模擬石油套管在單井吞吐注蒸汽稠油熱采井中復(fù)合受力的評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)研究

模擬石油套管在單井吞吐注蒸汽稠油熱采井中復(fù)合受力的評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)研究

劉金海1嚴(yán)峰2盧小慶1李恒政1

（1天津鋼管集團(tuán)股份有限公司，天津300301 2中石油新疆油田公司，克拉瑪依834000)

在API系列中沒(méi)有稠油熱采井專用套管，油田只能選用普通API套管。但在使用中API套管過(guò)早損壞，導(dǎo)致油井提前報(bào)廢，給油田造成較大的經(jīng)濟(jì)損失。通過(guò)在實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行模擬單井吞吐注蒸汽稠油熱采井中油層石油套管柱的復(fù)合受力評(píng)價(jià)試驗(yàn)，證明其屈服強(qiáng)度明顯下降既API系列的N80石油套管不適合用作單井吞吐注蒸汽稠油熱采井的油層套管。

吞吐 注蒸汽 稠油 熱采井 石油 套管 評(píng)價(jià) 試驗(yàn)

1 前言

隨著石油工業(yè)發(fā)展的深入，開(kāi)采稠油已成為各大油田穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的主要措施之一，但由于長(zhǎng)期以來(lái)，在API系列中沒(méi)有稠油熱采井專用套管，國(guó)內(nèi)、外也沒(méi)有任何廠家開(kāi)發(fā)出稠油熱采井專用套管，油田只能選用普通API套管。熱采井的鉆、采工藝有其特殊性，使用API套管后，由于套管的過(guò)早損壞導(dǎo)致油井的提前報(bào)廢率較高，給油田造成較大的經(jīng)濟(jì)損失。

稠油是一種粘度高、流動(dòng)性差的重質(zhì)原油。目前，普遍采用的是單井吞吐注蒸汽的方法開(kāi)采,注蒸汽的平均溫度在320℃左右，有的高達(dá)375℃。在向稠油熱采井中注入蒸汽的過(guò)程中，套管受熱時(shí)由于受到約束而無(wú)法膨脹，從而受到較大的壓應(yīng)力作用，而在停注采油的過(guò)程中，由于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。據(jù)有關(guān)資料統(tǒng)計(jì)，稠油熱采井的套損率平均為30%以上，局部區(qū)塊達(dá)到70%，列油田套管損壞率之首。

國(guó)內(nèi)某油田的某稠油區(qū)塊是一個(gè)新開(kāi)發(fā)的稠油區(qū)塊。該區(qū)塊的Y3707井的油層套管使用的是API系列的?139.70 mm×7.72 mm N80長(zhǎng)圓扣套管,油層套管下深1 045 m。該井在第一輪注汽三天、悶井三天、正常采油七天后由于砂堵進(jìn)行檢泵作業(yè)時(shí)，發(fā)現(xiàn)油層套管在離井口72.07 m的部位發(fā)生損壞，后經(jīng)套洗從井內(nèi)提取套管，發(fā)現(xiàn)套管公端管體在離接箍接近的部位發(fā)生斷裂失效。該井的最高注汽溫度362℃，平均注汽溫度346℃，最高注汽壓力15.3 MPa。為了進(jìn)一步分析套管失效原因，對(duì)?139.70 mm×7.72 mm N80長(zhǎng)圓扣套管進(jìn)行模擬國(guó)內(nèi)某油田的楊樓稠油區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)注采工況的評(píng)價(jià)試驗(yàn)。

2 試驗(yàn)方法

2.1 試驗(yàn)項(xiàng)目

2.1.1 上扣試驗(yàn)及模擬國(guó)內(nèi)某油田的楊樓稠油區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓應(yīng)力循環(huán)試驗(yàn)。上扣試驗(yàn)主要在上/卸扣試驗(yàn)機(jī)上進(jìn)行，模擬現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓應(yīng)力循環(huán)試驗(yàn)主要在復(fù)合加載試驗(yàn)機(jī)上進(jìn)行。將陶瓷加熱帶纏繞在已連接好的試樣接頭的外表面并對(duì)試樣進(jìn)行加熱升溫，并在加熱帶外面包裹石棉布對(duì)試樣進(jìn)行保溫。見(jiàn)圖1。

圖1 試樣加熱及測(cè)溫示意圖

2.1.2 從天津鋼管集團(tuán)股份有限公司成品庫(kù)中抽取一支成品套管，與Y3707井油層套管規(guī)格、鋼級(jí)、扣型相同。從該套管上截取試樣，并對(duì)試樣進(jìn)行化學(xué)成分、拉伸性能、沖擊性能及高溫拉伸性能進(jìn)行檢驗(yàn)。具體套管材料力學(xué)性能檢驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1、表2及表3。套管材料屈服強(qiáng)度隨溫度變化曲線見(jiàn)圖2。

表1 化學(xué)成分檢驗(yàn)結(jié)果 /wt%

表2 拉伸性能檢驗(yàn)結(jié)果

表3 沖擊韌性檢驗(yàn)結(jié)果

2.2 上扣試驗(yàn)

