稠油注蒸汽热采井套管柱预应力松弛效应分析

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稠油热采井口装置的热应力分析

膨胀或收缩并不能自由地发生，于是产生了由于各部
２２施加载荷．
施加载荷包括分析有关的边界温度分布，空气和
水蒸汽的对流系数。就是指定分析的边界条件。也
２３求解及结果后处理－
Ａｓｓ求解结果放人．ｈ文件中，进行热结ｎｙ将ｒｔ
软件的ＰＳ１进行结果的显示和处理，可分别通过ＯＴ
首先要对采油树主要承压部件大四通进行热分
析。热分析是热一结构耦合分析的基础，目的是用于
①作者简介：高级工程师，９４０１９ —７毕业于天津大学机械系
稠油热采井口装置的热应力分析
浅层稠油抽油井采油树在高温状态下，材料的塑
性指标随温度升高而增大，度指标随温度升高而下强
较大，采用的方式是将ＰｏＥ建立的三维实体几何模ｒ／型转化为Ｉｓｇ通用三维几何模型通用格式，而实现从
在Ａｓｓ件中的调用。ｎｙ软
・５・５
彩色云图、量图和列表对结果进行显示。矢热一结构耦合分析可以采用直接法和间接法两种方法。直接法是使用具有温度和位移自由度的耦合
单元，同时得到热分析和结构应力分析的结果。这种
时间变化的温度场及其他热参数。热分析过程表述为
以下３个步骤。
２１建模．
利用ＰｏＥ建立三维实体几何模型，由于Ａｓｓｒ／ｎｙ

热采井套管应力的弹塑性分析

热采井套管应力的弹塑性分析我国稠油资源是油气资源的重要组成部分,在总资源中的比例达到20%-25%。

稠油有多种开采方式,其中以蒸汽驱、蒸汽吞吐和火烧油层三种方法为主,我国一般以蒸汽吞吐方法为主。

稠油开采中套管损坏现象时常发生,影响稠油开采进程,对油田经济造成严重影响。

在稠油的开采过程中注入高温高压蒸汽,套管产生热应力,多个生产周期循环作用,套管冷热交替还可能产生残余应力,加快套管的破坏程度。

为了更好的优化稠油井的井筒结构、高效安全的进行稠油活动,准确预测稠油开采过程中井筒内温度场和热载荷的分布,分析每个生产周期内套管的应力分布是具有重要意义的。

本文针对热采井套管每个生产周期内的工况,对热采井套管进行了以下几方面分析:在分析热采井采油方式和其井筒结构基本特点的基础上,以热采井井筒-地层危险段为研究对象,分析了一个生产周期内的耦合温度场,并建立温度场的非稳态数学模型;得到套管、水泥环及地层三者的温升函数,分析了稠油热采井内套管、水泥环及地层在整个生产周期内的温度变化。

在热弹性力学和均匀内外压作用的厚壁筒理论的基础上,建立了井筒-地层耦合应力场的力学模型,在弹性条件下分析了套管、水泥环及地层的应力情况,并计算出三者的应力和位移表达式;根据某油田热采井的常规参数,分析出单个生产周期内三种不同钢级套管的应力分布及屈服情况。

在屈雷斯卡屈服条件的基础上,建立了井筒-地层耦合应力场弹塑性力学模型,分别推导了套管、水泥环弹性区及塑性区应力及位移的分布公式;根据套管、水泥环、地层三者紧密接触,满足位移协调方程,得到套管-水泥环-地层系统的接触压力及屈服半径,并求得一个生产周期后套管、水泥环发生的不可恢复塑性变形,重复计算得到套管的安全生产周期。

