馮耀榮 付安慶 王建東 王 鵬 李東風(fēng) 尹成先 劉洪濤

1.石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院 2.中國(guó)石油塔里木油田公司

0 引言

我國(guó)每年油套管消耗量介于（300～350）×104t，耗資250～300億元[1]。在油氣勘探開發(fā)和生產(chǎn)過程中，油套管柱承受拉伸/壓縮、內(nèi)壓/外壓、彎曲等復(fù)雜載荷作用，同時(shí)會(huì)遭受油/氣/水、H2S/CO2/Cl-等井下介質(zhì)和溫度作用。隨著深井超深井、特殊結(jié)構(gòu)和特殊工藝井、強(qiáng)酸/大排量高壓力反復(fù)酸化壓裂增產(chǎn)改造等工況條件日益復(fù)雜，油套管柱失效頻發(fā)，嚴(yán)重制約了油氣田的正常生產(chǎn)。近年來，我國(guó)油套管柱失效概率介于10%～20%，高溫高壓氣井油套管柱泄漏一度超過40%。例如我國(guó)西部某油田2008—2012年油管柱發(fā)生腐蝕斷裂失效123井（次）[2-3]，在完井過程中因油管柱失效造成的經(jīng)濟(jì)損失達(dá)7.24億元，高產(chǎn)天然氣井每口井修井費(fèi)用高達(dá)3 000～5 000萬元。每年因油套管柱失效造成的經(jīng)濟(jì)損失高達(dá)數(shù)十億元[1]。然而現(xiàn)有的油套管柱失效控制技術(shù)只能解決常規(guī)油氣井勘探開發(fā)過程中的失效問題，但是不能有效控制高溫高壓氣井、非常規(guī)、特殊工藝和特殊結(jié)構(gòu)井等復(fù)雜工況油套管柱的失效問題。復(fù)雜工況油套管柱的完整性與失效控制是國(guó)際上研究的熱點(diǎn)和重大難題，也是我國(guó)石油天然氣工業(yè)增儲(chǔ)上產(chǎn)的瓶頸問題。這是一項(xiàng)十分復(fù)雜的系統(tǒng)工程問題，迫切需要通過系統(tǒng)研究加以解決。

針對(duì)我國(guó)復(fù)雜油氣田開發(fā)中的油套管柱完整性技術(shù)需求，中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院聯(lián)合相關(guān)單位，依托“油井管柱完整性技術(shù)研究”等[4-6]多項(xiàng)重大科技項(xiàng)目，從油套管柱服役工況和失效分析入手，重點(diǎn)圍繞西部高溫高壓氣井油套管柱嚴(yán)重腐蝕泄漏和斷裂、低滲透致密油氣井油套管柱泄漏和經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)等技術(shù)難題開展系統(tǒng)研究攻關(guān)，建立了復(fù)雜工況油套管柱結(jié)構(gòu)和密封完整性試驗(yàn)平臺(tái)，攻克了復(fù)雜工況油套管柱完整性技術(shù)與失效控制難題，為我國(guó)重點(diǎn)油氣田高效勘探開發(fā)和安全生產(chǎn)提供了重要技術(shù)支撐。

但是隨著深層碳酸鹽巖、新區(qū)、頁巖油氣等勘探開發(fā)力度的加大，油氣田的地層條件和介質(zhì)環(huán)境變得更為苛刻復(fù)雜，油套管柱變形、泄漏、腐蝕、擠毀、破裂等失效事故時(shí)有發(fā)生，有的區(qū)塊還十分嚴(yán)重；特殊結(jié)構(gòu)井和特殊工藝井、特殊增產(chǎn)改造措施等對(duì)油套管柱提出了新的要求，油套管柱面臨著一系列新的挑戰(zhàn)和難題仍需要破解。

1 高溫高壓氣井油套管柱腐蝕與防護(hù)技術(shù)

