儲層分段體積改造下套管接頭強度損失預測方法

舒明媚,李佳琦,舒振輝,趙云峰,王 航,祝效華

(1.中國石油 新疆油田分公司,新疆 克拉瑪依 834000; 2.石油管工程技術研究院 石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室,陜西 西安 710077; 3.西南石油大學 機電工程學院,四川 成都 610500)

引 言

頁巖氣等非常規油氣資源成功勘探開發是全球油氣工業理論技術的又一次創新與跨越,水平井分段體積改造技術為代表的新技術規?；瘧脤崿F了油氣工業技術的升級換代[1-2]。目前,頁巖氣井體積改造主要采用套管壓裂的形式,大排量流體的壓裂改造液從井口進入井筒,液體壓力直接作用于套管內壁上。在改造施工過程中隨泵壓增大,套管內壓隨之升高。同時,儲層分段體積改造過程套管承受周期性的循環內壓、軸向拉伸、地層外擠等復雜載荷。多井段、長時間作業造成套管柱尤其是接頭螺紋連接強度降低,井下套管柱的失效風險和安全隱患急劇升高[3-5]。

套管接頭屬于井下管串的薄弱環節,一直以來是油氣資源開發領域的研究熱點[6-12]。祝效華等[6]研究了磨損因素對套管接頭連接螺紋應力狀態的影響,指出磨損因素造成套管螺紋連接和密封性能降低。狄勤豐等[7]研究了磨損套管接頭密封面的力學特性,指出不同形式的磨損形貌影響接頭密封面的關鍵參數,增加了密封失效風險。祝效華等[8]研究了井眼曲率對套管螺紋連接強度和密封性能的影響,建立了API短圓螺紋連接的三維計算模型。王云等[9]研究了交變載荷對儲氣庫注-采管柱安全性的影響,注-采工況下螺紋齒根產生的累積塑性變形引發了疲勞損壞。竇益華等[10]研究了交變拉-壓載荷對套管接頭密封性能的影響,建立了接頭密封面接觸壓力的有限元模型。王建軍等[11]研究了地下儲氣庫注-采管柱氣密封螺紋接頭的優選,提出了拉伸/壓縮載荷下氣密封螺紋接頭的優選判據。張瑞萍等[12]研究了壓裂軸向動載下接頭連接強度及密封性能,通過三維有限元模型分析了接頭應力隨加載時間的變化規律。

目前對套管接頭服役安全的研究主要集中在磨損、軸向拉-壓載荷等因素的影響,對于水平井分段體積改造過程多井段、長時間作業因素很少涉及。分段改造過程中周期性內壓變化引起的疲勞載荷使得套管接頭的連接強度不斷衰減,接頭的失效風險和安全隱患明顯增加。本文通過有限元模擬和全尺寸實物實驗相結合的方法,考慮水平井分段體積改造過程接頭材料的疲勞損傷特性,研究套管接頭連接強度的損失規律,建立強度損失預測方法,為非常規油氣井儲層分段體積改造下套管柱接頭設計及現場施工安全提供技術支撐。

1 有限元模型

儲層體積改造工況下套管接頭受力特征復雜(包括軸向拉伸、徑向內壓及周向扭矩等),接頭內外螺紋處于復雜的三軸應力狀態?；趥鹘y彈性力學理論的解析法由于受諸多力學假設條件的限制,無法求解復雜載荷下接頭的真實受力情況[13-14]。數值模擬是分析套管接頭受力的有效手段,但是目前普遍采用的二維軸對稱有限元分析技術忽略了螺紋牙的螺旋升角,難以真實反映接頭在扭矩、彎矩等非對稱載荷作用下的力學特征[15]。本文基于彈-塑性理論,考慮螺紋螺旋升角因素,構建三維全尺寸有限元模型,結合接頭的幾何非線性、接觸非線性及材料非線性,開展復雜載荷作用下套管接頭的三維應力特征分析。

