以彈—塑性變形理論為基礎(chǔ)，以應(yīng)變?yōu)橹骺貐?shù)，引入均勻延伸率、蠕變速率等技術(shù)指標(biāo)，建立了熱采井基于應(yīng)變的套管柱設(shè)計(jì)方法、管材性能指標(biāo)體系、螺紋連接及適用性評(píng)價(jià)方法^[27]，代替?zhèn)鹘y(tǒng)的應(yīng)力設(shè)計(jì)方法。聯(lián)合開發(fā)了80SH新型套管，制定了4項(xiàng)石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。采用常規(guī)固井技術(shù)在新疆油田完成了8口井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，完成7輪注汽后測(cè)井驗(yàn)證，應(yīng)用效果良好。

2．4．1明確了熱采井套管損壞機(jī)理，提出從管柱設(shè)計(jì)入手，預(yù)防套管損壞

熱采井變形、縮徑、斷裂、脫扣的根源是發(fā)生了塑性變形；熱采井套管剪切的重要原因是蒸汽泄漏導(dǎo)致泥巖層膨脹，而泄漏根源是高溫密封失效；以彈塑性理論為依據(jù)，建立基于應(yīng)變的套管柱設(shè)計(jì)方法，充分考慮管材塑性變形特征，發(fā)揮材料潛能，保障套管柱全壽命周期使用安全。

2．4．2繼承現(xiàn)有應(yīng)力設(shè)計(jì)方法，確定套管基本鋼級(jí)

采用三軸強(qiáng)度設(shè)汁，滿足鉆完井套管強(qiáng)度要求。三軸強(qiáng)度校核結(jié)果表明，作業(yè)工況下，管柱承受的載荷均在80％VME應(yīng)力橢圓內(nèi)，且整個(gè)管柱載荷線在其安全區(qū)域內(nèi)。

2．4．3提出應(yīng)變?cè)O(shè)計(jì)判據(jù)，建立設(shè)計(jì)應(yīng)變和許用應(yīng)變確定方法

1)以試驗(yàn)和解析計(jì)算為基礎(chǔ)，通過仿真分析，獲得全壽命內(nèi)蠕變應(yīng)變和土壤應(yīng)變，確定管柱設(shè)計(jì)應(yīng)變。

ed＝et+ec+eb+es+ef<ea＝d／F

式中ed為設(shè)計(jì)應(yīng)變；et為熱應(yīng)變(解析)；ec為蠕變應(yīng)變(仿真)；eb為彎曲應(yīng)變(解析)；es為土壤應(yīng)變(仿真)；ef為屈曲應(yīng)變(解析)；ea為許用應(yīng)變；d為均勻延伸率(試驗(yàn))；F為安全系數(shù)(大于等于1.5)。

2)以試驗(yàn)為手段，建立材料許用應(yīng)變確定方法。

2．4．4建立了熱采工況模擬試驗(yàn)評(píng)價(jià)方法，評(píng)估管柱服役安全性

2．4．5指導(dǎo)完成了Cr-Mo+微合金中溫低合金耐熱鋼HSTG80SH開發(fā)，熱采工況使用性能優(yōu)于國內(nèi)主要熱采套管

2．4．6開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，驗(yàn)證技術(shù)有效性，完善技術(shù)體系

采用常規(guī)固井方式，完成風(fēng)城區(qū)5口井、紅003區(qū)3口井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，完成7輪注汽后測(cè)井，管柱服役狀態(tài)良好。

2．4．7建立了套管柱設(shè)計(jì)、選材、螺紋連接及評(píng)價(jià)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系和熱采井套管柱設(shè)計(jì)程序

①SY／T 6952．1—2014基于應(yīng)變?cè)O(shè)計(jì)的熱采井套管柱第1部分設(shè)計(jì)方法；②SY／T 6952．2—2013基于應(yīng)變?cè)O(shè)計(jì)的熱采井套管柱第2部分套管；③SY／T?6952．3—2013基于應(yīng)變?cè)O(shè)計(jì)的熱采井套管柱??第3部分適用性評(píng)價(jià)方法；④SY／T 6952．4—2014基于應(yīng)變?cè)O(shè)計(jì)的熱采井套管柱??第4部分套管螺紋連接。圖4為熱采井套管柱設(shè)計(jì)程序。

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油氣井管柱的完整性對(duì)鉆完井及生產(chǎn)作業(yè)高效、安全及經(jīng)濟(jì)性具有重要影響。通過近20年來的持續(xù)研究和攻關(guān)，形成了多項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)并有效支撐了油氣田的發(fā)展。當(dāng)前，我國油氣田勘探開發(fā)的工況環(huán)境發(fā)生了很大變化，“三超”、嚴(yán)重腐蝕、非常規(guī)、特殊工藝和特殊結(jié)構(gòu)井等油氣井管柱服役環(huán)境日趨復(fù)雜，現(xiàn)有技術(shù)仍不能滿足安全與經(jīng)濟(jì)性要求，給油氣井管材與管柱提出了更高的要求。所以，必須持續(xù)發(fā)展油氣井管柱完整性技術(shù)，為油氣井管柱服役安全及油田高效、經(jīng)濟(jì)開發(fā)提供技術(shù)支撐。

