高温高压等苛刻井套管优化设计与现场应用

高温高压等苛刻井套管优化设计与现场应用主要内容★套管柱优化设计问题概述★常规套管强度和载荷计算★温度对套管设计的影响★磨损对套管强度的影响★高温高压井套管密封设计★苛该的腐蚀环境中套管材料的选取★套管接头在压缩载荷下的试验研究★套管选择方面的试验研究★水泥环对套管强度的影响问题的工程背景我国西部钻了相当数量的高温高压井，发生多起套管事故。海洋石油在莺琼盆地已钻探高温高压井共8口。高温超压地层，地层压力可达100MPa，地层温度200℃，地层含气、油、水、H2S及CO2复杂流体，气产量高达1百万m3/d。套管柱的主要类型必须保证套管柱安全！！！套管柱优化设计问题概述套管柱安全的必要条件tzLtzFtzRgDgCg,,,RCg为套管的广义额定载荷FDg为广义设计系数Lg为广义载荷z为任意的井深t为套管使用期间任一时刻套管柱优化设计问题概述套管柱载荷的特点套管柱优化设计问题概述井深载荷内压分布外压分布轴向力分布如何使套管柱总费用最低？？？(minC)套管柱优化设计问题概述组合套管柱总费用的组成icCiiiSfcni,,1C为套管柱的总费用(或总质量)ci为第i段套管的费用(或质量)fi为第i段套管的单价(或线密度)Si为第i段套管的长度n为套管的实际段数套管柱优化设计问题概述t为套管的壁厚J为套管的接箍类型G为套管的钢级GivenGJtGJt|,,in,,套管柱优化设计问题概述限定套管的选择范围段数越多越费用越低mnm为允许的最大套管段数n为套管的实际段数套管柱优化设计问题概述min_driftdriftDDDdrift为套管的通径Ddrift_min为允许的最小通径套管柱优化设计问题概述通径受实际条件限制minSSiSi为第i段套管的长度Smin为允许的最小套管段长度套管柱优化设计问题概述段长受实际条件限制采用数据库查询语言（SQL）和排序筛选法实现了优化设计套管柱优化设计软件介绍软件的主要功能模块套管柱优化设计软件介绍套管柱设计程序框图套管柱优化设计软件介绍套管强度校核步骤包括：抗拉强度校核、双轴强度校核、三轴强度校核（可选）。输入输出支持任意单位套管柱优化设计软件介绍单位换算数据库设计人员API抗挤强度计算公式屈服强度挤毁公式塑性挤毁公式塑弹性挤毁公式弹性挤毁公式常规套管强度计算102030405060-20020406080100120140160180200套管抗挤强度(MPa)外径/壁厚实际挤毁压力屈服强度挤毁压力塑性挤毁压力塑弹性挤毁压力弹性挤毁压力API抗挤强度公式计算结果外径为127.0mm、N-80钢级套管的抗挤强度常规套管强度计算常规套管强度计算管体抗拉强度计算TR为套管的管体抗拉强度do为套管的公称外径di为套管的公称内径YP为套管的最小屈服强度PioRYddT224常规套管强度计算管体抗内压强度计算oPiRdtYp2875.0piR为最小内部屈服压力do为套管的公称外径t为套管的壁厚YP为套管的最小屈服强度常规套管强度计算套管双轴强度计算计算轴向应力计算折减屈服强度（用于替换API抗挤强度公式中屈服强度）由API抗挤强度公式计算抗挤强度套管三轴强度设计r为径向应力t为周向应力z为轴向应力套管中任一点处应力状态22221rzzttre套管三轴强度设计套管中任一点处应力强度计算e为应力强度r为径向应力t为周向应力z为轴向应力套管三轴强度设计套管三轴强度设计准则PeTRYFe为应力强度FTR为三轴应力设计系数YP为材料屈服强度套管单轴、双轴和三轴强度比较套管强度概念套管单轴、双轴和三轴强度比较套管强度概念满足三轴应力设计准则的套管柱不一定安全，但不满足三轴应力设计准则的设计肯定是有问题的。虽然此方法替代不了单轴和双轴强度模型，但它是套管柱强度设计的有益发展和补充，给套管柱安全增加了一道防线。套管强度概念常规的载荷计算：内压内压力计算模型有预设井涌量法、Prentice方法、Kastor方法、简化内压设计法、司钻法和等候加重法。