針對(duì)高溫高壓氣井油套管柱均勻腐蝕、點(diǎn)蝕、縫隙腐蝕、應(yīng)力腐蝕及化學(xué)—力學(xué)協(xié)同作用技術(shù)難題，形成了基于高溫高壓氣井全生命周期的油套管腐蝕選材評(píng)價(jià)技術(shù)，研發(fā)了超級(jí)13Cr酸化緩蝕劑，自主研制了油套管實(shí)物應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)系統(tǒng)，形成高溫高壓氣井油套管腐蝕與應(yīng)力腐蝕控制技術(shù)、油套管柱完整性技術(shù)和管理規(guī)范[4-7]。

1.1 高溫高壓氣井全生命周期的油套管腐蝕選材評(píng)價(jià)及控制技術(shù)

系統(tǒng)考慮油氣井在作業(yè)生產(chǎn)過程中鮮酸酸化—?dú)埶岱蹬拧鏊貙铀?種典型的服役環(huán)境和具體的工況參數(shù)，以均勻腐蝕速率為參考、局部腐蝕速率為依據(jù)進(jìn)行綜合試驗(yàn)評(píng)價(jià)，形成油氣井管柱全生命周期腐蝕評(píng)價(jià)新方法。首次揭示了13Cr油管、15Cr油管、V140低合金高強(qiáng)度套管等8種材料在鮮酸酸化—?dú)埶岱蹬拧鏊貙铀鱾€(gè)作業(yè)過程中的單環(huán)境和連續(xù)多環(huán)境中的腐蝕規(guī)律和協(xié)同作用機(jī)制。鮮酸—?dú)埶帷鏊貙铀^程的平均腐蝕速率及點(diǎn)蝕速率均大于各個(gè)獨(dú)立過程之和，試驗(yàn)時(shí)間超過60天后實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)趨于穩(wěn)定（圖1-a）。揭示了溫度、CO2分壓、Cl-含量和流速等主要因素對(duì)油氣井管材腐蝕的影響規(guī)律，構(gòu)建了高溫高壓氣井油管選材圖（圖1-b）?；诙嗄甑氖Х治龊驮囼?yàn)研究，建立了高溫高壓氣井油套管腐蝕數(shù)據(jù)庫，包括井筒和工況數(shù)據(jù)采集、失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)、失效數(shù)據(jù)分析以及失效預(yù)警等4大功能。發(fā)明了油管腐蝕程度預(yù)測(cè)方法[8]，建立了含非均勻腐蝕缺陷油套管強(qiáng)度評(píng)價(jià)和壽命預(yù)測(cè)模型及軟件，用于腐蝕油套管的完整性評(píng)價(jià)及安全預(yù)警。

1.2 超級(jí)13Cr油管系列酸化緩蝕劑

建立了適用于高溫高壓氣井酸化增產(chǎn)工況的“空間多分子層多吸附中心”高溫酸化緩蝕模型（圖2），該模型有效耦合多層大分子的屏蔽效應(yīng)和小分子的填充效應(yīng)，從而有效抑制酸化增產(chǎn)工藝中的酸腐蝕。通過100余次的喹啉季銨鹽、曼尼希堿與多種金屬離子（如Cu2+、Ca2+、Al3+等）復(fù)配試驗(yàn)，揭示了多分子多離子復(fù)配的酸化緩蝕劑的混合型緩蝕機(jī)理：季銨鹽能有效抑制酸液中氫的作用，曼尼希堿能有效抑制酸液中氯的作用，金屬離子則能提高緩蝕劑的耐溫性和成膜性。因此復(fù)配后的酸化緩蝕劑呈現(xiàn)出同時(shí)抑制陰極和陽極的混合型緩蝕效果，如圖3所示。應(yīng)用上述模型和理論，研發(fā)了TG201、TG201-Ⅱ、TG202等超級(jí)13Cr油管系列酸化緩蝕劑產(chǎn)品[9]，列入中國(guó)石油自主創(chuàng)新產(chǎn)品，對(duì)于超級(jí)13Cr油管酸化環(huán)境的緩蝕效率良好，從2007年起在塔里木庫車山前高溫高壓氣井應(yīng)用120余井次，有效解決了塔里木油田高溫高壓氣井酸化壓裂過程中超級(jí)13Cr油管柱嚴(yán)重腐蝕問題。

