高抗挤毁套管基本知识 1、开发背景 自20世纪70年代以来，油田套管损坏问题十分严重。据统计到 2002年底，我国油田套管损坏井数已达两万多口，国外也存在同样问题。 一般来说，除套管设计和施工方面的原因之外造成上述大量套管非正常损坏的主要原因有：高压注水造成断层或泥岩层进水，导致地应力异常及地层位移变化，使套管错断或破裂；地层压力变化不平衡造成地层岩石骨架变形，在进水的滑移面上产生错切位移；盐岩、泥岩吸水蠕变非均匀外挤应力导致套管缩径或挤毁；疏松砂岩出砂造成套管围岩坍塌挤毁套管或使套管弯曲变形；射孔、出砂、压裂等作业使套管破裂；热采井的高温循环载荷使套管拉断或脱扣；弱胶结地层压实作用产生附加载荷使套管弯曲；地层矿物、地下水或注入水使套管腐蚀穿孔甚至难以承受设计载荷而破坏等等。 统计资料表明，国内油田多数套损属于套管不能承受外挤力而产生损坏。以国内某油田为例，截止2001年底，该油田统计套损井1599口，其中套管被挤毁井1198口，占套损井总数的75%。并且多数套管损井的使用寿命低于设计年限。井况的恶化不仅破坏了注采井网，影响了增产增注措施的实施，而且还造成储量和产量的损失，从而严重影响着油田的稳定与发展。 几十年来，生产厂家和油田用户在防治套管的被挤毁方面进行了不懈的努力。在油田方，开发了双层复合套管，（两层套管之间填充高强度水泥），以及增加套管外水泥强度和厚度等办法来提高下井套管的高抗挤毁强度；而生产厂家则在提高套管的抗挤毁能力方面进行了深入的研究，在对套管的抗挤毁强度影响因素的研究中发现，D/T、不圆度、壁厚均匀度、材料强度、套管壁厚、残余应力等对套管的抗挤毁强度具有显著影响。在认清了这些影响因素的基础上，通过对这些因素进行有效地控制，进而开发了一系列的高抗挤套管。这类高抗挤毁套管，比同规格同钢级的API套管的抗挤毁强度高出 20%~60%，有些规格抗挤毁强度甚至较API 更高一钢级套管和更厚一级壁厚套管的抗挤毁强度还要高。API规格高抗挤毁套管的研制，解决了部分常规的油田需要，但在一些油田对套管抗挤强度的特殊要求，则仍然无能为力。20世纪90年代之前， 尽管市场对高抗挤毁套管有急切的需求，但由于各种条件的局限， 在选用高抗挤毁套管方面，只能局限在API规格范围内。这种解决方案在许多情况下并不能真正解决问题。仍以前面提及的某油田为例，为解决油水井套管抗挤毁问题，将下井套管从80Ksi钢级提高到110Ksi钢级高抗挤毁套管，将∮139.7×9.17mm的壁厚提高到∮139.7×10.54mm的壁厚（API 5CT规范中的最大壁厚）。然而，这样做的结果也只能将油水井寿命由原来的平均6年提高到7年。 如何防范盐膏层蠕变挤毁套管，是某油田长期攻关解决的重大技术难题。通过对该油田现场统计分析与反演得出：盐膏层蠕变对生产套管产生的最大等效外挤压力为167Mpa，而API 标准套管（内径不低于118mm的现有套管）的最大抗挤强度尚未超过120Mpa，因而无法克服如此巨大的盐膏层外挤载荷。 目前国内各个油田套损情况都很严重。尤其是对含岩盐层、泥岩层的油田以及实施注水、热采等工艺的油田。油田套损的主要原因基本上都可以归咎于套管受到了非均匀载荷的影响。 2、挤毁失效机理

2.1、套管失效基本形式 套管的失效形式可用八个字概括：脱、漏、粘、挤、破、裂、磨、蚀。

脱：管体螺纹从接箍内滑脱 漏：螺纹连接处失去密封 粘：螺纹粘扣 挤：管体挤毁 破：管体受内压爆破 裂：拉断、错断、纵裂、射孔开裂以及疲劳、应力腐蚀开裂等 磨：套管与钻柱互相磨损 蚀：腐蚀及应力腐蚀 2.2套管挤毁的失效机理。 高强度高抗挤套管主要用于深井及超深井或地层条件复杂对套管性能要求苛刻的场合。因此，要求套管具有高的抗拉及连接强度，优异的抗挤毁能力，良好的密封性能等良好的综合性能，而其中的核心是套管的抗挤毁能力。套管被挤毁主要是分为套管在外挤压力作用下的破坏形式和地层流体内压力作用下的破坏形式。当外挤压力和地层流体内压力使套管的管壁上产生的应力强度达到或超过套管屈服强度时,管体发生了塑性变形，即发生套管挤毁的失效。