这些方法对于深井需要修正。常规的载荷计算：外挤套管外压一般假设等于地层压力，对于表层套管一般假设管内全掏空，技术套管一般假设部分掏空，掏空的程度由实际情况定，生产套管一般假设全掏空。常规的载荷计算：轴向力在计算轴向力时，主要考虑的因素有自重、动载、泥浆的浮力和温度等。温度对套管强度设计的影响温度通过以下几个途径影响套管设计：影响压力载荷（气体的PVT性质）削减管材的额定载荷（屈服强度是温度的函数）导致轴向伸长，它导致未注水泥段屈曲影响水泥浆的设计导致环空压力升高影响腐蚀钻井、完井、生产和修井作业期间的井眼温度可能明显不同于原始温度分布。不同温度下材料屈强度变化率温度对套管强度设计的影响摘自石油管材研究所技术报告，特此致谢！P110套管强度随温度的变化温度对套管强度设计的影响摘自石油管材研究所技术报告，特此致谢！CgCgtRtKRRCgt为高温时实际套管强度；RCg为室温时实际套管强度；K为强度下降率，等于高温套管材料屈服强度/室温套管材料屈服强度。高温条件下套管强度的计算温度对套管强度设计的影响套管磨损缺陷的形状磨损对套管强度的影响力学模型(平面问题)磨损对套管强度的影响力学模型(空间问题)磨损对套管强度的影响套管抗挤强度和磨损缺陷深度的关系0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.54000050000600007000080000900001000001100001200001300001400000.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.5400005000060000700008000090000100000110000120000130000140000套管抗挤强度(kPa)最大磨损缺陷深度(mm)根据最小壁厚由API数据得到数值计算(缺陷半径44.45mm)数值计算(缺陷半径36.50mm)数值计算(缺陷半径30.15mm)磨损对套管强度的影响平面应力和平面应变的分析结果比较0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.54000060000800001000001200001400001600000.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.5400006000080000100000120000140000160000套管抗挤强度(kPa)最大磨损缺陷深度(mm)磨损缺陷半径:44.45mm根据最小壁厚由API数据得到按平面应力计算按平面应变计算磨损对套管强度的影响强度损失比的定义YLLPPFPL为由于磨损而损失的强度，等于套管原有强度减去磨损后的强度PY为套管原有的强度FL为强度损失比磨损对套管强度的影响套管的抗挤强度损失比和壁厚的关系9.0010.0011.0012.0013.000.2450.2500.2550.2600.2650.2700.2750.280磨损半径：44.45mm最大磨损深度/壁厚：0.1套管的抗挤强度损失比（无量纲）套管的壁厚（mm）磨损对套管强度的影响套管的抗挤强度损失和壁厚的关系0.050.100.150.200.250.300.350.000.020.040.060.080.10有限元解用两个不同心圆近似磨损的解析解磨损半径：44.45mm壁厚：12.7mm套管的无量纲抗挤强度损失最大磨损深度/套管的壁厚套管的无量纲抗挤强度损失等于抗挤强度损失除以套管材料的最小屈服强度磨损对套管强度的影响套管抗挤强度和柱面缺陷长度的关系02550751001251501752002257600078000800008200084000860008800090000920000255075100125150175200225760007800080000820008