运用VB编程软件编写了套管-水泥环-地层系统弹性及弹塑性应力分析软件,并结合某油田热采常规参数计算了三种钢级套管的生产周期。

注蒸汽热采井套管损坏机理研究

注蒸汽热采井套管损坏机理研究崔孝秉曹玲张宏徐玉兵(石油大学机电系,北京102200)吕素如刘坤芳(辽河油田)宋治(石油管材研究所)摘要考虑环空水泥环在轴向和径向给予套管柱的弹性约束和摩擦约束,对注汽期间套管柱产生的轴对称热胀应力进行了近似分析.分析发现,在封隔器附近靠近接箍端面的地方,套管柱可能产生严重的缩颈变形,其变形值和套管柱受热膨胀时接箍端面对水泥环台肩的推力有关系.研究结果表明,大部分注蒸汽热采井的套管损坏位置都集中于油藏盖层内,其原因是存在着和局部缩颈变形相对应的恶性局部应力,必须设法控制这种局部应力才能延长套管柱的使用寿命.主题词套管柱;套管接箍;套管挤坏;注入井;封隔器;热应力中国图书资料分类法分类号 T E826.2第一作者简介崔孝秉,男,1930年出生,教授.1953年毕业于清华大学机械系,1957年至1961年在莫斯科汽车机械学院学习,获科技副博士学位.自1974年以来一直从事于石油机械工程的研究工作.0 引言稠油热采井套管损坏机理已有许多研究,普遍认为热采井套管损坏是因轴向热胀应力过高引起的[1~3],因此,轴向热胀应力不得超过管材屈服极限 s,并以此作为设计准则.如果这一要求得不到满足,则应更换管材,或采用隔热技术以及预拉技术,以降低轴向应力.我国热采工作者过去基本上沿此路线研究套损问题,围绕着分析井筒温度场、提高预拉固井技术、改进隔热工艺和设备等专题,作过许多研究[4~6].但是迄今为止,治理效果并不理想,注汽温度在350 以上的热采油田,套损速度还在增加.以往研究热采井套损机理,对于套管柱和水泥环的交界面,都是按照无接箍的圆柱面处理的,这种模型不能用于分析接箍附近小范围内复杂的应力状况.因此这些机理无法解释当前我国注蒸汽井套损现象中的许多重要问题.本文废除套管柱和水泥环全长交界面为无接箍圆柱面的模型,采用套管柱嵌入水泥环的实际模型,考虑接箍端面和水泥环台肩的相互作用,通过近似的三维解析计算,推导热采井套管柱管体的热胀应力公式、接箍对水泥环台肩的推力公式以及水泥环台肩对管壁挤压引起的局部应力公式,为今后解决热采井套损防治问题提供了新的科学依据.1 力学模型的建立假设注蒸汽井的套管柱由井口到井底全部封固,蒸汽由隔热管注入封隔器以下油层部位的套管内,然后经射孔进入地层.在套管温度上升的同时,水泥环及围岩的温度也逐渐上升,为简化计算起见,假定当套管柱的温度达到最高状态时,水泥环及围岩的温度升高可忽略不计,从而将它们对套管柱的约束处理成沿管轴连续分布的径向弹簧约束,以及设置在接箍处的轴向弹簧约束,相应的弹簧系数可以根据岩石性质近似定出,结构如图1所示.水泥环对于套管柱的外壁还有摩擦约束,摩擦力的方向与套管的轴向位移方向相反,其大小与粘结强度有关.假定轴向位移为零时(低于某一微量),摩擦力为零;轴向位移非零时(大于等于某一微量),摩擦力沿轴向单位长度的分布量为f.如果汽液窜流严重,摩擦力可以忽略不计.套管柱在井底的一端按刚性约束处理,在井口的一端按自由端处理.1997年第21卷第3期石油大学学报(自然科学版)Journal of the U niver sity of Petroleum,ChinaVol.21 No.3Jun.1997收稿日期:1996-04-30*本文是中国石油天然气总公司八五重点课题.按照上述力学模型,热采井注蒸汽时,套管柱将由井底向上产生轴向热胀位移.但是由于接箍部位有水泥环台肩约束,管体部位有水泥环摩擦约束,套管柱各处轴向位移的情况相当复杂.为了避开繁琐的数学表达,扼要阐明套管损坏机理,着重考虑套管柱升温分布曲线为梯形的情况.设封隔器以下的升温值全为T 1,封隔器以上的升温值全为T 2,且T 1>T 2.这种情况下,套管柱的轴向位移将集中发生于井口附近和封隔器附近两个区域,而其它部分则近似于零.定义套管柱上没有轴向位移的区段为锚死段,有轴向位移的区段为活动段.于是套管柱全长可划分为两个锚死段和两个活动段,如图1所示.图1 热采井套管柱力学模型在锚死段内由于套管柱相对于水泥环没有位移,因此不存在水泥环台肩阻力和水泥环摩擦阻力,套管只受到沿壁厚均匀分布的管体热胀应力作用.在活动段内,由于套管柱相对于水泥环有位移,因此存在台肩阻力和摩擦阻力.套管不仅具有管体热胀应力,同时在靠近接箍端面的地方还具有复杂的局部应力.2 套管柱锚死段热胀应力分析2.1 水泥环对套管柱弹性约束影响的当量系数处理法取一小段套管如图2所示,套管的半径为R ,cm ;壁厚为t ,cm;长度为l,cm;设其升温值为T , ;外壁分布压力为q ,MPa;轴向压力为N ,kN.按照静力平衡关系、热胀物理关系及水泥环径向约束弹性关系,可得下列一组方程式z =-N F(1) =-Rq t (2) z = z E -E+ T (3) =E - zE+ T (4)w =R =qk(5)式中, z 和分别为套管柱的轴向应力及环向应力,MPa; z 和分别为轴向应变和环向应变;w 为管壁外法线方向的位移分量,cm ;k 为水泥环及围岩的当量弹簧系数,M Pa/cm;F 为套管横截面积和,cm 2; 为线胀系数,cm/(cm );E 为杨氏弹性模量,MPa; 为波桑系数.图2 套管管体单元受力模型弹簧系数k 可以按照具有小圆孔的均质无穷大平面模型近似导出.设水泥环、围岩的当量弹性模量为E ,当量波桑系数为 .按照弹性力学理论,当孔内受到均布压力q 作用时,孔边的径向位移应为w =(1+ )Rq E(6)k =q w =E (1+ )R(7)由式(2~5)相对于、、q 及 z 联解,可以获得q =(E T - z )/R t +EkR TI(8) =(E T - z )/kR 2t +Ef (9) =-(E T - z )/1+EtkR 2f d(10) z = T + zE(11)58 石油大学学报(自然科学版) 1997年6月其中, 及为无量纲系数,其值与套管结构及弹簧系数k 有关,表达式为=1+ Rt 移的/Rt 着重+EkR T 器以 1(12)=1-2Rt 近和/R t 向位+E kR分为,如 1(13)定义当量热胀系数及当量弹性模量 E 为= (14) E =EE (15)于是式(11)可以改成为z = T + zE l =l z = T l -Nl E F(16)由此可见,有水泥环围岩径向约束时,套管的热胀伸长量可以按照单轴应力状态计算,只是系数和E 必须用它们的当量系数和 E 代替.式(16)的意义在于,它能将轴对称的三维问题转化成单轴问题先行计算,由边界上给定的轴向约束条件迅速求出各段轴向力,最后再按需要通过式(8~10)计算出径向围压及环向应变等各项未知量.这会使计算过程变得清楚简单.2.2 套管柱锚死段的热胀应力分析按照锚死段的定义,该段 l =0,于是按照式(16)可得热胀应力z =- E T(17)如果将及 E 用式(12~15)的关系代入,并将其中k 值按式(7)消去,可得z =-(1+ )+(1+ )EE分别t R(1- 2)+(1+ )E E围岩t R面积c (E T )(18)将式(18)代入式(8)及式(10),可以得到环向应力及外壁径向压力为 =-(1+ )(1- 2)+(1+ )EE孔到均t R(E T )(19)q =(1+ )t R(1- 2)+(1+ )EEt Rz (E T )(20)设有套管柱D =17.78cm,t =1.036cm ,F =54.5cm 2,T =300 , =12 10-6cm/(cm ),E =1.863 105M Pa, =0.3,E =0.147 105M Pa, =0.12,代入以上各式可得: =1.113,=0.966, =13.36 10-6cm/(cm ), E =1.928 105M Pa, z =-772.9M Pa, =-340.3M Pa,q =39.6M Pa.如果套管的管材为N -80,最小屈服极限 s =551.6MPa,则 z > s ,套管处于塑性状态,从弹性设计的观点考虑,可以认为套管的强度已失效.但是按照塑性力学安定性原理考虑,只要反复注入蒸汽的最大温升值不超过300 ,在此应力水平下套管柱还不应该发生破裂,因为吐汽降温后的残余拉伸应力还不会超过 s .用有限单元法对注蒸汽井井筒内套管、水泥环及岩层的热胀应力进行较详细的计算,有限元网格的节点总数为9535,单元总数为10080,套管结构参数和上述例题相同,考虑了水泥环和岩层的温度变化场.套管温升值在封隔器以下采用300 ,封隔器以上采用150 ,计算结果给出套管最大的轴向热胀应力发生在封隔器以下,其值为 z =-745.6M Pa,与本文算得的-772.9M Pa 相差3.7%.两者具有良好的一致性.3 套管柱井口活动段热胀位移在稠油热采井注蒸汽的过程中,常常看到井口上升的现象,这就是套管柱井口活动段热胀位移的反映.假定水泥环无法封到井口,而且水泥环的顶端部分由于有混浆存在过,比较松软,台肩对套管的阻力可以略去.于是当套管柱受热膨胀时,只有水泥环的摩擦阻力能起约束作用.在注蒸汽过程中,套管靠井口的活动段长度逐渐扩大,摩擦力的总和也随之增加,当摩擦力的总和大到等于下部管体最大的热胀推力时,套管柱井口活动段的长度将停止增加.与此同时,在其下方的管体将被锚死,出现一个锚死段.因此,井口活动段的端点条件应该是上端自由,下端锚固.图3所示,将轴向坐标的原点取在活动段的下端O 点,OZ 轴向上为正.设井口活动段总长度为l 0,其中没有封上水泥环的长度为 ,在有水泥环的地方,沿轴向单位长度的摩擦阻力为f .根据静力平衡条件,可以求得轴向压力N 及轴向应变 z为在0 Z (l 0- )区间N =(l 0- -Z)f(21)59 第21卷第3期崔孝秉等:注蒸汽热采井套管损坏机理研究z =T -(l 0- -Z)f (EF )-1(22)在(l 0- ) Z l 0区间N =0(23) z =T (24)l 0可由边界条件(Z =0, z =0)给出l 0= +EF Tf -1(25)图3 井口活动段热胀内力和位移活动段内各点轴向位移都朝向井口,设以u 代表轴向位移,其值可以根据 z 积分求出.在0 Z (l 0- )区间有u =Zz d Z = T Z -f 2EF[(l 0- )2-(l 0- -Z)2](26)按照式(25)从式(26)中消去(l 0- )之后可得u =f Z 2(2EF )-1(27)在(l 0- ) Z l 0区间有u =(l 0- )z d Z +Z(l 0- ) z d Z = T Z -f (l 0- )22EF(28)在式(28)中取Z =l 0,可得井口上升的位移量为(u)井口= Tl 0-f (l 0- )22EF = T EF T2f+$$(29)全部井口活动段的热胀内力及轴向位移分布曲线见图3.设T =150 , =12 10-6cm/(cm ),E =1.962 105M Pa,F =54.5cm 2,f =0.147kN/cm , =4 103cm,代入式(25)及式(29)后可得l 0=18.1 103cm,(u)井口=18.97cm.井口的热胀位移虽然最大,但该处热胀内力却很小.由于套管柱在井口部位具有较大的初始拉伸应力,因此叠加一些不大的热胀压应力之后,其强度不会受损,管材将仍保持弹性.因此,在吐汽采液的降温过程中,井口能够缩回去.4 水泥环台肩对套管柱的轴向阻力注蒸汽热采井中,封隔器附近的温度场有很大的梯度,因此,套管柱热胀时发生由下向上的轴向位移,出现一个活动段.在此活动段内,套管柱受到水泥环台肩的轴向弹性约束,同时也受到水泥环内壁的轴向摩擦约束.图4所示,设此活动段内共有n 个接箍和n +1根套管,两端锚固约束.温度升高按阶梯形分布处理.第i 根套管的升温值为T i ;第i 根套管的轴向压力为N i ;第i 个接箍处水泥环台肩的弹簧系数为K i ;台肩阻力为p i ;接箍的轴向位移为u i .以N A 表示下部锚固端的约束反力;N B 表示上部锚固端的约束反力;以l 表示每根套管的长度.按照静平衡条件、热胀物理条件、弹簧约束条件及两端轴向位移为零的端点条件,可以列出3+3n 个线性代数方程构成的方程组如下:N A -N B =ni =1p i(30)N 1=N A(31)N i =N A - (i-1)j =1p j(i =2, ,n +1) (32)p i =K i u i (i =1, ,n)(33)u i = lij=1T j -lE F ij =1N j (i =1, ,n )(34)l(n +1)j=1T j -l E F(n +1)j =1N j =0(35)该方程组内共含有N A 、N B 、N i 、p i ,u i (3+3n )个代数未知量.给定套管结构尺寸、材料性质、水泥环及围岩物性及活动段的升温值之后,由上列方程组即可解出这些代数未知量.图4 套管柱活动段台肩排列式(33)中弹簧系数K 和很多因素有关,它的精确表达式难以导出,本文只采用近似方法给定.60 石油大学学报(自然科学版) 1997年6月由于水泥环的抗拉强度低,当接箍推顶水泥环台肩时,水泥环在沿着接箍端面的扩展方向可能出现裂缝平面,因此,接箍端面以下的水泥环材料在分析K 值时可以略去不计,K 值可以按照半无穷大空间体力学模型进行近似分析.在此半无穷大空间体的平面上,将接箍推力p 视为薄圆环形的分布压力(见图7),其压强为p =p Dt(36)式中,t 为接箍端面的厚度.在此环形分布压力作用下,边缘产生的沉陷u 可按弹性力学理论[7]用叠加法算出u4(1- 2)p2DE(37)由此可得水泥环台肩弹簧系数的近似表达式为K =p u = 2DE 4(1- 2)(38)对于常用的177.8mm 套管柱,如果给定E =(0.0147~0.147) 105MPa,u =0.12,由式(38)求出K =(6.54~65.4) 103kN/cm.考虑n =3的情况,活动段由4根套管组成.设想封隔器靠近正中间的接箍下面的升温值为T ,上面的升温值为T /2,见图5(a),于是T 1=T 2=T ,T 3=T 4=T /2.同时假设活动段内所有台肩的性质都一样,取K i =K ,并采用无量纲参数 = E F (K l )-1,经过对式(32~35)联解运算后,获得活动段内三个接箍的轴向位移和台肩阻力为u 1=22(1+4 +2 2)Tl (39)u 2= (1+2 )2(1+4 +2 2)Tl (40)u 3=u 1(41)p 1=2(1+4 +2 2)EF T (42)p 2=(1+2 )2(1+4 +2 2)E F T (43)p 3=p 1(44)两端约束反力及各套管轴向压力为N A =(1+4 +1.5 2)(1+4 +2 2) E F T (45)N B =(0.5+2 +1.5 2)(1+4 +2 2) E F T (46)N 1=N A(47)N 2=(1+3.5 +1.5 2)(1+4 +2 2)E F T (48)N 3=(0.5+2.5 +1.5 2)(1+4 +2 2)E F T (49)N 4=N B(50)对于177.8mm 套管柱,如果固井质量较好,围岩较硬,K 值为(6.54~65.4) 103kN/cm,则值将在0.016~0.16范围内.