2.2.1外挤压力及套管的抗挤强度 2.2.1.1外挤压力 套管柱所承受的外挤压力主要来自管外泥浆柱压力，地层中流体压力、易流动岩层侧压力以及挤水泥和压裂时的挤压力。在水泥面以上套管柱是承受的泥浆柱压力。在水泥封固段水泥环具有一定承载能力，但计算困难，目前API套管柱设计中仍按泥浆柱压力计算，油田一般按盐水柱压力(盐水压力梯度10.7-11.52千帕／米)计算。 计算外挤压力时，在API常规套管柱设计中都按最危险情况考虑，即认为套管内没有液柱压力的全掏空状态，如钻井过程中发生井漏、井喷或开采后期。 外挤压力按以下公式进行计算 P=0.01γm H 式中 γm——套管外环空泥浆密度(或盐水密度)，克／厘米3， H——计算点井深，米， P——套管柱所受外挤压力，兆帕。 上式表明，井底套管柱受到外挤压力最大，愈往上愈小。 2.2.1.2套管抗挤强度 套管柱在外挤压力作用下的破坏形式，除少数小直径和厚壁的套管外，主要是失稳破坏，而不是强度破坏。 失稳后的套管被挤扁(轻者)或破裂，使钻头或其它井下工具不能通过，地层封隔遭到破坏，将被迫停钻或停产，套管损坏严重者油气井报废。 套管抗挤强度取决于材料性能、横截面的几何形状和套管所承受负荷的状况。理论分析和实验研究指出，套管径厚比d/t (外径／壁厚)较大时，属于失稳破坏。即当外挤压力达到套管抗挤强度时，套管管壁产生弯曲变形(挤扁)或破 裂。当套管径厚比较小，外挤压力达到套管抗挤强度时，套管将发生强度破坏。以下为没有轴向负荷条件下，不同径厚比有相应的不同抗挤强度计算公式。如下图。 抗外挤强度随D/t的变化关系 （1）对于厚壁管D/t<15来说，在挤毁发生之前，切应力就将超过材料的屈服强度，发生屈服强度挤毁。 PYp=2Yp2)/(1)/(tDtD （2） 塑性挤毁区的最小挤毁压力可由下式计算： Pp=YpBtDA/-C 系数A、B、C以及适用的D/t范围可由资料查出。 （3）塑性与过度挤毁区的最小挤毁压力PT可由下式计算： PT=YpGtDF/ 系数F、G以及适用的D/t范围可由资料查出。 （4）弹性挤毁条件是以理论弹性不稳定毁坏为依据。只适用于薄壁管（D/t>+25）。弹性挤毁区的最小挤毁压力由下式计算： PE=1)/()/(1095.465tDtD 适用的D/t范围可由资料查出。 油田管类的大多数挤毁发生在塑性区和过渡区。 3、API出版物一览表 下列出版物归API管材标准化委员管理辖，可向美国石油学会出版 发行部订购。地址： 1220L Street,Northwest,Washington,DC20006,(202)682-8375 3.1、规范 API Srec 5CT 套管和油管规范 该规范内容包括各种钢级的无缝和焊接套管、油管、接箍、短节和连接管及其制造方法、化学成分和机械性能要求、试验方法和尺寸要求。 注：API Spec 5CT第一版的内容综合了已停用的APISpec 5A、5AC、5AX和5AQ最后版本对套管和油管的要求以及1987年标准化会议通过的条款内容。 3.2、API Spec 5D钻杆规范 该规范内容包括所有钢级的无缝钻杆及其制造方法、化学成分和机械性能要求、试验方法和尺寸要求。 注：API Spec 5D第一版综合了已停用的APISpec 5A和5AX最后版本对钻杆的要求以及1987年标准化会议通过的条款内容。 3.3、标准 API Std 5B 套管、油管和管线管管螺纹的加工、测量和检验 该标准内容包括对螺纹和螺纹量规的尺寸要求、测量方法的规定，量规规范及其鉴定以及圆螺纹套管和油管、偏梯形套管、直连型套管和钻杆的螺纹检查仪器和方法。 3.4、推荐作法 API RP 5A5 新套管、油管和平端钻杆现场检验推荐作法 提供了检查管材产品的统一方法。 API RP 5Bl 套管、油管和管线管螺纹检验测量推荐作法 改推荐作法的目的是为正确使用螺纹的检测技术和设备提供指导和说明。 API RP 5Cl 套管和油管的维护与使用推荐作法 包括有关套管和油管的使用、运输、贮存、管理和修复。 API RP 5C5 套管和油管连接试验程序推荐作法 3.5通报 API Bul 5A2 螺纹脂通报 提供用于油田管材的两种螺纹脂的材料要求和性能试验。 API Bul 5C2 套管和油管使用性能通报 包括有关套管和油管的抗挤压力、内屈服压力和接头强度以及钻杆的最小屈服载荷。 API Bul 5C3 套管、油管、钻杆和管线管性能的计算和公式的通报 提供了用于不同管子性能的计算公式以及有关其它发展和应用的资料。 API Bul 5C4 在内压和弯曲共同作用下圆螺纹套管连接强度通报 提供了圆螺纹套管在弯曲和内压共同作用下的连接强度。 3.6、API Bul 5Tl 缺陷术语通报 提供了钢常见缺陷的英语、法语、德语、意大利语、日语和西班牙语的定义。 4、墨龙公司开发高抗挤毁套管基本情况 4.1高抗挤毁规范（附后） 4.2影响因素 高抗挤套管指相同名义尺寸、相同钢级和壁厚, 但抗挤强度比API计算值高的套管。高抗挤套管抗挤强度的提高不是依靠高钢级和壁厚,而是通过提高尺寸精度、降低残余应力、严格控制屈服强度公差等途径得到的。由于高抗挤套管在不增大壁厚的条件下提高了抗挤强度,因此它在深井、超深井钻井中有着广泛的应用。其主要优点:在相同外载条件下, 使用高抗挤套管与使用同钢级、同规格的AP I套管相比较而言,其壁厚可减小,从而减轻了管柱重量、增加了可下深度、增大了套管通径。 影响套管抗挤性能的因素主要有：屈服强度、残余应力、D/t比值、套管椭圆度、壁厚偏差以及轴向应力等等。 套管几何尺寸测量，外径采用游标卡尺进行检测，壁厚采用超声波测厚结合机械测厚方式进行，管体圆度及壁厚偏差按下列公式计算： ε=[2(Dmax-Dmin)/(Dmax+Dmin)]*100% μ=[2(Smax-Smin)/(Smax+Smin)] *100%