1.1 模型建立

基于螺紋接頭三維分析評價技術,建立套管接頭螺紋數值仿真模型。選取的套管規格Φ127.0 mm×11.1 mm、P110鋼級,接頭采用API-LC長圓扣型。接頭材料屈服強度825.6 MPa、抗拉強度914.7 MPa、彈性模量2.1×105MPa、泊松比0.28。

套管接頭螺紋嚙合面間的摩擦系數一般為0.015～0.021,本文數值計算中摩擦系數取0.02[12]。同時,有限元模型作如下假設:

(1)套管接頭螺紋為各向同性、連續均質體;

(2)不考慮套管接頭加工硬化和蠕變效應等因素的影響。

采用C3D8I八節點六面體單元對套管接頭螺紋進行網格單元劃分,并對螺紋連接部分的網格進行細化。套管接頭螺紋劃分網格單元120 000個,其中套管外螺紋68 000個,接箍52 000個,套管接頭螺紋的網格單元模型如圖1所示。

圖1 API-LC長圓扣套管接頭螺紋有限元模型Fig.1 Finite element model of API-LC casing connection thread

1.2 邊界條件設定

(1)在套管外接頭的非螺紋端面中心建立參考點,使其與端面耦合,在該參考點施加上扣扭矩和軸向拉伸載荷。

(2)在接箍非螺紋端面中心建立參考點,將其與端面耦合,在該參考點施加固支邊界條件。

(3)在模型的內部施加內壓載荷,在外表面施加外壓載荷。

(4)考慮接頭存在的幾何非線性和接觸非線性,在計算中將幾何非線性開關設為on,采用罰函數法定義庫倫摩擦形式的接觸條件。

(5)Abaqus/explicit為解決接觸非線性問題提供了兩種接觸處理:一種是面-面接觸;另一種是通用接觸。為提高接觸分析的精確性和穩定性,本文采用通用接觸設置接頭嚙合面間的接觸關系,控制表面間的容納極限。

1.3 模型驗證

對API-LC長圓扣型套管接頭施加上扣扭矩、軸向拉伸載荷。數值模擬顯示,接頭螺紋最大等效應力(903.8 MPa)小于材料抗拉強度(914.7 MPa),表明接頭螺紋滑脫失效,如圖2(a)所示。同時,模擬顯示套管接頭拉伸滑脫載荷為3 182 kN。全尺寸實物實驗表明:拉伸至失效接頭螺紋滑脫,對應拉伸載荷為3 280 kN,如圖2(b)所示。數值模擬與室內實驗結果一致,且模擬的相對誤差小于3%,表明建立的有限元模型具有較高的計算精度。

圖2 API-LC套管接頭拉伸至失效下數值模擬與室內實驗對比圖Fig.2 Comparison of numerical simulation and experiment results when API- LC casing connection is stretched to failure

2 仿真模擬及結果分析

接頭連接強度是套管柱設計的關鍵性能指標,儲層分段體積改造下接頭連接強度預測對于非常規油氣井開發過程接頭滑脫預防、服役安全保障極其重要?，F有的套管柱設計只考慮鉆完井工況對接頭強度的性能需求,未涉及非常規油氣資源開采過程儲層分段體積改造因素的影響。多井段、長時間壓裂作業過程套管承受周期性的循環內壓、動態載荷引起的低周疲勞損傷造成接頭強度不斷降低,套管接頭滑脫失效的風險顯著增大。本部分基于螺紋接頭三維分析評價技術分析螺紋的三軸應力狀態,考慮接頭材料的服役行為特征,尤其是多井段、長時間壓裂作業工況引起的低周疲勞損傷特征,預測評價接頭連接強度損失。

2.1 套管接頭受力分析

依據鉆井設計中井身結構特征(圖3),選取直井段(800 m井位)套管接頭為研究對象,受力分析如下:

圖3 新疆油田某探井的井身結構示意圖Fig.3 Schematic diagram of wellbore structure of an exploratory well in Xinjiang oilfield