圖1 高溫高壓氣井油套管腐蝕規(guī)律及選材圖

圖2 “空間多分子層多吸附中心”模型示意圖

圖3 多分子多離子復(fù)配酸化緩蝕劑的極化曲線圖

1.3 油套管全尺寸應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)系統(tǒng)

針對(duì)我國(guó)西部油氣田超深、超高壓、高含CO2和Cl-、強(qiáng)酸大排量增產(chǎn)改造等嚴(yán)酷工況條件，自主設(shè)計(jì)研發(fā)了集環(huán)境介質(zhì)、載荷、結(jié)構(gòu)、材料于一體的全尺寸油套管應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)系統(tǒng)[10]，如圖4所示，建立了油套管實(shí)物腐蝕試驗(yàn)流程和方法，實(shí)現(xiàn)了100 MPa內(nèi)壓、10 000 kN拉伸載荷、200 ℃高溫、油/氣/水多相腐蝕介質(zhì)等極端工況的多參量實(shí)驗(yàn)?zāi)M，解決了油套管螺紋接頭在應(yīng)力作用下腐蝕和密封耦合作用試驗(yàn)評(píng)價(jià)難題及尺寸效應(yīng)問題。系統(tǒng)開展了N80 和V140低合金鋼油套管、超級(jí)13Cr油管、W-Ni-P內(nèi)涂層油管的實(shí)物應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)研究，首次發(fā)現(xiàn)了超級(jí)13Cr油管在模擬酸化壓裂復(fù)雜工況下的點(diǎn)蝕—應(yīng)力腐蝕失效過程和機(jī)制，如圖5所示。研究揭示了V140低合金套管和超級(jí)13Cr油管的縫隙腐蝕特性，綜合考慮腐蝕介質(zhì)對(duì)密封面長(zhǎng)度、表面潔凈度、密封面接觸壓力的影響，提出采用折減系數(shù)來表征腐蝕介質(zhì)對(duì)螺紋接頭密封影響的方法，建立了腐蝕環(huán)境下特殊螺紋接頭的密封評(píng)價(jià)準(zhǔn)則。

圖4 油套管全尺寸應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)系統(tǒng)[11-12]圖

1.4 超級(jí)13Cr油管應(yīng)力腐蝕斷裂控制技術(shù)

超級(jí)13Cr油管在甲酸鹽環(huán)境中曾多次發(fā)生腐蝕穿孔或斷裂，使用時(shí)間最短的只有11天。通過系統(tǒng)失效分析和實(shí)驗(yàn)研究，揭示了超級(jí)13Cr油管在磷酸鹽體系中的失效規(guī)律、影響因素和斷裂機(jī)理。其斷裂機(jī)制表現(xiàn)為陽極溶解膜致?lián)p傷機(jī)理和裂紋沿馬氏體多尺度結(jié)構(gòu)界面擴(kuò)展及有害第二相促進(jìn)裂紋擴(kuò)展（圖5-b）。研發(fā)了超級(jí)13Cr油管應(yīng)力腐蝕斷裂控制技術(shù)，以低開裂敏感的甲酸鹽完井液體系替代磷酸鹽完井液體系，2015年以來在中國(guó)石油塔里木油田公司（以下簡(jiǎn)稱塔里木油田）應(yīng)用36口井，至今未出現(xiàn)環(huán)空帶壓或油管柱腐蝕斷裂失效。

1.5 油氣井管柱完整性技術(shù)和管理規(guī)范

在系統(tǒng)總結(jié)高溫高壓及高含硫氣井油套管柱研究成果和實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，制定了《油氣井管柱完整性管理》行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[13]，編制了《高溫高壓及高含硫井完整性指南》[14]《高溫高壓及高含硫井完整性設(shè)計(jì)準(zhǔn)則》[15]《高溫高壓及高含硫井完整性管理規(guī)范》[16]并推廣應(yīng)用，塔里木油田井完整性從70%提高到79%。

2 油套管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)與可靠性技術(shù)

建立了套管柱結(jié)構(gòu)和密封可靠性設(shè)計(jì)與評(píng)價(jià)方法，發(fā)明了水平井用新型特殊螺紋套管及制備技術(shù)，研發(fā)了低滲透致密氣直井“API長(zhǎng)圓螺紋套管＋CATTS101高級(jí)螺紋密封脂”套管柱技術(shù)，在重點(diǎn)油氣田得到應(yīng)用[4-6]。

