，對螺紋接頭進(jìn)行了內(nèi)壓氣密封和循環(huán)載荷試驗，氣密封試驗后的螺紋接頭如圖6所示。試驗結(jié)果表明：螺紋接頭未發(fā)生泄漏，其密封性能完好。

圖6　螺紋接頭氣密封試樣

7　結(jié)論

1）熱采井用套管通過二次熱處理的方式，實現(xiàn)了管體、管端由低到高的強(qiáng)度錯配，有助于增強(qiáng)螺紋接頭的強(qiáng)度。

2）熱采井用套管螺紋根據(jù)熱采工藝特點設(shè)計，依靠金屬表面的彈性過盈實現(xiàn)密封，同時-15°轉(zhuǎn)矩臺肩也起到輔助密封的作用。

3）熱采井用套管適用性評價試驗結(jié)果表明，熱采套管的結(jié)構(gòu)完整性良好，螺紋連接性能滿足密封完整性要求。

［1］李靜，林成焰，楊少春，等.稠油開發(fā)井套管損壞機(jī)理與強(qiáng)度設(shè)計問題分析［J］.石油礦場機(jī)械，2009，38（1）：9-13.

［2］賈江鴻.熱采井套損機(jī)理及套管強(qiáng)度優(yōu)化設(shè)計［J］.中國安全生產(chǎn)科學(xué)技術(shù)，2011（9）：121-125.

［4］婁奇，杜偉，李東風(fēng)，等.110鋼級抗擠抗硫套管性能試驗研究［J］.石油礦場機(jī)械，2013，42（5）：65-68.

Research on The Strain based Design Casing of Variable Strength

SU Jinyang，HUA Zhibin，XUE Zijian

（CNPC Bohai Equipment Manufacturing Co．，Ltd．，Qingxian 062658，China ）

In view of the existing thermal wells casing of high rate of casing damage，based on thermal wells working condition and the casing stress analysis，the strain-based design ideas for variable strength casing is point out.Through the design of material chemical composition and the research of heat treatment process，variable strength casing is produced.The casing applicability evaluation results show that variable strength casing with high connection strength，good sealed performance，good high temperature performance，to meet the performance requirements for casing thermal recovery well conditions.

variable strength；casing；strain-based design；heat treatment

TE931.2

A

10.3969／j.issn.1001-3482.2015.10.016

1001-3482（2015）10-0064-04