根据这种特性,由式(39)可以看出,轴向位移u 1和u 3将接近于零,比u 2小得多.由此可见,封隔器附近的活动段只相当于两根套管长.图5中给出了按式(39~49)计算活动段内接箍位移、台肩阻力及套管轴向压力等各种数据的例算结果,例题取用的各项已知数据和本文计算锚死段管体热胀应力所用数据相同.图5水泥环台肩阻力及套管轴向位移算例5 水泥环摩擦力对台肩阻力的影响在封隔器附近由于套管柱相对于水泥环有轴向位移,因此必然受到摩擦约束.摩擦力大小及其分布区间的长度,与封隔器上、下套管的温差及第一界面窜漏情况有关.如果水泥环严重损坏,有大量蒸汽和液体窜流,则摩擦力可以忽略不计.一般情况下,由于摩擦力的影响,套管活动段长度及台肩阻力都会变小一些,因此,只取两根套管的长度作为研究的区间.参看图6,设l 为单根套管的长度;l 1和l 2为封隔器以下及其以上有摩擦力的长度;T 1和T 2为两根套管的温度升值,按照静力条件、物理条件及端点条件,下列方程组应该成立N A = E F T 1(51)61 第21卷第3期崔孝秉等:注蒸汽热采井套管损坏机理研究图6 有摩擦力时的轴向压力和轴向位移N B= E F T2(52) p+(l1+l2)f=N A-N B(53)p=K u(54)u= T l1-N A l1E F+f l212 E F(55)(T1l1+T2l2)=N A l1EF+N B l2EF-f2 EF(l21-l22)(56)由此求得有摩擦力影响时的活动段长度、台肩阻力和接箍位移为l1=l2=2 E FK1+K2fk(T1-T2)-1升温(57)p=K f l 2 12 E F = E F (T1-T2)-4fK1+K2f运算(T1-T2)-1(58)u=f l 2 12 EF =E FK(T1-T2)-4fK1+K2f(T1-T2)-1 (59)其中,摩擦力f受许多因素影响,一般宜取较低的数据.对于常温下的正常固井状态,水泥环的胶结强度[8]可以作为f估值的上限.本文给定不同K值,取T1=300 ,T2=150 , E=1.924 105 M Pa,F=54.5cm2,按式(58)绘制出了图7所示摩擦力f对台肩阻力p的影响曲线.由图7可以看出,当f值很低时p值比较稳定,为(1.6~2.0) 103 kN;随着f值的增加,p值逐渐降低,但降低幅度和弹簧系数K有关,K越小降得越多.式(58)和式(59)是在活动段长度不超过两根套管的情况下导出的,其使用条件应该是l1=l2 l,由式(57)不难得出f2 E F (T1-T2)(1+4 )l=f*(60)当f<f*时不能使用式(58)和式(59).在f=0时应该用式(44)计算p值,由于f=0至f=f*的区间一般很小,在此区间的p值可以由两端数据适当插值求出(参见图7虚线),不必重新进行推导.图7 摩擦力对台肩阻力的影响曲线6 封隔器附近套管柱的局部应力由于在封隔器附近的水泥环台肩会受到相当大的轴向推力,按照波桑效应考虑,台肩内侧圆柱面必然向套管挤压,使套管在靠近接箍的地方产生缩颈变形.这种缩颈变形及其相应的局部应力可以根据力学理论进行近似计算.图8(a)为套管柱与水泥环台肩受接箍推力作用的示意图.t 为接箍端面的厚度,p 为台肩单位面积上所受的推力,p 与p的关系见式(36).图8(b)为套管柱外壁受台肩挤压产生的局部围压分布情况,其中q代表任意点的围压.图8(c)为半无穷大平面受(2t p )边界力作用的计算图,在不计套管变形及摩擦力影响的前提下,套管所受的围压q 可以按照图8(c)中半无穷大平面对称面上的压力进行近似计算.按照弹性力学原理[3]应有q=p(2 -sin2 ) (02)(61)其中为计算点的定位角度.按照式(61)算出的q 曲线(标在图8(b)中)具有明显的局部性,有实际意义的围压作用范围不会超过3t ,在177.8mm套管上约为3cm.既然这种围压的作用范围很小,可以62石油大学学报(自然科学版) 1997年6月图8 水泥环台肩的内侧面挤压套管柱外壁的局部围压近似计算将它当做一圈线载荷处理,便于计算围压作用部位套管的局部变形和局部应力.线载荷沿环向单位长度的作用力Q 0应由q 沿套管轴向的积分求得,注意到Z =t ctan 时应有Q 0=0q d Z =p t/2(sin2 -2H )csc 2H dH )=2pctc P[H ctan H ]0P /2(62)利用ctan H 的展开式ctanH =1H -2H E ]k=11k 2P 2-H2(63)代入式(62)可得Q 0=2p ctc P T p5D(64)考虑到管壁径向柔性会降低Q 0的影响,实际作用到套管外壁的线载荷应比Q 0低,设该值为Q ,计算式为Q =F Q 0=F p (5D)-1(65)其中F 为管壁柔性影响系数.设套管外侧受线载荷作用的刚度为k c ,水泥环内侧受线载荷作用的刚度为k r ,则F 按弹性力学近似关系可取为F =k ck c +k r=1+0.247(1-L 2)Ec (1-Lc 2)K 3t 3E-1(66)其中K 为套管的结构参数,其计算式为K =12(1-L 2)D 2t 21/4(67)当E =1.863@105M P a,E c =0.147@105M Pa ,L =0.3,Lc =0.12,D =17.78cm,t =1.036cm 时,K =0.4236cm -1,F =0.81.套管受线载荷Q 作用后产生缩颈变形,管壁出现局部弯曲,引起相当大的局部应力.由柱壳理论[9]的有关公式可以算出这些缩颈变形和局部应力的大小.参看图9,设w m a x 代表最大的缩颈变形;(E H )0代表管壁中面的环向压应变;(R H)0代表沿壁厚均匀分布的环向压缩应力;R 1max 代表沿壁厚最大的轴向弯曲应力值;R 2m ax 代表沿壁厚最大的环向弯曲应力值.按照薄壁柱壳理论可得w 1max =3(1-L 2)Q 2K 3t 3E=3(1-L 2)F p 10K 3t 3DE (68)(E H )0=2w m ax D =3(1-L 2)F p5K 3t 3D 2E (69)(R H )0=2Ew max D =3(1-L 2)F p5K 3t 3D2(70)R 1max =3Q 2K t 2=3F p10K t 2D (71)R 2max =3L Q 2K t 2=3LF p10K t 2D (72)图9 套管的局部变形和局部应力设套管柱D =17.78cm,t =1.036cm,封隔器以下升温值T 1=300e ,封隔器以上升温值T 2=150e ,台肩弹簧系数K =65.4@103kN/cm.按无摩擦情况考虑,台肩阻力p =1984kN,且已知F =0.81,按式(68~72)进行计算可得w 1max =0.0158cm ,(E H )0=0.00176,(R H )0=328.8M Pa,R 1max =596.9MPa,R 2max =179.6MPa.如果台肩软到K =6.54@103kN/cm,且有摩擦阻力f =0.75kN/cm,则上述局部应力可以下降约50%.7 注蒸汽热采井套管柱损坏机理采用套管接箍的水泥环台肩啮合的模型,深入分析了套管发生在封隔器附近的原因.此处不但具有管体热胀应力,同时还具有缩颈变形引起的局部应力,两者相加构成套管柱上最危险的应力.危险点的位置按照图9所示应在缩颈变形处套管的外皮.危险点的综合轴向应力和综合环向应力均为压缩应力,设以(R z )E 和(R H )E 表示,假设注蒸汽井封隔器以下套管柱的升温值为T ,封隔器以上套管柱的升温值为(T /2),则(R z )E 和(R H )E 的计算式为#63#第21卷第3期崔孝秉等:注蒸汽热采井套管损坏机理研究(R z)E=(1+L)+(1+Lc)EEc形和tR(1-L2)+(1+Lc)EEcQ]t R(c EAT 2/2+3F p10K t2D(73)(R H)E=(1+L)(1-L2)+(1+L c)E EctRkEAT2+3(1-L2) 5K3t3D21+LK2tD2(1-L2)低F p(74)设D=2R=17.78cm,t=1.036cm,T=300 e,E=1.863@105M Pa,L=0.3,Ec=0.147@105 M Pa,L c=0.12,A=12@10-6(e)-1.对于f=0及f=1kN/cm时的(R z)E和(R H)E进行了计算,所得结果如下:f=0时:(R z)E=982.8MPa(R H)E=677.3M Paf=1kN/cm时:(R z)E=881.2MPa(R H)E=590.9M Pa这两种情况的应力都比油层部位最大热胀应力772MPa大.显然,在封隔器附近发生套损的可能性应比在油层部位发生套损的可能性大.由于缩颈变形发生在紧靠接箍端面的套管螺纹端,能降低螺纹连接的密封性和抗滑脱性,如果缩颈产生的塑性变形过大,在热采井吐液降温过程中,套管螺纹端就易于拉脱,或者发生断裂.即使不脱不断,也难免引起漏汽漏液,使该处环境恶化.由此可见,该局部应力应该算是一种恶性局部应力.8结论(1)分析注蒸汽热采井套管柱的热应力时,必须采用具有接箍凸台的圆柱力学模型,并考虑环空水泥环及围岩对套管柱热胀的弹性约束和摩擦约束.(2)如果注蒸汽热采井采用隔热管和封隔器的注汽工艺,则首次注汽时套管柱的轴向热胀位移只在靠近井口和靠近封隔器的部位比较显著,其它部位都很小,基本上处于轴向锚死状态.(3)注蒸汽热采井套管柱靠近封隔器的接箍,对水泥环台肩有很大的推力,水泥环台肩通过波桑效应挤压套管柱,会使套管柱产生局部缩颈变形.(4)水泥环台肩受到的热胀推力,其大小主要与其上、下套管的温差、水泥及围岩的刚度、水泥环第一界面的胶结强度及汽液窜流等因素有关.(5)注蒸汽热采井套管损坏的位置多数集中于油藏盖层内封隔器附近,其原因是那里存在缩颈变形引起的恶性局部应力.(6)设法控制封隔器附近套管柱上的恶性局部应力可以延长注蒸汽热采井套管柱使用寿命.参考文献1Willhite G P,et al.Design Criteria fo r Completion of Steam Injection Wells.JPT,Januar y1967,15~212Holliday G H.Calculation o f Allowable M ax imum Casing T emperatur e to Prevent T ension F ailur es in T hermal Wells.ASM E Paper,19693 [美]P.D.怀特等.热采方法.北京:石油工业出版社,19884李葆青等.基础固井地锚提拉套管预应力技术.石油钻采工程,1990,(4)5 吴疆等.热采井套管预应力固井法的探讨.石油钻采工艺,1985,(3)6张允真等.注蒸汽井的温度场及其套管的热应力.石油钻采工艺,1992,(4)7徐芝纶.弹性力学(上册).北京:人民教育出版社,19808李克向.钻井手册(甲方).北京:石油工业出版社,19909杨耀乾.薄壳理论.北京:中国铁道出版社,1984(责任编辑叶秋敏)#64#石油大学学报(自然科学版)1997年6月Liao X inw ei,male,w as bor n in 1967.He received MS degr ee f r om the Univer sity o fPetroleum in 1992.Now he is a lecturer and works on reser voir engineering at the Dep artment of Petroleum E ngineering in the University of Petroleum ,Beij ing ,China (Post code:102200).X u Yanling ,L iu Meng /COM PUTER AIDED DESIG N OF PLANE V IEW DRAW ING AND W OODEN MODEL DRAW ING OF CENTRIFUG AL PUM P VANE W HEEL/1997,21(3):50~52Abstr act T his paper established analytic equations of coordinates on plane v iew draw ing and wooden model draw ing of centrifug al pump vane wheel w ith the method of numerical calculation.On the basis of calculating e -quation,a computer aided design (CAD)program was compiled.T he CAD program can provide a calculating method for optim ization desig n of vane.It can be used not only to the improvement of old pump vane or the de -sign of a new vane,but also to the analysis of vane grid flow field as a subroutine program.The desig n quality and efficiency of plane view drawing and w ooden model draw ing of centrifug al pump vane w heel w ill be im -proved greatly.Subject wor ds Centrifug al pump;Impeller;Plane figure;Computer aided designAbout the f irst author Xu Yanling,f emale,w as born in 1964.She graduated f rom East China Petroleum I nstitute in 1984,and held MS degree f rom the University of Petroleum in 1991.N ow as a lecturer she w orks on dr illing and p r oduction machine at the Dep ar tm ent of Mechanical Engineering in the University o f Petr oleum ,Dongying,China (Post code:257062).L i Qingp ing,X ue Dunsong/PHA SE SEPARATION INSIDE A ROTODYNAM IC MULTIPHASE PUMP/1997,21(3):53~56Abstr act The stability of the motion of g as bubbles in impellers of rotodynamic multiphase pumps are discussed on the basis of Weber -number,and the effects of dispersion or coalescence of the g as bubbles is described.T he phase separation is studied with the analysis of the forces acting on fluid particles and g as particles in impellers.In the case of a multiphase flow in the pump impeller,the liquid carried phase w ill exert its pressure field on the bubbles w ith gas bubbles form ing the dispersed phase and liquid as carried phase.T his w ill results in a relative g as bubble motion w hich cause the bubbles to disperse or coalesce.The coalescence w ill result in the phase sepa -ration,w hich is related to the rotation characteristics,such as angular velocity,curvature of im pellers.Subject wor ds Pump;Phase separation;Lam inar flow ;Fluid flowAbout the f irst author Li Qingp ing ,f emale,w as bor n in 1969.S he gr aduated f rom Xican J iaotong Uni -versity in 1991,and obtained MS degree in 1994.Now she is studing f or doctor degree and engaged in the r e -search of f low perf ormance inside a m ultip hase p ump at the Dep ar tment of M echnical Engineer ing in the Uni -versity of Petr oleum ,Beij ing,China (Post code:102200).Cui X iaobing,Cao L ing ,Zhang Hong ,Xu Yubing,et al /NEW DEVELOPMENT OF THE STUDY ON CASING FAILURE MECHANISM FOR THE PRODUCTION WEL LS STIMULATED W ITH STEAM INJEC -TION/1997,21(3):57~64Abstr act An approximate theoretical analysis of axisymetrically thermal stresses of the casing string during steam injection period is g iven w ith consideration of reaction forces produced by the annulus cement sheet.Near -by the thermal packer close to the joints of casing string,the severe local neck dow n deformations may occur in concerning w ith the thrusts given by the joints to the annulus cement shoulders when the casing string tends to extension under the height heeting temperature.A series of approximate formulas for the calculation of these thermal stresses and local neck dow n deformations are derived.The casing failure positions in steam injection#117#Vol.21 No.3Jun.1997Journal of the U niversity of Petro leum,China(Edition of Natur al Science)w ells are mainly concentrated in the cap formation of oil reservoir,which results in malignant local stresses cor -responding the local neck dow n deformations.So,the positions of casing failures should be controled by any w ay to increase the safe life of the casing string.Subject wor ds Casing string ;Casing coupling ;Casing collopse;Injection w ell;Packer;Thermal stress About the f rist author Cui X iaobing,male,w as born in 1930.H e is a p rof essor at the Dep ar tment of M e -chanical Engineering in the University of Petroleum (Beij ing).H e graduated f rom the Mechanical Engineer -ing Dep ar tment o f Tsinghua University in 1953.H e studied in Moscow A utomobil Mechanical Institute f rom 1957to 1961and w as conf ered o f candidate to doctor o f technical science.Since 1974,he has been engaged in w orking on p etr oleum mechamical engineering (Post code:100083).Yu Yongnan ,H an Zhiy ong ,L u Yongming /LATERA L BUCK LING OF DR ILL STRING IN INCL INED HOLE/1997,21(3):65~67Abstr act The expression for critical load of drill string w ith lateral buckles in inclined hole is derived w ith ener -g y method.The mechanical models are established w ith consideration of dead w eight of drill string and inclined ang le of well.The general forms of critical load are presented.The conditions for producing the hig h order crit-i cal buckles are discussed.T he critical load is the function of leng th of drill string and changes w ith deviation an -g le of borehole for the given section of a drill string.The determination of critical load of drill strill should be based on the hole conditions.Subject wor ds Drill stem;Critical load;Borehole;StabilityAbout the f irst author Yu Yongnan ,male,w as bor n in 1957.H e graduated f rom the East China Petr oleum Institute in 1982.H e is an associate p ro f essor w orking at the Dep ar tment of Mechanical Engineer -ing.H is main research ar ea is dr ill str ing mechanics (Post code:257062).Shu H engmu ,L uo Wenli/L ARGE DEFORMA TION A NAL YSIS ON RUBBER CORE OF SELF -SEA LING WEL L TOOL/1997,21(3):68~72Abstr act This paper discusses the analysis method and theoretical basis of finite element on hyperelasticity ma -terial.The M ooney material coefficent of nitrile rubber is measured.A large deformation of rubber core in sel-f sealing well tool is analy zed.The deformation and stress under various w ork conditions are obtained.The influ -ences of dimension of rubber core on seal capacity are studied.The sealing force can be improved by increase of w all thickness and decrease of dimension of rubber core.The dimension of rubber core should be slig ht sm aller than that of drill string.T he thickness can be determined w ith cousideration of stability of rubber core.Subject wor ds Finite element method;Rubber m aterial;Hyperelasticity;Larger deformationAbout the f ir st author Shu H engm u,male,w as born in 1957.H e graduated f r om the University o f Petr oleum w ith BS degree in 1982.H e engaged in advanced studies in EN SMA of French.Now ,he is an as -sociate p r o f essor and w orks on undergroud engineer ing mechanics o f oil and gas f ield at the Dep ar tment o f Mechenical Engineer ing in the Univer sity of Petroleum ,China (Post code:257062).L iu Zhongliang ,Shi M ingheng ,Dai Guosheng/EXPERM ENTAL INVESTIGATION ON THE EFFECTS OF SOL ID PARTICL ES ON SCA LING PROCESS AT A POOL BOIL ING SUR F A CE/1997,21(3):73~76Abstr act This paper reports the results of an experim ental study on the influence of solid particles on the sca-l ing process of boiling saturated CaSO 4w ater solution.T he heating surface material is copper,the solid particles are glass beads of 0.5~1.0mm in diameter.The results show that introducing solid particles into CaSO 4solu -tion to enhance bo iling heat transfer is not alw ays effective and can cause a faster scaling on flat heating surfaces.#118#Journal of the U niversity of Petroleum,China (Edition o f N atural Science)Vol.21 No.3Jun.1997。