2.1 高溫高壓氣井套管柱結(jié)構(gòu)可靠性設(shè)計(jì)與評(píng)價(jià)方法

研究確定了高溫高壓氣井套管柱的主要失效模式，構(gòu)建了用故障樹法計(jì)算套管柱失效概率的方法，建立了用分項(xiàng)系數(shù)法計(jì)算套管柱可靠性的方法[17]和軟件，如圖6所示，制定了《油氣井套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度可靠性評(píng)價(jià)方法》[18]行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

圖5 超級(jí)13Cr油管點(diǎn)蝕—應(yīng)力腐蝕斷裂過程[11-12]及機(jī)制圖

圖6 套管柱可靠性設(shè)計(jì)分析與評(píng)價(jià)圖

2.2 高溫高壓氣井油套管柱密封可靠性設(shè)計(jì)與評(píng)價(jià)方法[4]

建立了特殊螺紋接頭密封準(zhǔn)則，即密封抗力（Wa）

式中pc表示密封面接觸壓力，MPa；l表示接觸長(zhǎng)度，m；pgas表示氣密封內(nèi)壓力，MPa；patm表示大氣壓力，0.1 MPa；n=1.4，B=0.01，m=0.838。

采用徑向基函數(shù)和蒙特卡洛模擬方法，建立了高溫高壓氣井油套管螺紋連接密封可靠性設(shè)計(jì)的極限狀態(tài)方程、計(jì)算程序及判據(jù)，系統(tǒng)研究揭示了套管螺紋結(jié)構(gòu)尺寸、材料性能、工作應(yīng)力等對(duì)螺紋密封抗力的影響規(guī)律（圖7）。

圖7 套管壁厚、螺紋和密封過盈量對(duì)密封抗力的影響圖

2.3 新型特殊螺紋套管設(shè)計(jì)研發(fā)及應(yīng)用[4, 19-22]

在深入研究油套管特殊螺紋密封機(jī)理、進(jìn)行理論分析和試驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上，建立了考慮表面涂層和粗糙度影響的油套管特殊螺紋臨界氣密封壓力計(jì)算方法（圖8），用于特殊螺紋設(shè)計(jì)。

圖8 臨界密封壓力與密封過盈量的關(guān)系圖

綜合研究了拉伸/壓縮、內(nèi)/外壓、彎曲等復(fù)合載荷作用下螺紋結(jié)構(gòu)參數(shù)和公差、材料性能、密封面和螺紋過盈量等因素對(duì)其承載能力和密封可靠性的影響，設(shè)計(jì)研發(fā)了既安全又經(jīng)濟(jì)的水平致密氣井用新型特殊螺紋套管及制備技術(shù)（圖9），滿足了4 200 m深、彎曲狗腿度20°/30 m、液體壓裂內(nèi)壓90 MPa、氣體生產(chǎn)壓力50 MPa、150 ℃水平井壓裂改造和生產(chǎn)井工況下螺紋連接的強(qiáng)度和密封可靠性。

該套管螺紋密封面不易碰傷、螺紋易于加工和清洗，在寶雞石油鋼管有限責(zé)任公司、延安嘉盛石油機(jī)械有限責(zé)任公司等多個(gè)制造廠批量生產(chǎn)超過了5×104t，在長(zhǎng)慶、延長(zhǎng)、新疆等油氣田推廣應(yīng)用，將長(zhǎng)慶油田水平氣井開發(fā)套管特殊螺紋由原來的7種統(tǒng)一為該螺紋，有效降低了管柱管理和使用成本。

2.4 “API長(zhǎng)圓螺紋套管＋ CATTS101高級(jí)螺紋密封脂”套管柱技術(shù)[23-24]

圖9 新型特殊螺紋設(shè)計(jì)開發(fā)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用圖

系統(tǒng)開展了API長(zhǎng)圓螺紋、偏梯形螺紋、特殊螺紋套管與API標(biāo)準(zhǔn)螺紋脂、CATTS101高級(jí)螺紋密封脂適用性試驗(yàn)研究，開發(fā)了“API長(zhǎng)圓螺紋套管+CATTS101高級(jí)螺紋密封脂”套管柱技術(shù)，在中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司蘇里格氣田直井應(yīng)用超過10 000口井，在保證套管柱使用安全的前提下，套管成本降低了20%～30%。