(1)上扣扭矩

依據廠家提供的參數,推薦最佳上扣扭矩。

(2)軸向載荷

主要考慮套管本身懸重(mgΔh)、水泥漿浮力(ρgv排)等因素。

(3)徑向內壓

主要考慮井口壓力、套管內液柱壓力及液柱摩阻等因素。

直井段套管接頭主要承受上扣扭矩、軸向載荷及徑向內壓,見表1。采用有限元模型仿真模擬套管接頭的應力場分布,結果如圖4所示。由圖4可見,現場壓裂工況下接頭應力場分布不均,在第1有效嚙合螺紋牙根出現明顯的應力集中,該位置屬于接頭螺紋的薄弱區域。接頭外螺紋最大等效應力843.0 MPa,接箍內螺紋的最大等效應力834.3 MPa,均超過材料的屈服強度(825.6 MPa)。因此,接頭螺紋的薄弱區域均發生塑性變形。

表1 儲層分段體積改造過程套管接頭承受的應力載荷Tab.1 Stress of casing connection in segmented volume fracturing process

2.2 接頭材料的疲勞損傷特性

軸向拉伸載荷下接頭材料的應力-應變曲線如圖5所示?；谏鲜鎏坠芙宇^受力載荷分析,接頭螺紋危險區域承受的最大等效應力達到843.0 MPa。依據應力-應變曲線關系,可知接頭螺紋危險區域對應的應變為0.6%。

圖5 套管接頭材料的拉伸應力-應變關系曲線Fig.5 Tensile stress-strain curve of casing connection material

設定應變量(ε=0.6%)下,接頭材料的循環應力-應變曲線如圖6所示。由圖6可見,隨循環周次增加,循環應力幅值不斷減小,表現出循環軟化特征。不同循環周次后,接頭材料的拉伸應力-應變曲線如圖7所示。不同循環周次后接頭材料的力學性能見表2。

表2 分段壓裂改造后套管接頭材料的力學性能匯總(ε=0.6%)Tab.2 Mechanical property of casing connection material after segmented fracturing

圖6 應變幅0.6%下套管接頭材料的循環應力-循環應變曲線Fig.6 Cyclic stress-cyclic strain curves of casing connection material at the strain of 0.6%

圖7 不同循環周次服役后套管接頭材料的拉伸應力-應變曲線Fig.7 Stress-strain curves of casing connection material under different cyclic numbers

材料服役行為特征表明:多井段、長時間作業工況下動態載荷引起的低周疲勞損傷造成接頭材料的強度不斷降低。因此,為預防接頭滑脫、保障壓裂過程套管柱結構完整,需要考慮分段壓裂過程材料強度損失對套管接頭連接強度的影響。

2.3 套管接頭連接強度預測

有限元模擬結果表明:分段壓裂過程中套管接頭外螺紋承受的載荷高于接箍內螺紋部位。因此,接頭外螺紋滑脫失效的風險更大。套管接頭外螺紋和內螺紋承受的載荷均超過了材料的屈服強度,在水平井多井段、長時間壓裂過程,接頭螺紋經歷反復多次的循環載荷,低周疲勞損傷造成接頭材料的強度不斷降低。

將不同循環周次后套管接頭材料的本構關系及力學性能數據引入有限元模型,分析不同體積改造級數后套管接頭的剩余連接強度。經6級、9級、15級、20級及30級壓裂后,套管接頭的應力場分布特征及連接強度分別如圖8—圖12所示。數值模擬結果表明:經過6、9、15、20、30級分段壓裂后,套管接頭的連接強度分別為3 031.7 kN、2 981.7 kN、2 800.8 kN、2 676.5 kN和2 430.1 kN?？梢?隨著分段體積改造級數的增加,套管接頭的剩余連接強度不斷減小。

圖8 第6級壓裂改造后套管接頭在軸向拉力3 031.7 kN下的應力云圖Fig.8 Stress nephogram of casing connection under tensile loading of 3 031.7 kN after 6-stage fracturing