1)西部深層勘探開發(fā)，高鋼級(jí)、大壁厚套管用量持續(xù)增加，山前構(gòu)造、巖鹽層、泥巖層引發(fā)的非均勻載荷，定向井、水平井彎曲載荷及地層載荷，管材不完整性及作業(yè)損傷造成服役性能下降，及與環(huán)境介質(zhì)的協(xié)同作用，導(dǎo)致套管大量失效。以塔里木油田為例^[36]：2008—2012年發(fā)生套管失效63井次，其中：鉆井過程失效17口井，磨損4口、變形5口、破裂4口、斷裂3口、脫扣1口。開發(fā)生產(chǎn)過程中套損失效46井次，占73％。塔里木在用套管116種，涉及材質(zhì)5種、鋼級(jí)8種、24種規(guī)格、l9種扣型、廠家7家以上；聯(lián)合開發(fā)了19種高鋼級(jí)套管，但仍不能有效抑制管柱失效。需要持續(xù)完善和發(fā)展套管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)與管材選用及完整性評(píng)價(jià)技術(shù)。

2)非常規(guī)頁巖氣開發(fā)，由于長距離水平井下套管摩阻效應(yīng)、造斜段彎曲載荷效應(yīng)、水平段大載荷多級(jí)壓裂、循環(huán)壓裂引發(fā)的復(fù)雜載荷譜、地層應(yīng)力等綜合作用，套管柱失效頻繁，安全性與經(jīng)濟(jì)性的矛盾突出。以西南油氣田為例^[37]：威遠(yuǎn)和長寧氣田長距離水平井段反復(fù)壓裂下套管柱變形問題突出，2013年布置的12口井中8口井套管發(fā)生失效。套管鋼級(jí)從P110至Q125，再到V140，迫于經(jīng)濟(jì)壓力，又開始選用Q125；套管扣型先是普通圓螺紋，后改為氣密封特殊螺紋。套管選用技術(shù)需要完善。隨著頁巖氣的大規(guī)模開發(fā)，急需建立針對(duì)性的套管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)、選材及完整性評(píng)價(jià)技術(shù)。

3)西部“三超”高含CO2氣井環(huán)境及壓裂酸化工況復(fù)雜，由于高溫、高壓、復(fù)雜腐蝕介質(zhì)環(huán)境、大載荷壓裂及酸化作業(yè)工藝、反復(fù)開關(guān)井引發(fā)的動(dòng)載效應(yīng)的聯(lián)合作用，油管泄漏和腐蝕嚴(yán)重。以塔里木油田為例^[36]，近5年油管失效123井次，其中：試油完井過程失效21井次，其中脫扣3次、斷裂4次、接箍開裂12次、本體縱裂1次、本體擠毀2次、腐蝕穿孔3次、絲扣腐蝕3次。其中接箍開裂、油管斷裂占43％。開發(fā)生產(chǎn)過程失效102井次，其中腐蝕穿孔?95次，接箍開裂7次?？死瓪馓锏戎攸c(diǎn)區(qū)塊50％以上環(huán)空帶壓，安全風(fēng)險(xiǎn)顯著上升，庫存滯留及管材成本壓力巨大。在用油管96種，涉及規(guī)格6種、材質(zhì)7種、鋼級(jí)3種、壁厚12種、扣型9種、廠家7家以上，聯(lián)合開發(fā)了超級(jí)13Cr氣密封油管9種，仍然不能滿足生產(chǎn)需求；油管性能評(píng)價(jià)從二級(jí)提升到四級(jí)，仍然不能有效預(yù)防失效。需要深入研究揭示油管的點(diǎn)蝕、應(yīng)力腐蝕機(jī)理、掌握腐蝕規(guī)律和影響因素、研究腐蝕與泄漏的耦合效應(yīng)、密封機(jī)理及影響因素、密封判據(jù)，建立優(yōu)化設(shè)計(jì)、選材選型、完整性評(píng)價(jià)技術(shù)。

4)在役油氣井管柱在生產(chǎn)和使用過程中產(chǎn)生的各種缺陷及損傷往往使其服役性能偏離原始設(shè)計(jì)，復(fù)雜環(huán)境下安全風(fēng)險(xiǎn)突顯，失效事故頻發(fā)。全國油氣田套損井比例居高不下，已超過10%；油管腐蝕比較普遍；鉆柱構(gòu)件斷裂頻繁。需要深入研究含缺陷油氣井管柱缺陷檢測(cè)、安全評(píng)價(jià)、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估、壽命預(yù)測(cè)、維修補(bǔ)強(qiáng)等關(guān)鍵技術(shù)。

5)從油氣井管柱全壽命周期的安全可靠性及經(jīng)濟(jì)性出發(fā)，深入開展復(fù)雜工況油氣井管柱完整性技術(shù)研究，建立油氣井管柱完整性管理體系和配套的支撐技術(shù)體系，保障油氣田安全、經(jīng)濟(jì)、高效勘探開發(fā)和長期安全運(yùn)行。

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