按API RP 5C1推薦的最佳扭矩(4 700N.m)控制上扣。上扣試驗(yàn)執(zhí)行一次上扣，并記錄最終上扣扭矩、上扣圈數(shù)等參數(shù)。

2.3 模擬現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓應(yīng)力循環(huán)試驗(yàn)

2.3.1 模擬現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓應(yīng)力循環(huán)試驗(yàn)主要對(duì)試樣施加軸向拉應(yīng)力和軸向壓應(yīng)力的循環(huán)應(yīng)力，每施加一次拉應(yīng)力、一次壓應(yīng)力作為一個(gè)循環(huán)，其中拉應(yīng)力在室溫下進(jìn)行，壓應(yīng)力在用戶溫度下進(jìn)行。

2.3.2 用戶溫度按油田實(shí)際的最高注汽溫度362℃進(jìn)行。應(yīng)力水平按最低350 MPa開(kāi)始進(jìn)行第1次循環(huán)，以后每增加一次循環(huán)，應(yīng)力增加50 MPa，直至試樣失效（斷裂、滑脫)或出現(xiàn)嚴(yán)重變形則終止試驗(yàn)。試驗(yàn)時(shí)的最大應(yīng)力為N80套管的最小屈服強(qiáng)度552 MPa。

3 試驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果

3.1 上扣試驗(yàn)

上扣試驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 上扣試驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果

3.2 模擬現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓應(yīng)力循環(huán)試驗(yàn)

3.2.1 試樣上扣后，首先焊接夾持堵頭，其次纏繞電阻絲加熱帶及安裝熱電偶，最后將試樣安裝在復(fù)合加載試驗(yàn)機(jī)上。其中試樣有效長(zhǎng)度為1.7 m，電阻絲加熱帶纏繞長(zhǎng)度為1.1 m，位移傳感器標(biāo)距長(zhǎng)度為1.2 m（試樣安裝示意圖見(jiàn)圖1)。圖3為試樣安裝在試驗(yàn)機(jī)上的實(shí)物照片。

圖3 試樣安裝在試驗(yàn)機(jī)上的實(shí)物照片

3.2.2 試樣在經(jīng)過(guò)第一次拉-壓循環(huán)后，在進(jìn)行第二次拉-壓循環(huán)開(kāi)始時(shí)，當(dāng)壓縮力加到241 kN（76 MPa)時(shí)，由于試樣發(fā)生較大的塑性變形，無(wú)法對(duì)試樣進(jìn)行進(jìn)一步加載，只得終止試驗(yàn)。詳細(xì)試驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果見(jiàn)表5，試驗(yàn)前后試樣的幾何尺寸變化見(jiàn)表6及表7。試驗(yàn)后試樣失效的形貌見(jiàn)圖4。

表5 模擬現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓應(yīng)力循環(huán)試驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果

表6 試驗(yàn)前后試樣外徑的變化 /mm

3.2.3 試驗(yàn)進(jìn)行到第七步時(shí)，當(dāng)壓縮力加至241 kN時(shí)，試樣出現(xiàn)明顯的塑性變形，終止試驗(yàn)。失效形貌：試樣的兩個(gè)公端管體分別出現(xiàn)了外凸竹節(jié)形變形。其中，上端（工廠端)出現(xiàn)一個(gè)離接箍端面90 mm較大的竹節(jié)，竹節(jié)的最大高度為30 mm。下端（試驗(yàn)端)出現(xiàn)彎曲變形，并形成兩個(gè)外凸竹節(jié)，離接箍端面的距離分別為55 mm和135 mm，外凸高度分別為3 mm和15 mm（形貌詳見(jiàn)圖4)。

表7 試驗(yàn)前后試樣壁厚的變化 /mm

圖4 失效后試樣的形貌（在復(fù)合力載荷架上)