圖9 第9級壓裂改造后套管接頭在軸向拉力2 981.7 kN下的應力云圖Fig.9 Stress nephogram of casing connection under tensile loading of 2 981.7 kN after 9-stage fracturing

圖10 第15級壓裂改造后套管接頭在軸向拉力2 800.8 kN下的應力云圖Fig.10 Stress nephogram of casing connection under tensile loading of 2 800.8 kN after 15-stage fracturing

圖11 第20級壓裂改造后套管接頭在軸向拉力2 676.5 kN下的應力云圖Fig.11 Stress nephogram of casing connection under tensile loading of 2 676.5 kN after 20-stage fracturing

圖12 第30級壓裂改造后套管接頭在軸向拉力2 430.1 kN下的應力云圖Fig.12 Stress nephogram of casing connection under tensile loading of 2 430.1 kN after 30-stage fracturing

體積改造過程套管接頭的連接強度-改造級數之間的關系如圖13所示。不同改造級數下套管接頭連接強度的變化規律滿足

圖13 直井段套管接頭剩余連接強度-分段體積改造級數關系曲線Fig.13 Relationship between residual strength of casing connection and times of fracturing in direct well section

σr=3 234.62-27.58N。

(1)

式中:σr為接頭連接強度,MPa;N為體積改造級數,級。

分段體積改造工況對套管接頭連接強度影響明顯,隨著分段級數增加,套管接頭的連接強度表現出連續降低的趨勢。多井段、長時間壓裂作業因素對套管接頭的連接強度影響顯著,多井段、長時間作業特征引入的動態疲勞損傷是接頭連接強度降低、井下套管柱滑脫掉井的主要原因。值得指出的是,國內非常規油氣井套管柱設計目前主要考慮鉆完井過程的靜態載荷特征, 對后期壓裂改造階段的動態疲勞載荷很少涉及。隨著儲層分段體積改造級數增加,套管接頭滑脫失效的風險不斷增加。因此,對于后期儲層采用分段體積改造的井下套管柱尤其是套管接頭,考慮服役過程的動態疲勞損傷特征對于安全服役至關重要。

3 實物實驗驗證及油田現場應用

3.1 全尺寸實物實驗

新疆油田某探井采用精細分層、體積改造及橋塞射孔作業工藝?，F場共計完成9級改造,在第10級改造作業時油層套管接頭滑脫掉井,滑脫部位在直井段885～890 m,現場施工排量10 m3/min、井口泵壓70.0 MPa?，F場壓裂改造作業的施工參數見表3。第2級、第9級壓裂改造施工曲線如圖14、圖15所示。

表3 新疆油田某探井體積改造施工作業參數Tab.3 Operational parameters of volume fracturing technology in an exploratory well of Xinjiang oilfield

圖14 新疆某探井體積改造過程第2級壓裂施工曲線Fig.14 2-stage fracturing operation curves of an exploratory well in Xinjiang oilfield

圖15 新疆某探井體積改造過程第9級壓裂施工曲線Fig.15 9-stage fracturing operation curves of an exploratory well in Xinjiang oilfield

修井作業隊現場作業,撈出井口至接頭滑脫井段的油層套管。其中800～820 m井段油層套管如圖16所示。選取該井段套管為實驗樣品,開展全尺寸實物實驗。

圖16 新疆某探井經9級壓裂改造后撈出的落井油層套管(800～820 m井段)Fig.16 Failure casing (800～820 m) fishinged up from an exploration well in Xinjiang oilfield after 9-stage fracturing

全尺寸實物套管的拉伸實驗在石油管材國家質檢中心的1 500 t復合加載試驗機上進行,拉伸至失效實驗場景如圖17所示。結果顯示:初始狀態套管接頭的連接強度為3 279.9 kN。經現場9級壓裂改造后, 套管接頭的剩余連接強度降低至3 052.2kN和2 918.6 kN,見表4?？紤]到測試精度和現場作業因素的影響,實驗測試結果取平均值2 985.4 kN。