热采井套损原因分析及对策

材及井况方面：油井套管管材可以看出，８从Ｔ２油井套管管材绝大部分为Ｔ１０占９．％，８Ｐ１Ｈ，７６Ｎ０套管占２４，Ｔ１．％而１
序号井号
１１ｌ８－２＿源自表２稠油热采井套损情况数据表
河南化工
・
４８・
｝ＥＡ｛｝ｌｉ，Ｎ）：＇｝、ｌ｛（Ａ｝ｌ１ｌＩ｛Ｓ
热采井套损原因分析及对策
于同印高立军尹风利牛强李保容
（胜利油田胜利采油厂，山东，东营，５００２７０）
【摘要】稠油油井经过多轮次的注汽吞吐，套管均发生不同程度的损坏，本文通过对Ｔ我厂热采井调研分析，找出了注汽
２ ∞６５２Ｄｏ８３２ ∞ｇ２２ ∞９６２ ∞ｇ７
４锗呒
１２４９
３
７
Ｔ２Ｘ８— ７５
５Ｔ｝２１８Ｘ３６Ｔ２２８— ７Ｔ３３８－Ｘ２８Ｔ卜５Ｉ８Ｘｌ
套接１
油层１
套变Ｅ聃注汽ｌ套变类套营营材洼汽压出次防注悍注
蛇改型
２Ｄｏ６５ｌ
力嘲Ｏ
啦玟盘玟盘
０Ｏ３
鹰啦Ｔ１０ｌＩＰ１Ｉ９ｇ
２Ｔ２Ｘ８－Ｉ
油层与阱鱼庙之间
层更为疏松，固结程度更差；是在＇２区块较高的注汽压二１＇８
力下（Ｉ南东二为１．Ｍｐ）防砂墙更易被推入地层深Ｔ１６Ｏａ，处，回采过程巾地层砂出砂，得岩层骨架更易遭到破坏。使地下压力关系：ｏ＝Ｐ盯ｖｐ＋

稠油油藏动态分析内容和方法

稠油油藏动态分析方法
通过动态分析，研究平面、层间、层内的开发状况，区块指标变化及生产规律，从差异中寻找潜力，采取相应的治理手段，改善油藏开发效果。
动态分析的“五步曲”和 “三个层次”
基础资料的收集整理
单井分析
阶段调整效果评价
五
步
现阶段动态形势分析
曲
存在的主要问题分析调整对策及经济评价
三
个层
井区分析
三、稠油动态分析主要方法和内容
✓ 统计法 ✓ 作图法 ✓ 物质平衡法
数值模拟法
将生产及测试数据整理成图幅或相关曲线，分析油田或单井生产动态，从中找出内在的规律和定量关系。
三、稠油动态分析主要方法和内容
✓ 统计法 ✓ 作图法 ✓ 物质平衡法
数值模拟法
在吞吐阶段，利用物质平衡法预测加热范围和产量。在汽驱阶段，利用物质平衡法预测压力和产量，判断各种驱动能量的驱动效果，分析瞬时及最终采收率，确定油田的合理开采方式。
一、稠油热采资料的录取
（6）流压、静压
1、定点测压井选取，占油井开井数20%井，对于出砂严重及稠油油井，选取开井数10%作为固定井点监测地层压力(含流动压力)。地层压力监测不包括液面折算法；
2、定点测压井的选取考虑平面上和纵向上的代表性，均匀分布； 3、每个单元或区块的定点测压井保持连续性和可比性，没有特殊情况不能随意更换； 4、定点测压井，油井每半年测试一次稳定静压、流压（每年测两次，间隔4-6个月）； 5、新井、改层井，在投产时测试一次稳定静压； 6、观察井，每月测试一次稳定静压。
一、稠油热采资料的录取二、稠油热采开发规律三、稠油动态分析主要方法与内容
1、稠油动态分析的方法 2、稠油动态分析的内容 3、影响稠油开发效果的主要因素分析

热采水平井套损原因分析及延寿技术

完井，水平段长度较短，因此对生产初期本文针对稠油热采水平井套损现象日的管柱分析时，可以不考虑滤砂管重力，井眼摩阻等因素的影响。

仅考虑注蒸汽和井眼弯曲对管柱应力产生的影响。

在此基础 2.1 热采水平井套管柱受力分析通过查阅P110套管在不同温度下的热应力与屈服强度值关系曲线可知：在350 ℃时，套管所受热应力的大小达到651.9 MPa，而套管的屈服强度为699.8 MPa。

我厂稠油开发源于2004年，经过十多的开采，近几年产油稳定在17万吨左截止目前，全厂共有稠油热采井182，水平井76口。

随着比例逐年增加，由最初的5.19%增至可见稠油发挥的作用越来越重要。

图1 P110套管不同温度下热应力与套管屈服强度因此，开展热采井例分析：胜3-热平14井。

（1）结合单井钻井情况，对不同井段1 热采水平井套损现状套管所受的弯曲应力进行计算。

从数据可目前，全厂共有热采水平井76口，其见，套管在井深1735 m~1754 m之间弯曲应，比例17.1%。

通过统计对比力较大，达到78.82 MPa。

（2）当注汽时，套管受弯曲应力和热（1）13口套损井均为精密滤砂管完应力的叠加作用。

P110套管在350 ℃时受到错断为主，比例达的热应力为651.9 MPa，与弯曲应力叠加后，在井段（1735 m~1754 m）套管最大受（2）套损位置集中在水平段（精密滤力达到730.72 MPa，大于P110套管的350 ℃屈服强度699.88 MPa。