4 試驗(yàn)結(jié)果的分析與討論

4.1 從模擬稠油熱采井現(xiàn)場(chǎng)注采工況的拉-壓循環(huán)試驗(yàn)結(jié)果看，該套管在接近油田現(xiàn)場(chǎng)注汽溫度的工況條件下，在第一輪施加最大1 122 kN（對(duì)應(yīng)352 MPa應(yīng)力)軸向壓縮載荷，在保載的過(guò)程中試樣出現(xiàn)了軸向位移（位移量接近2.6 mm)，后將試樣降至室溫后，又施加了最大1 118 kN（對(duì)應(yīng)351 MPa)的軸向拉伸載荷并保載60 min，在此過(guò)程中，從試驗(yàn)曲線看試樣沒(méi)有明顯的變形。在第二輪升溫至接近油田現(xiàn)場(chǎng)注汽溫度并保溫60 min后，對(duì)試樣施加軸向壓縮載荷，當(dāng)載荷加到241 kN（對(duì)應(yīng)76 MPa應(yīng)力)時(shí)試樣發(fā)生明顯的屈服變形。降溫后觀察發(fā)現(xiàn)，試樣的兩個(gè)公端管體分別出現(xiàn)了外凸竹節(jié)形變形。其中，上端（工廠端)出現(xiàn)一個(gè)離接箍端面90 mm較大的竹節(jié)，竹節(jié)的最大高度為30 mm。下端（試驗(yàn)端)出現(xiàn)彎曲變形，并形成兩個(gè)外凸竹節(jié)，離接箍端面的距離分別為55 mm和135 mm，外凸高度分別為3 mm和15 mm。試驗(yàn)前后按本報(bào)告的圖2標(biāo)示的位置測(cè)量套管試樣接箍和管體的尺寸，發(fā)現(xiàn)接箍的外徑脹大的很?。ㄐ∮?.3 mm)，而兩公端靠近螺紋消失點(diǎn)10 mm處的管體外徑卻發(fā)生了明顯的脹大（超過(guò)3 mm)，同時(shí)這兩個(gè)部位的壁厚也有所增加。該套管在將其加熱至接近油田現(xiàn)場(chǎng)注汽溫度（362℃)并保溫1 h的條件下，施加350 MPa的拉-壓應(yīng)力循環(huán)，一輪循環(huán)后套管就發(fā)生明顯失效。

4.2 采用同樣的實(shí)驗(yàn)方法和步驟,我們對(duì)天津鋼管公司開(kāi)發(fā)的稠油熱采井專用套管TP110H進(jìn)行了模擬評(píng)價(jià)試驗(yàn),試樣經(jīng)過(guò)5個(gè)拉-壓應(yīng)力循環(huán)后，在3750C溫度下仍能承受700 MPa的軸向應(yīng)力。試驗(yàn)結(jié)束后TP110H套管和N80套管的螺紋變形情況見(jiàn)圖5和圖6。從圖中可以看出N80公螺紋發(fā)生了明顯的變形而TP110H套管基本沒(méi)有。

圖5 TP110H試樣試驗(yàn)后剖開(kāi)截面的照片

圖6 N80試驗(yàn)后剖開(kāi)截面的照片

4.3 由于該套管為普通API N80套管，在API標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)N80套管只作了常溫拉伸性能的要求，而在高溫情況下套管的拉伸性能未作任何規(guī)定。對(duì)制管材料的合金成分含量也未作任何要求和規(guī)定，所以套管生產(chǎn)廠家采用普通C、Mn鋼就可以生產(chǎn)出合格的N80套管。這樣的套管的熱穩(wěn)定性肯定較差（見(jiàn)圖1)，其在高溫情況下發(fā)生失效也是在所難免的，除非選用熱穩(wěn)定性能好的Cr-Mo鋼作為制管材料。

5 結(jié)論與建議

5.1 采用普通C-Mn鋼制造的N80套管熱穩(wěn)定性較差，在注蒸汽的環(huán)境溫度下（362℃)套管材料的屈服強(qiáng)度下降明顯。

5.2 在注蒸汽的環(huán)境溫度下，普通N80套管受軸向拉、壓循環(huán)應(yīng)力的作用時(shí)，在低于套管材料屈服強(qiáng)度時(shí)就發(fā)生套管失效。由此可見(jiàn)，普通N80套管不適合注蒸汽稠油熱采井中使用。

5.3 針對(duì)稠油熱采井的實(shí)際注采工況，應(yīng)有針對(duì)性地設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)熱穩(wěn)定性能好、抗拉壓變形能力強(qiáng)的專用套管。目前，國(guó)內(nèi)的天津鋼管集團(tuán)股份有限公司等大的套管制造廠均已開(kāi)發(fā)出此類套管并在油田批量使用，效果非常明顯。

[1]American Petroleum Institute API SPEC.5CT(2001)，25～27

[2]American Petroleum Institute API SPEC.STD 5B(1996)，18

[3]張銳等.稠油熱采技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，l999，l～5.

Evaluation Test of Oil Casing Combined Force-bearing Simulation in Heavy oil thermal recovery Single Well with Steam Huff and Puff Technology

Liu Jinhai,Yan Feng,Lu Xiaoqing,Li Hengzheng

No special oil casing for heavy oil thermal recovery well is included in API series product.The oil field has no choice but to use common API oil casing.However,the API oil casing results in early damage during service,which causes premature discard of oil field,bringing big economic loss.Test is carried out at laboratory to simulate and evaluate the combined force-bearing of oil string casing pillar in heavy oil thermal recovery single well with huff and puff steam technology.The yield strength is proved to drop substantially,in other words,N80 oil casing of API series is not suitable to the application of oil string casing for heavy oil thermal recovery single well with huff and puff steam technology.

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（收稿 2010-06-25 責(zé)編 崔建華)

劉金海，高級(jí)工程師，1987年于北京鋼鐵學(xué)院熱能工程系畢業(yè)，現(xiàn)在天津鋼管集團(tuán)股份有限公司，從事金屬熱能和機(jī)加工工作。