3 油套管柱結(jié)構(gòu)和密封完整性試驗(yàn)平臺(tái)建設(shè)

建立了2 500 t全尺寸油套管復(fù)合載荷和環(huán)境試驗(yàn)系統(tǒng)，軸向+外壓復(fù)合載荷擠毀試驗(yàn)系統(tǒng)，立式擠毀試驗(yàn)系統(tǒng)，熱氣循環(huán)試驗(yàn)系統(tǒng)，連接螺紋上卸扣試驗(yàn)系統(tǒng)等油套管柱結(jié)構(gòu)與密封完整性試驗(yàn)平臺(tái)，形成了高溫高壓氣井、頁巖氣井、致密氣井等油套管柱結(jié)構(gòu)與密封完整性試驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)[7]。

該試驗(yàn)平臺(tái)由9臺(tái)試驗(yàn)系統(tǒng)構(gòu)成（圖10），是目前國(guó)際上最先進(jìn)的平臺(tái)之一，也是國(guó)內(nèi)功能最為強(qiáng)大的試驗(yàn)平臺(tái)，最大拉伸和壓縮載荷25 000 kN，最大內(nèi)壓276 MPa，最大彎矩700 kN·m，最大外壓210 MPa，最高試驗(yàn)溫度500 ℃?？蓪?duì)外徑介于88.9～406.4 mm的所有鋼級(jí)油套管在拉伸/壓縮、內(nèi)壓/外壓、彎曲復(fù)合載荷、溫度循環(huán)條件下進(jìn)行結(jié)構(gòu)和密封完整性評(píng)價(jià)。其中，25 000 kN復(fù)合加載試驗(yàn)系統(tǒng)可進(jìn)行高溫外壓試驗(yàn)，采用大口徑單液缸加載方式，具有加載均勻、摩擦阻力小、壽命長(zhǎng)等特點(diǎn)，將載荷軸直接作為力傳感器，數(shù)據(jù)測(cè)量更為準(zhǔn)確。發(fā)明了壁厚200 mm抗外壓至失效試驗(yàn)用擠毀缸的制造方法[25]，實(shí)現(xiàn)了擠毀試驗(yàn)機(jī)核心部件的國(guó)產(chǎn)化；發(fā)明了系列非API標(biāo)準(zhǔn)油套管實(shí)物評(píng)價(jià)試樣制備方法[26-28]。該試驗(yàn)平臺(tái)為塔里木、西南、長(zhǎng)慶等十余個(gè)油氣田和中國(guó)寶武鋼鐵集團(tuán)有限公司、天津鋼鐵集團(tuán)有限公司、湖南衡陽鋼管（集團(tuán)）有限公司等10余個(gè)制造廠提供試驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)服務(wù)超過15年，為油套管國(guó)產(chǎn)化、高性能油套管新產(chǎn)品研發(fā)及規(guī)模應(yīng)用提供了技術(shù)支撐。

圖10 油井管柱結(jié)構(gòu)和密封完整性試驗(yàn)平臺(tái)及實(shí)驗(yàn)技術(shù)圖

4 油套管柱面臨的新挑戰(zhàn)及建議

2018年以來，面對(duì)我國(guó)國(guó)民經(jīng)濟(jì)發(fā)展和人民生活對(duì)油氣資源的巨大需求，黨和國(guó)家領(lǐng)導(dǎo)人要求大力提升油氣勘探開發(fā)力度、保障國(guó)家能源安全。國(guó)內(nèi)4大石油天然氣公司立即安排部署，實(shí)施了加大油氣業(yè)務(wù)發(fā)展的計(jì)劃，在塔里木盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、四川盆地、渤海等多個(gè)油氣田取得了重大油氣發(fā)現(xiàn)。隨著古老碳酸鹽巖、深層、新區(qū)、頁巖油氣等勘探開發(fā)力度的加大，油氣田的地層條件和介質(zhì)環(huán)境變得更為苛刻復(fù)雜，油套管柱變形、泄漏、腐蝕、擠毀、破裂等失效事故時(shí)有發(fā)生，在有的區(qū)塊還十分嚴(yán)重，特殊結(jié)構(gòu)井和特殊工藝井、特殊增產(chǎn)改造措施等對(duì)油套管柱提出了新的要求，油套管柱完整性面臨著一系列新的挑戰(zhàn)和難題仍需要破解。建議如下：