（3）套损井注汽轮次普遍偏低。

对套损井的注汽情况进行统计发现，平，且个别水平井未经可见，注汽表1 胜3-热平14井套管柱受力分析统计表（4）套损井日常产液量对筛管冲蚀较现场情况如下所示。

该井经一轮注套损水平井平均最大日液量在40方左汽，生产906天后供液不足。

上作业后经铅印印证，在水平段1740 m处精密滤砂管断。

mm、10~12孔），此流量下通过孔的参照受力分析表该处叠加应力达到719.15 m/s。

稠油热采井套管柱损坏机理及预防措施研究的开题报告

稠油热采井套管柱损坏机理及预防措施研究的开题报告摘要：随着油田开发程度的不断提高，稠油热采已成为目前石油行业的主要开采方式。

然而，稠油热采井套管柱损坏严重影响了井下设备的安全及生产，特别是在高温、高压、强腐蚀、强磨损等恶劣环境下。

本文基于稠油热采井套管柱损坏机理与预防措施研究，系统分析了稠油热采井套管柱损坏的主要原因及分类、预防措施及现有不足等方面。

关键词：稠油热采，井套管柱，损坏机理，预防措施一、研究背景稠油热采时需要高温高压环境，石油中含有大量的硫酸盐离子、氯离子等腐蚀性物质，且油层本身存在砂粒等颗粒物，这些因素共同导致地下设备的损坏。

而稠油热采井套管柱作为井下主要支撑装置，其损坏会给井下设备的安全及生产带来很大威胁，特别是在高温、高压、强腐蚀、强磨损等恶劣环境下，其损坏更为严重。

因此，研究稠油热采井套管柱的损坏机理及预防措施，对于确保井下设备的安全及生产的稳定具有重要意义。

二、研究目的本研究旨在通过对稠油热采井套管柱的损坏机理进行研究，分析其损坏的原因及分类，并探讨预防措施及现有不足，为稠油热采井套管柱的维护提供技术支持。

三、研究方法本研究采用文献调研和实验室模拟等方法，通过对稠油热采井套管柱损坏机理进行分析和研究，总结其损坏原因及分类，并提出相应的预防措施。

四、研究内容1. 稠油热采井套管柱损坏的原因及分类2. 稠油热采井套管柱损坏的预防措施3. 稠油热采井套管柱维护现有不足分析与对策五、研究意义稠油热采井套管柱作为井下主要支撑装置，其损坏严重影响井下设备的安全及生产。

本研究将有助于加深对稠油热采井套管柱损坏机理的认识，提高井下设备的维护水平，促进稠油热采的安全、高效、低成本开发。

注汽工艺管柱对热采井套损的影响

摘要针对多轮次蒸汽吞吐的情况下 , 胜利油田热采区块套损井数逐年增多的问题 , 分析了不同隔热性能的隔热管对套管温度、热应力分布的影响 , 表明提高隔热管的隔热性能可有效降低套管温度和热应力 ; 对隔热管接箍区和封隔器附近套管的温度和热应力进行了计算分析 , 发现在这两个区域套管壁的温度和热应力均大大高于管体区平均值 , 该段套管容易损坏。在此基础上 , 提出采用新型注汽工艺管柱结构、采用高真空隔热油管和改进接箍结构等防止套损技术措施。
Ξ 中石化集团公司 “稠油热采井套损机理及预防技术”研究课题成果总结。 ΞΞ 张毅 , 教授级高级工程师 , 生于 1963 年 , 1986 年毕业于天津大学工程热物理专业 , 1997 年获石油大学 (华东) 油气田开发专业硕士学位 , 现攻读博士学位。任胜利油田有限公司采油工艺研究院院长 , 本刊编委。地址 : ( 257000) 山东省东营市。电话 : ( 0546) 8557288 。
3111 mm , 水泥环外为地层。由图 2 可看出 , 用普通隔热管注汽时套管内壁的 Mises 应力值为 376 MPa , 而用高真空隔热管注汽时套管内壁的 Mises 应力值为 111 MPa , 相差 265 MPa , 这说明高真空隔热油管比普通隔热油管能更好地保护套管。今后热采区块上必须大面积推广应用高真空隔热油管 , 减小套管受损程度 , 延长油层套管使用寿命。
图 11 注汽压力与套管应力的关系
防止套损技术措施
11 采用新型注汽工艺管柱结构通过分析现场套损资料发现 , 胜利单家寺油田由于出砂 , 该区块的注汽管柱结构中有 2 个封隔器 , 一是热采封隔器 , 一个是丢手封隔器 , 在两个封隔器间形成了一段裸套管注汽区域 , 这是发生套损的主要部位[2 ] 。通过研究 , 笔者配套了新型注汽管柱结构 (见图 12) , 防止了这种现象的发生。

注蒸汽井套管损坏原因分析及防治措施

注蒸汽井套管损坏原因分析及防治措施【摘要】稠油热采所体现的是蒸汽吞吐和蒸汽驱，需要注意的是蒸汽的进入会让套管受到较大的破坏，容易导致的情况就是油井出现套变，严重的影响到了注蒸汽开采稠油技术。

为此，笔者主要是对注蒸汽井套管产生破坏的影响因素进行了研究，进而对防治措施进行了探讨。

【关键词】热采井稠油热采蒸汽吞吐套管损坏热应力预应力注蒸汽井套管损坏是影响到油井使用的主要因素。

长时间看来，因为注蒸汽井套管破坏较为严重，所以，在一定程度上影响到油田生产。

1 套管损坏的原因注蒸汽井套管损坏的原因很多，套管中的热应力发生重大改变是直接引起注蒸汽井套管受破坏的直接原因。

1.1 热采井高温和瞬间发生的温度变动是破坏套管的主要因素由于高温的影响，在套管和水泥环胶结面出现的张力会远远大于水泥环和套管所产生的胶结强度，在封隔器的周围，在接近接头端面的方位，套管柱形状会发生变化，它产生的变化值和套管柱变形影响到的接头端面，与水泥环台肩的作用力有直接关系。

在高温长时间无变化和轴向拉应力的影响下会导致套管发生严重的变形，最终破坏套管。

出现松散的问题，直接导致套管接头的密封性能受到严重的破坏。

现在存在的主要问题主要体现在：圆螺纹和偏梯形螺纹耐温最终值低于300摄氏度，在高温轴向载荷的影响下，在接头与套管螺纹的直径位置出现改动时，在影响公差的范围之内，，再出现扣不紧的情况发生，极容易导致泄漏和脱扣。

残余应力也有较大影响。

由于注汽周期时间是越来越长的最终导致残余应力也会变得越来越大，还可能出现的情况是则主要表现为：井况和套管性能会出现很大的变化，性能越来越差。

在前几轮的中，也就是7轮注汽之前会导致百分之八十一的套管发生破坏现象，在最初的前三轮注汽这一过程中，会导致百分之三十五的套管受到破坏，在第三周期以后n80套管残余应力一直会延伸到屈服极限。

1.2 油井出砂稠油油藏岩石结构主要特点体现为注蒸汽井出砂。

在这个时期蒸汽吞吐的时候油井回采水率低，在下面，会产生较多的地下水，相当数量的单井存水量在1.0x104t以上。

稠油热采井套管柱应变设计方法

摘要：为解决稠油热采井不断出现的套管损坏现象，改变传统的管柱强度设计方法。基于弹塑性力学理论，在满足
套管柱强度设计的基础上建立套管柱应变计算模型；通过对比套管材料应变与结构应变，借助Ｒａｍｂｅｒｙ — Ｏｓｇｏｏｄ模型得到应变安全系数最小值，提出套管柱应变设计的理论判据，形成套管柱应变设计方法。结果表明，该设计方法在西部油田８口稠油热采井ｌ７７．８ｍｍｘ８．０５ｍｍＴＧ８０Ｈ特殊螺纹套管柱设计中得到应用，生产４轮次后套管柱未出现变形和泄漏现象，经过１４轮次后，套管服役性能依然良好，新热采井套管柱应变设计方法允许套管在可控范围内变形，可有效延长套管使用寿命，降低套损率。
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｃｏｎｓｉｄｅｉｒｎｇｔｈｅｆａｃｔｔｈａｔｃａｓｉｎｇｄａｍａｇｅｂｅｃｏｍｅｓｍｏｒｅａｎｄｍｏｒｅｓｅｉｒｏｕｓｉｎｓｔｅａｍｉｎｊｅｃｔｉｏｎｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌ
ｗｅｌｌＩＪ１．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ（ＥｄｉｔｉｏｎｏｆＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅ），２０１７，４１（１）：１５０ — １５５．