400086000880009000092000套管抗挤强度(kPa)柱面缺陷长度(mm)外径:127.0mm壁厚:12.7mm钢级:P-110最大缺陷深度:3.51mm缺陷半径:44.45mm除柱面缺陷之外部分:150mm磨损对套管强度的影响套管抗挤强度和套管长度的关系1502002503003504004505007720077400776007780078000782007840015020025030035040045050077200774007760077800780007820078400套管抗挤强度(kPa)套管分析模型长度(mm)外径:127.0mm壁厚:12.7mm钢级:P-110最大缺陷深度:3.51mm缺陷半径:44.45mm缺陷长度:100mm磨损对套管强度的影响因次分析的结果tttrtrfYPwooPw,,21Pw为套管磨损后的抗挤强度YP为套管材料的最小屈服强度r1o为套管外壁圆半径t为套管的壁厚r2o为磨损缺陷半径tw为磨损缺陷的最大深度磨损对套管强度的影响用最小二乘法回归经验公式ttatratraaYPwooPw322110式中a0、a1、a2和a3等为通过最小二乘回归求得的系数磨损对套管强度的影响修正设计系数法LDCDCFFF11YLLPPFPL为由于磨损而损失的强度PY为套管原有的强度FL为强度损失比FDC为抗挤强度设计系数FDC1为修正后的抗挤强度设计系数磨损对套管强度的影响结论一、分析了套管磨损后抗挤强度的变化规律，发现实际问题可按平面问题处理。二、提出了建立经验公式的回归方法，减少了计算工作量，便于在设计中应用。三、提出了修正抗挤强度设计系数法，有效地缩短了套管柱优化设计时间。磨损对套管强度的影响磨损对套管强度的影响其它观点《钻井手册（甲方）》按均匀磨损并采用API公式计算套管的强度。石油管材研究所实验结果表明不均匀磨损挤毁压力的下降率与套管壁厚的减薄率成线性关系，但大大高于同等磨损量均匀磨损套管的挤毁压力，但没有给出其损坏准则和重复实验次数。在开发高压气藏的深井、超深井中，要求管柱具有高的密封性。石油管材研究所研究了用于高压气井(70Mpa以上)的高强度特殊螺纹接头密封性及密封完整性问题，提出了高压气井油套管柱密封性考虑与密封设计的观点。高温高压井套管密封设计摘自石油管材研究所技术报告，特此致谢！密封设计中套管选择程序API螺纹+特殊螺纹密封脂特殊螺纹多级或复合密封结构的特殊螺纹对于异常高压，应对选用的油、套管进行密封完整性评价油气井类型压力等级压力等级温度API螺纹油井气井≥70MPa≥70MPa≤28MPa≤28MPa压力等级120℃≥120℃28~70MPa28~70MPa高温高压井套管密封设计摘自石油管材研究所技术报告，特此致谢！苛该的腐蚀环境中套管材料的选取钢级平均腐蚀速率(mm/y)试样表面现象22Cr0无任何变化13Cr0.006颜色稍有变化V1500.839有蚀点P1100.579均匀腐蚀试验条件：温度140℃，CO2分压4atm，CL-含量45000ppm。测定的平均腐蚀速率如下：摘自石油管材研究所技术报告，特此致谢！不同材料在相同条件下的耐腐蚀性试验室结果表明，钻井液处理剂磺化高分子化合物在加热过程中有一个初始热降解温度，继续加热发生一次重要的分解并放出大量的H2S。SPI-H磺化褐煤树脂的初始热降解温度为154℃。热分解温度为220℃；SMP-II磺化酚醛树脂的初始热降解温度为144℃，热分解温度为246℃。所以，V150套管破裂原因还不能排除H2S应力腐蚀开裂，应在钻井和固井中采取措施预防。苛该的腐蚀环境中套管材料的选取摘自石油管材研究所技术报告，特此致谢！二氧化碳分压越高，腐蚀速度越大。温度越高，腐蚀速度越大。流速越高，腐蚀速度越大。流体的pH越小，腐蚀速度越大。苛该的腐蚀环境中套管材料的选取：CO2腐蚀的一般规律苛该的腐蚀环境中套管材料的选取值得特别提出的是，不同的不锈钢适应的环境是不同的，