1）持續(xù)深化復(fù)雜工況油套管柱失效控制與完整性理論和技術(shù)研究。持續(xù)發(fā)展油套管柱可靠性設(shè)計(jì)、應(yīng)變?cè)O(shè)計(jì)方法及評(píng)價(jià)技術(shù)，油套管柱失效分析診斷預(yù)測(cè)預(yù)防技術(shù)，智能管柱技術(shù)（含專家系統(tǒng)），高強(qiáng)、高韌、高抗擠、耐腐蝕、特殊螺紋、鋁（鎂）合金、鈦合金、復(fù)合材料等高性能油套管及應(yīng)用技術(shù)，特種緩蝕劑和表面防護(hù)技術(shù)等研究攻關(guān)。

2）持續(xù)開展復(fù)雜深層、高溫高壓、酸性氣田等油套管柱失效控制與完整性技術(shù)研究。我國(guó)西部油氣田是油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的主戰(zhàn)場(chǎng)，7 000 m以上的超深井逐漸增多甚至超過8 000 m，井底溫度大于180 ℃甚至超過200 ℃，壓力大于100 MPa甚至超過130 MPa，且處于高含CO2/Cl-或H2S/CO2/Cl-環(huán)境，面臨復(fù)雜地質(zhì)條件，強(qiáng)酸酸化、水平井大排量高壓力反復(fù)壓裂等復(fù)雜工況條件，對(duì)油套管柱的完整性和安全可靠性提出了更高要求，亟待深入開展高溫高壓、酸性氣田等復(fù)雜工況油套管柱結(jié)構(gòu)和密封完整性及適用性評(píng)價(jià)技術(shù)，復(fù)雜工況油套管柱腐蝕規(guī)律與機(jī)理、選材評(píng)價(jià)、腐蝕控制及預(yù)防技術(shù)等研究攻關(guān)。

3）持續(xù)開展頁巖氣井套變機(jī)理與預(yù)防技術(shù)研究。頁巖氣開發(fā)是我國(guó)油氣工業(yè)新的增長(zhǎng)點(diǎn)，但深層頁巖氣開發(fā)井套管柱變形問題十分突出，套變率一度達(dá)到50%，導(dǎo)致橋塞等工具無法正常下入，局部區(qū)塊丟棄長(zhǎng)度達(dá)到1/3，嚴(yán)重影響了頁巖氣開發(fā)及產(chǎn)能建設(shè)。初步分析研究表明[6]，套管柱變形是套管柱使用性能、高壓力大排量反復(fù)體積壓裂工藝、地層裂縫等因素綜合作用的結(jié)果。雖然近年來一直在持續(xù)研究，也采取了一些措施，但套損問題仍未得到很好的解決。從根本上來說，頁巖氣井套變?nèi)Q于套管柱的承載能力與載荷的相對(duì)大小及分布。擬以套管柱為核心，優(yōu)化套管柱設(shè)計(jì)，建立基于應(yīng)變的套管柱設(shè)計(jì)新方法；提高套管柱的服役性能，選用抗剪切和抗外擠等使用性能優(yōu)良的高鋼級(jí)厚壁套管，發(fā)展模擬套管實(shí)際使用工況的使用性能評(píng)價(jià)技術(shù)；優(yōu)化頁巖氣井井位選擇、井距排布及井眼軌跡控制，減小天然裂縫、斷層等對(duì)套變的影響；優(yōu)化壓裂工藝，減小斷層滑移、天然裂縫擴(kuò)展、水力裂縫擴(kuò)展及相互干擾等對(duì)套變的影響。通過系統(tǒng)研究，建立相應(yīng)的設(shè)計(jì)、選材、評(píng)價(jià)、工程應(yīng)用和現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)技術(shù)和標(biāo)準(zhǔn)體系。