稠油热采井套管保护技术研究

３ｎｑ６ｉｎ。
遍认为热采井套管损坏是因轴向热膨胀应力过高
引起的ｎ。以轴向热膨胀应力不得超过管材屈服］
极限作为设计准则，出了采用隔热技术以及预拉提应力技术，降低轴向应力的方法。此方法实施后，效果不理想，管损坏依然比较严重，套管损坏套且部位绝大部分发生在油层井段ｌ。以往研究热采３］
研究。
图１应力场计算三维轴对称模型示意图
１１１温度场计算模型．．
上述三维轴对称模型设定材料均质，即任意一
种材料在、、方向上的热传导系数相同，温Ｙ则度场热传导方程为：
的数值模拟，对井筒热应力和热膨胀进行了分析。注蒸汽井间发生汽窜时，易诱发地层出砂，最大热应力都发生在套管内壁，且超过了Ｎ０套管的热弹性屈服极限，Ｓ最大热膨胀都发生在温
度变化过渡区，诱发热采井套管变形损坏的主要原因。套管周围地层掏空时，热应变达到是其
关键词：油热采；力场；限元法；稠应有套管损坏；防砂
中图分类号：Ｅ５Ｔ２６文献标识码：Ａ
前
言
针对稠油热采井套管损坏机理的研究较多，普
称直径为１７８ｉｑ壁厚８０ｎ，泥环厚度为７．ｎ，ｎ．５ｉｑ水ｎ

热采井套管柱力学分析_李子丰

第15卷第2期1998年5月工程力学ENG IN EERI NG　M ECHAN ICSVol.15N o.2M ay.　1998热采井套管柱力学分析李子丰(大庆石油学院,大庆151400)马兴瑞(中国空间技术研究院,北京100081)黄文虎(哈尔滨工业大学,哈尔滨150001)吴德华黄跃芳芮松云(辽河油田钻采工艺研究院,辽宁124010) 提　要　本文结合固井和热采过程,分析了套管柱在井内的受力状态,导出了注汽和采油过程中套管柱内各种应力的计算公式,给出了套管柱强度校核方法和应用实例。

关键词　套管,热采,力学分析,强度一、前言注蒸汽采油是开采稠油时应用最广泛、效益较高的方法之一。

辽河油田和胜利油田的许多油井采用这种生产方式。

影响注蒸汽采油效益至关重要的因素是高温在油井套管柱内产生的热应力,此应力可能使套管产生屈服变形或断裂。

尤其是水平井,在套管内难以施加预拉应力,并且还有弯曲应力存在,套管破坏的可能性更大[1～4]。

笔者在文献5中结合固井和热采过程,建立了井筒和地层温度场计算模型,分析了注汽管柱在井内的受力状态,导出了注汽和采油过程中注汽管柱内各种应力的计算公式,给出了注汽管柱强度校核方法和应用实例。

本文分析了热采过程中套管柱在井内的受力状态,导出了注汽和采油过程中套管柱内各种应力的计算公式,给出了套管柱强度校核方法和应用实例。

本文系“八五”国家重点科技攻关项目“水平井采油技术”、“九五”国家重点科技攻关项目“侧钻水平井钻采成套技术”和中国石油天然气总公司资助项目“油气井杆管柱动静态力学分析的综合数学模型”的部分研究成果。

本文收稿日期:1996年10月二、套管柱在井下的受力状态和基本假设套管在油井生产过程中,受到如下力的作用: (1)内压力　内压力指的是套管内流体作用在套管内壁上的压强,可由地面套压和流体静压强公式计算。

(2)地层和水泥石自重对套管的外挤力　该力是指水泥石凝固后,水泥石与套管的作用力。

稠油热采配套技术应用与改善开发效果的措施

稠油热采配套技术应用与改善开发效果的措施稠油热采是一种常用的提高原油采收率的方法，但是由于稠油的特殊性质，稠油热采存在一定的技术难题。

为了提高稠油热采的开发效果，可以采取一些配套技术应用和改善措施。

可以采用蒸汽辅助重质油热采技术。

稠油热采过程中，蒸汽可以起到加热原油、稀释原油粘度以及提高原油流动性的作用。

可以将蒸汽注入到稠油层中，从而提高采收率。

在蒸汽辅助重质油热采技术中，需要考虑蒸汽的注入压力、注入量、注入温度等参数，以及蒸汽与原油的物理化学作用。

还可以考虑与蒸汽辅助重质油热采技术相结合的其他技术，如溶剂辅助重质油热采技术、CO2辅助重质油热采技术等，以进一步提高开发效果。

可以采用水平井技术。

稠油层往往具有低渗透性和高粘度特点，制约了稠油的开采效果。

水平井技术可以在稠油层中制造一条水平井段，从而增加油层的有效厚度，提高采油能力。

通过水平井进行稠油热采可以减小垂向压力梯度，增加油井的流动面积，提高原油储量采收率。

在水平井技术应用中，需要合理考虑水平井的长度、位置、倾角、完井方式等参数，并结合稠油热采的其他技术进行综合应用。

可以利用人工沉降技术。

稠油热采后，油井中的原油和水会形成乳状液体，不利于油水分离。

借助人工沉降技术，可以促使原油和水分离，并提高分离效率。

在人工沉降技术应用中，可以采用沉降器、沉降罐等装置，通过调整装置的操作参数，如压力、温度、停留时间等，以实现原油和水的有效分离。

可以改变注采比。

注采比指的是注入蒸汽的量和采出油的量之比。

合理调整注采比可以提高采收率。

一般来说，当注采比较小时，原油的采收率会随之增加；当注采比较大时，虽然采出油量增加，但采收率反而会下降。

在稠油热采中，需要根据具体情况选择合适的注采比，并进行有效的调整和控制。

还可以考虑注水剂的使用。

注水剂可以在稠油层中与原油起到减低粘度、提高流动性的作用。

通过合理选择和使用注水剂，可以降低原油的粘度，从而提高原油的流动性和采收率。

套管柱和注汽管柱热弹性力学分析

６３
４弯曲应力由于井眼存在一定的曲率，套管就位后，要产生与井眼一致的弯曲，．当也在
套管内产生弯曲应力。
５热应力在注汽开采过程中，层和套管的温度变化产生的应力。．地＝、本假设基１套管的半径相对于井眼曲率半径很小；．２套管和地层岩石的材料都是线性弹性、匀、向同性的，在小变形范围内；．均各并３套管和地层岩石的线膨胀系数是常数；．４注汽时套管和地层处于平面应变状态，水泥时套管处于平面应力状态；．注５套管破坏符合密赛斯准则。．三、管的载荷和套管内的应力套
（）管的周向应力２套
＝ｎ＋（６１）
（）管的轴向应力３套
维普资讯
６６
石油钻采Ｉ艺
ｄ一】以２＋十
１９９５年（１第７卷）６期第
（７１）
四、管的强度校核套如果对于所有的ｒｔ都满足、、，
则套管处于安全状态。
丘 ——弹性模量；Ｋ — 井眼曲率。 —
弯曲应力；
４套管和地层的热应力因为地层和水泥环的弹性性质相近，它们与套管的弹性性质．而相距较远，以，套管看作一个弹性体，层和水泥环看作另一个弹性体。为套管的壁与地所把地因

稠油热采井套管损坏原因分析及治理

稠油热采井套管损坏原因分析及治理刘光玺1 李世平2 叶俊华3(1.新疆油田公司重油开发公司采油二区;2.新疆油田公司工程技术研究院;3.新疆油田公司准东采油厂, 新疆克拉玛依 834000)摘要：本文以新疆油田百重7井区稠油热采井套管损坏为例，应用国内外关于稠油热采井套管柱在注蒸汽高温产生的温度场、应力场中受力分析的研究成果，结合稠油热采井地质、钻井、采油的实际情况。

从稠油热采井套损机理分析入手，初步分析稠油热采井套管损坏原因，并且提出防止套管损坏的研究思路，为合理的套管选型及使用提供理论依据。

关键词：0 引言众所周知，注热蒸汽是稠油井提高采收率的唯一有效途径。

由于高温蒸汽的注入，引起了井内套管周围温度场和应力场的变化，这种变化导致了作用在套管上载荷的变化。

与稀油井相比，套管除受拉伸、内压、外挤等载荷外，还受到由热应力引起的压缩载荷，以及由于往复注汽、停注引起的压缩、拉伸的交变载荷，这种交变载荷是形成套管弯曲变形、挤毁、拉断的主要原因。

对于稠油热采井套管变形机理方面的研究，主要是定性地分析在温度场作用下套管热变形破坏的原因，并在大量假设的基础上，推导出在弹性范围内套管的热变形及热应力方程，这些理论研究虽然对现场起到了指导性的作用，但最终没有定量分析抵抗套管热变形破坏的具体措施和方案。