圖17 全尺寸實物套管接頭連接強度實驗Fig.17 Different states of strength experiment of full-sizecasing connection

表4 新疆油田某探井套管接頭實物拉伸測試結果Tab.4 Tensile testing results of casing connections for an exploratory well in Xinjiang oilfield

套管接頭剩余連接強度的預測結果與實驗測試結果比較見表5。由表5可見,在初始狀態和9級壓裂改造后,測試值與預測值的相對誤差在2.99%之內,表明基于低周疲勞損傷特性的接頭連接強度預測方法具有較高的準確性,能夠滿足現場壓裂改造施工作業的安全要求。

表5 套管接頭剩余強度的試驗測試與模擬預測結果比較Tab.5 Comparison between testing results and predication results of residual strength of casing connection

3.2 現場分段體積改造允許的井口壓力

基于強度設計準則,將套管接頭承受的最大等效應力達到屈服強度時所對應的套管內壓作為安全服役的臨界壓力,提出了現場壓裂施工井口壓力允許的最大值。依此指導油田現場儲層分段體積改造作業工藝的制定,保障井下套管柱全壽命設計周期內結構完整及服役安全。

對直井段(800 m井身位置)套管接頭施加上扣扭矩、軸向拉伸載荷,仿真模擬不同內壓加載下套管接頭的應力場分布。極限內壓作用下,套管接頭的應力分布云圖如圖18所示。由圖18可見,套管接頭外螺紋屈服時對應的極限內壓為80 MPa?？紤]套管內壓的影響因素,如管內液柱壓力、壓裂液與內壁之間磨阻等,在保證套管接頭局部螺紋不發生屈服失穩的前提條件下,直井段套管接頭能夠承受的最大井口壓力為76.7 MPa。若考慮安全系數(如1.1、1.2和1.3),則井口施加的最大壓力不允許超過69.7 MPa、63.9 MPa和59.0 MPa。

圖18 直井段套管接頭螺紋在徑向內壓80 MPa時的應力分布云圖Fig.18 Stress nephogram of casing connection under internal pressure of 80 MPa in direct well section

從分段體積改造過程套管接頭服役安全的技術需求角度,采用套管接頭強度損失預測方法,制定了現場儲層改造工藝,包括井口允許的最大壓力,指導了現場儲層分段體積改造施工作業方案的設計。套管接頭強度損失預測方法在新疆油田瑪湖作業區的瑪18井區、瑪131井區及風南4井區致密油井儲層改造中已成功應用5井次,現場未出現套管接頭滑脫等形式的失效?，F場應用效果表明,套管接頭強度損失預測方法能夠有效評價現場儲層分段體積改造過程套管接頭強度損失,為非常規油氣井套管柱安全服役提供技術支撐。

4 結 論

(1)針對體積改造過程套管接頭滑套失效風險,從接頭復雜載荷特征(拉伸、內壓及扭矩等)出發,采用螺紋接頭三維分析技術,結合多井段、長時間作業工況下接頭材料疲勞損傷特性,建立了套管接頭強度損失預測方法。

(2)選取的探井直井段(800 m井位)套管接頭承受上扣扭矩、軸向拉伸及周期性循環內壓,接頭螺紋最大等效應力(843.0 MPa)超過材料屈服強度(825.6 MPa),經6級、9級、15級、20級、30級改造后,接頭強度降低了7.5%、10.0%、14.6%、18.4%及25.9%。室內實驗顯示,數值模擬結果的誤差在3.0%之內,具有較高的準確性。

(3)基于套管接頭強度損失預測方法,提出了現場儲層體積改造套管接頭允許的井口壓力范圍(直井段800 m套管接頭允許施加井口壓力<76.7 MPa)。預測方法在新疆油田瑪湖作業區成功應用5井次。