4）深井超深井復(fù)雜工況套管柱疲勞斷裂失效及預(yù)防措施研究。2018年以來，新疆、長(zhǎng)慶等油氣田多次發(fā)生套管疲勞斷裂事故，嚴(yán)重影響油氣田開發(fā)。初步分析研究表明：套管斷裂是由于水平井大排量高壓力反復(fù)水力壓裂及套管反復(fù)上提—下放引起的疲勞失效。需要進(jìn)一步研究套管斷裂的機(jī)理和原因、套管結(jié)構(gòu)強(qiáng)度和壽命、作業(yè)工藝對(duì)斷裂的影響、套管承受的動(dòng)態(tài)載荷及控制措施、套管扣型選用評(píng)價(jià)方法、套管選用技術(shù)規(guī)范、現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)規(guī)范等，系統(tǒng)解決套管柱的疲勞斷裂失效問題。

5）老油氣田套損機(jī)理與防治技術(shù)研究。套損一直是制約油氣田產(chǎn)量和效益的頑疾，多數(shù)油氣田套損率超過15%。主要失效模式有變形、腐蝕、擠毀、泄漏、錯(cuò)斷、破裂等，多是力學(xué)因素和/或化學(xué)因素對(duì)套管柱耦合作用的結(jié)果。老油氣田復(fù)雜的地層和環(huán)境條件及其演變對(duì)套損有重要影響，稠油熱采、火驅(qū)、CO2驅(qū)、空氣驅(qū)/空氣泡沫驅(qū)等套管柱的變形和腐蝕問題仍然比較嚴(yán)重，這些問題需要針對(duì)性地持續(xù)研究加以解決。

6）開展大數(shù)據(jù)和人工智能在油套管柱失效控制及預(yù)測(cè)預(yù)防中的應(yīng)用研究。近年來，數(shù)據(jù)科學(xué)、人工智能、機(jī)器學(xué)習(xí)、材料信息學(xué)等發(fā)展迅速[29-30]，將這些學(xué)科的最新技術(shù)應(yīng)用到石油管工程和材料服役安全領(lǐng)域，將會(huì)產(chǎn)生事半功倍的效果。重點(diǎn)是在本領(lǐng)域知識(shí)庫的基礎(chǔ)上，通過油套管柱材料性能和服役性能、力學(xué)狀態(tài)分析、運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)檢測(cè)等數(shù)據(jù)采集和失效數(shù)據(jù)庫及案例庫構(gòu)建，數(shù)據(jù)解釋，機(jī)器學(xué)習(xí)建模，模型評(píng)估，實(shí)驗(yàn)/計(jì)算設(shè)計(jì)，實(shí)驗(yàn)/計(jì)算，再反饋到前端的反復(fù)循環(huán)，辨識(shí)規(guī)律、機(jī)理及影響因素，提出控制和預(yù)防措施，確保油套管柱的運(yùn)行安全。

應(yīng)當(dāng)強(qiáng)調(diào)指出，油套管柱的完整性保障與失效控制，就是要保障油套管柱全生命周期的安全可靠性和經(jīng)濟(jì)性，而70%以上的油套管柱失效是由于前期的設(shè)計(jì)/選材/評(píng)價(jià)和不恰當(dāng)?shù)墓こ套鳂I(yè)及增產(chǎn)改造措施造成的。所以，加強(qiáng)油套管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)、選材、試驗(yàn)評(píng)價(jià)，綜合考慮油套管柱設(shè)計(jì)壽命、失效概率、失效后果等因素，發(fā)展基于風(fēng)險(xiǎn)的油套管柱可靠性設(shè)計(jì)新方法及配套技術(shù)，是控制油套管柱失效、保障管柱完整性的關(guān)鍵。

致謝：中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院韓禮紅、白真權(quán)、韓新利、劉文紅、張娟濤、韓燕、龍巖等，中國(guó)石油大學(xué)（華東）閆相禎，加拿大C-FER公司謝覺人，中國(guó)石油塔里木油田公司謝俊峰等參加了相關(guān)試驗(yàn)研究工作，特此致謝!