所以，对稠油热采井防止套管损坏进行系统研究是非常必要的，其研究成果必将对稠油热采井防止套管损坏和提高整体开发效益产生重要影响。

1 百重7井区套管损坏情况简介截止2002年8月31日,百重7井区共投产757口，共有158口井油层套管出现损坏，套损井占总投产井数的20.8%。

其中，通过小修作业已证实93口， N80×8.05mm 长圆扣套管损坏占套损井的95%，TP90H×8.05mm 偏梯形扣占套损井的5%，套管损坏如图1所示，从以上统计数据可以看出N80×8.05mm 长圆扣套管损坏占绝对多数。

稠油热采地面管线蒸汽热力参数计算及影响因素分析

稠油热采地面管线蒸汽热力参数计算及影响因素分析杨清玲【摘要】注蒸汽热力采油技术已经广泛应用于稠油油藏开发,为了获得地面注汽管线上任意位置的蒸汽热力参数,在考虑井口压力约束作用的基础上,建立了地面注汽管线综合传热数学模型,并采用节点分析方法对相互耦合的参数模型求解计算.同时,应用计算实例分析了地面管线内蒸汽的热力学参数(压力、温度、干度等)的影响因素.结果表明,为了提高蒸汽干度利用率和减小地面管线沿程热损失,应优选导热系数低、绝热性能好的保温材料,增加注汽速率,提高锅炉出口蒸汽干度,减小锅炉出口蒸汽压力,从而为管线输汽系统的工艺设计提供参考.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2016(032)009【总页数】4页(P50-52,55)【关键词】稠油热采;地面管线;热力参数;压力约束【作者】杨清玲【作者单位】中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院辽宁盘锦124010【正文语种】中文注蒸汽热力采油成为当今稠油强化开采的主要方式，包括蒸汽吞吐和蒸汽驱两种技术。

稠油注蒸汽热采就是将锅炉产生的高压高温饱和湿蒸汽，由地面管线运输至井口、再由井口通过井筒传输注入油层，达到降低稠油黏度的目的。

蒸汽的温度、压力、干度等热力参数由于地面管线输送过程中产生的热损失而发生变化，这直接决定注蒸汽热采效果的好坏。

本文给出了地面管线蒸汽运输过程中各种热力参数的计算公式，并且编制了相应的计算软件，可以较为方便地计算出稠油热采注蒸汽过程中地面管线内任意位置蒸汽的压力、温度、干度、热损失等重要参数，基于计算出的地面管线内蒸汽热力参数，可以提出减少蒸汽热量损失的措施，提高注汽效率。

1.1 热损失计算根据传热学理论，对地面管线做如下假设：1）蒸汽的温度Ts和大气的温度Ta是固定不变的（微元段）。

2）管线的横截面积A不变。

根据热损失基本计算公式［1-2］：式中：q为单位时间内、单位长度地面管线内蒸汽的热损失，W/m；R为单位长度地面管线上的热阻，（m·℃）/W。

稠油注蒸汽热采过程中射孔段套管热应力仿真模拟

主要由以下几个过程组成：热传导单元的定义； ①
应力，但是模型并未考虑射孔对稠油热采时套管强度的影响¨ 。赵洪山等人利用ＡＳＳ有限元软件ＮＹ
的耦合场分析功能，过建立二维平面模型模拟现通场热采工况，开展了稠油注蒸汽井井筒的温度场、
利用ＡＡＵＢＱＳ有限元软件，析稠油注蒸汽、井分焖
有限元软件建立了射孔段三维井筒模型，分 ห้องสมุดไป่ตู้ 了并
稠油热采过程中射孔段热应力和残余应力分布。
１ＡＡＵＢＱＳ软件简介
ＡＡＵＢＱＳ是一套功能强大的有限元软件，拥它
②边界条件及载荷；网格的划分； ③ ④模型的求解。
应力场数值模拟研究。但并未建立三维立体模型
模拟套管强度。本文根据现场实际结合ＡＡＵＢＱＳ
２射孔段三维井筒模型的建立
稠油注蒸汽热采主要分为三个阶段，蒸汽一注焖井一采油，注蒸汽过程中，温在套管上产生很高大的热应力；井过程是一个热量传递的过程，焖在这过程中，管上温度逐渐降低，至接近地层温套直度，并在套管上产生很大的残余应力。本文是
２１模型的参数．
２７期
邱小龙，：油注蒸汽热采过程中射孔段套管热应力仿真模拟等稠

稠油热采井套管柱损坏机理及预防措施研究

稠油热采井套管柱损坏机理及预防措施研究我国是石油资源大国，而且重油所占的比例非常大，在开采稠油的过程中，由于稠油资源具有注汽次数多、出砂气窜现象多发、开采周期短等特点，常常会遇到套管柱损坏的问题，在很大程度上影响开采进度。

因此，本文针对套管柱出现损坏的原因，研究预防套管柱损坏的主要方法，以期能够改善套管柱损坏情况，提高油藏的开采效率与开采质量。

标签：稠油热采井；套管柱；损坏；预防0 前言一般情况下稠油井中的套管柱损坏，主要有三种类型：第一，漏失，其产生原因绝大多数为腐蚀，导致管道内出现不同程度的破裂，如果没有及时处理，还容易导致大井段破漏，后果非常严重。

第二，变形，一般情况下为缩径变形，容易导致开采量减少，严重时还会堵塞管道。

第三，错位，多是因为地层移动而导致管道受力发生变化，进而形成断脱，这种情况在修复过程中的难度很大。

1 损坏原因1.1 高温变化稠油热采井中的高温，是造成套管柱损坏的一个主要原因。

很多工程在油层上段都没有安装热处理设备，还有一些工程没有及时处理已经失效的封隔器，这些因素都会使得井内的高温蒸汽直接作用于套管柱，套管柱长期处在高温工作条件下，其工作效能很容易降低，进而影响其使用寿命[1]。

从实际情况来看，如果长期处于高温工作环境下，其抗拉强度、弹性模量以及工作效能，都会出现不同程度的降低。

1.2 油井问题当前，很多稠油井都会出现出砂现象，尤其是对油井进行挖掘的过程中，油层很容易因碰撞而出砂，如果岩砂飞溅到稠油井中，就会导致该段套管陷入到亏空境地，这种情况是非常危险的。

另外，如果地层压力在同一时间出现降低情况，那么在物理挤压的条件下，岩石无法保持原本相对平衡的应力，在这种情况下，也很容导致套管因受到挤压而发生破损。

1.3 热能处理在稠油热采井中，很容易产生高温热应力，如果没有对其及时处理，就会对套管产生破坏。

在对稠油井注气时，怎样运用技术，将井内存在的热能疏散，也是当前领域内部面临的主要问题。

稠油油井套管气研究及治理

稠油油井套管气研究及治理摘要：现河采油厂采油四矿管理着乐安油田的230口稠油井，现场中套管气给稠油井的生产管理带来了困难，导致油井动液面下降，造成油井供液不足，严重的甚至出现的气锁现象，影响了抽油泵的正常生产；本文从套管气对油井的影响，以及液量与套压的变化，最大载荷与套压的变化进行了分析，并针对上述变化分析提出了解决措施。

关键词：稠油套管气回收利用绿色低碳现河采油四矿管理着230口稠油井，目前在油井供液不足时，会有一定的套管压力，对油井的生产产生一定的影响，为了摸清油井套压对油井的生产影响，加强了采油生产精细管理和套压资料录取管理，最大限度发挥油井的生产潜能，积极加强套管气的分类回收治理，最大限度地减少油区单井套管气的流失，有效利用油气生产流程中的溶解气产量，取得了很好的经济效益和社会效益。

一、稠油井套压影响因素分析试验井号：采油12队草33区块草20-平85井油井现状：属于草33区域馆2油井，目前处于第6周期，周期生产时间120天，目前生产参数为：70*5*1.5，日产液量15.6吨，日产油量5.1吨，含水66.9%，温度41℃，动液面815米，沉没度33.45米，供液不足，套压为0MPa。

试验步骤：1. 4月25日前，利用自动计量分离器，对油井的掺水流量计进行校对，查找计量误差。

2. 4月25日8：00测试一次油井的功图、液面。

3.调节固定油井掺水流量计的流量，保持不变。

以排除流量计造成的计量误差。

4. 4月25日8：00使用自动计量分离器进行计量。

试验期间没有特别情况，不允许计量别的油井。

5. 4月25日9：00关闭油井套管阀门，每小时记录一次套管压力。

6.自动计量分离器，每小时计量油井的混合液1次。

7.每1小时测量油井功图一次。

整点测试。

8.至4月26日16：00时，截止试验，并填入数据表格。

根据试验数据填入下表：8：00时液面：830 米。

通过试验，他们总结出如下结论：1.油井的生产情况的对比：保持相同工作制度、掺水量不变的情况下，当套压在0～0.35MPa之间时，液量变化不大，维持在10吨左右；当套压大于0.35MPa 时，液量随套压的增长而降低，套压达到0.5MPa时液量为7吨左右；当放掉套管气套压为0时，产液量又恢复到10吨左右。