高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数

D0L:10.13374/.issn1001-053x.2011.07.004 第33卷第7期 北京科技大学学报 Vol.33 No.7 2011年7月 Journal of University of Science and Technology Beijing Jul.2011 高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数 王建军1,2) 冯耀荣2》 间相祯D四林凯2》 路彩虹2) 1)中国石油大学（华东）机电工程学院，东营2570612)中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710065 ☒通信作者，E-mail:yanxzh@163.com 摘要通过对高温条件下高钢级套管进行室内试验，得到了Q125、V140和V150套管屈服和抗拉强度值，并引入强度折减 系数，回归出高温条件下相应强度折减系数计算公式.为了满足油田实际设计需要，给出了高钢级套管在150℃和200℃下的 统一强度折减系数推荐值，并被中国石油天然气行业标准采纳，推广应用于高温下套管柱设计，根据试验结果及回归公式，对 中国西部某深井套管柱进行了设计校核和安全评价.计算结果表明：本文试验结果和回归公式具有很好的通用性，可以满足 现场工程需求：高钢级套管屈服强度和抗拉强度随温度增加而显著降低，且屈服强度降低幅度要大于抗拉强度，建议在高温 井套管柱设计过程中要考虑温度对管材性能降低的影响. 关键词油井套管：高温试验：材料强度：折减系数：设计 分类号TE22 Strength reduction factor of high-grade steel casing strings at high temperature WANG Jian-jun',FENG Yao-rong?,YAN Xiang-zhen,LIN Kai,LU Cai-hong? 1)College of Mechanical and Electronic Engincering,China University of Petroleum (Huandong),Dongying 257061,China 2)Tubular Goods Research Institute,China National Petroleum Corporation,Xi'an 710065,China Corresponding author,E-mail:yanxzh@163.com ABSTRACT The yield strength and tensile strength of high-grade steel casings such as Q125,V140 and V150 were obtained by in- door experiments under high temperature conditions.The strength reduction factor was introduced and its equation applicable for the high-grade steel casings at high temperature was regressed from the experimental data.The strength reduction factors at 150 C and 200C were given for convenient applications in oilfields,adopted by Chinese Petroleum and Natural Gas Industry Standards and ap- plied to the design of high temperature casing strings.Design verification and safety evaluation of deep-well casing strings in western China based on the experimental results and the regression formulas show that the experimental data have good versatility to meet the re- quirements of field casing design.The yield strength and tensile strength of the high-grade steel casings decreases greatly with increas- ing temperature,and the decrease rate of yield strength is greater than that of tensile strength.It is suggested that the influence of tem- perature on the material properties of the high-grade steel casings should be considered during the design of high-temperature well cas- ing strings. KEY WORDS oil well casings:high temperature testing:strength of materials:strength reduction factor:design 在油气田套管柱设计中，温度不仅会在管柱上 研究较为少见.随着中国西部油田深井、超深井的 产生附加载荷作用-，同时也会造成套管柱材料 开发，高钢级套管使用量逐年递增，且井下服役温度 性能的降低，增加套管柱发生失效破坏的可能性. 不断升高，极大增加套管的附加载荷，显著降低了其 目前针对温度对套管材料性能影响的研究多限于稠 材料性能.针对上述问题，文献⑨]通过建立热内能 油热采井中，油套管柱材料多为中低级管材(P110 表达式，从理论上分析了熔点温度对套管材料性能 钢级以下)6，而针对高钢级(Q125钢级以上)的 的影响，但是由于理论推导过程中进行了一些简化， 收稿日期：201007-26 基金项目：国家重点基础研究发展计划资助项目(No.2010CB226706):国家科技重大专项基金资助项目(No.2008ZX05017:No. 2008ZX05036):中国石油天然气集团公司资助项目(No.2008D-2404)

第 33 卷 第 7 期 2011 年 7 月 北京科技大学学报 Journal of University of Science and Technology Beijing Vol． 33 No． 7 Jul． 2011 高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数 王建军1，2) 冯耀荣2) 闫相祯1)  林 凯2) 路彩虹2) 1) 中国石油大学( 华东) 机电工程学院，东营 257061 2) 中国石油集团石油管工程技术研究院，西安 710065  通信作者，E-mail: yanxzh@ 163． com 摘 要 通过对高温条件下高钢级套管进行室内试验，得到了 Q125、V140 和 V150 套管屈服和抗拉强度值，并引入强度折减 系数，回归出高温条件下相应强度折减系数计算公式． 为了满足油田实际设计需要，给出了高钢级套管在 150 ℃和 200 ℃下的 统一强度折减系数推荐值，并被中国石油天然气行业标准采纳，推广应用于高温下套管柱设计． 根据试验结果及回归公式，对 中国西部某深井套管柱进行了设计校核和安全评价． 计算结果表明: 本文试验结果和回归公式具有很好的通用性，可以满足 现场工程需求; 高钢级套管屈服强度和抗拉强度随温度增加而显著降低，且屈服强度降低幅度要大于抗拉强度，建议在高温 井套管柱设计过程中要考虑温度对管材性能降低的影响． 关键词 油井套管; 高温试验; 材料强度; 折减系数; 设计 分类号 TE22 Strength reduction factor of high-grade steel casing strings at high temperature WANG Jian-jun1，2) ，FENG Yao-rong2) ，YAN Xiang-zhen1)  ，LIN Kai 2) ，LU Cai-hong2) 1) College of Mechanical and Electronic Engineering，China University of Petroleum ( Huandong) ，Dongying 257061，China 2) Tubular Goods Research Institute，China National Petroleum Corporation，Xi’an 710065，China  Corresponding author，E-mail: yanxzh@ 163． com ABSTRACT The yield strength and tensile strength of high-grade steel casings such as Q125，V140 and V150 were obtained by in￾door experiments under high temperature conditions． The strength reduction factor was introduced and its equation applicable for the high-grade steel casings at high temperature was regressed from the experimental data． The strength reduction factors at 150 ℃ and 200 ℃ were given for convenient applications in oilfields，adopted by Chinese Petroleum and Natural Gas Industry Standards and ap￾plied to the design of high temperature casing strings． Design verification and safety evaluation of deep-well casing strings in western China based on the experimental results and the regression formulas show that the experimental data have good versatility to meet the re￾quirements of field casing design． The yield strength and tensile strength of the high-grade steel casings decreases greatly with increas￾ing temperature，and the decrease rate of yield strength is greater than that of tensile strength． It is suggested that the influence of tem￾perature on the material properties of the high-grade steel casings should be considered during the design of high-temperature well cas￾ing strings． KEY WORDS oil well casings; high temperature testing; strength of materials; strength reduction factor; design 收稿日期: 2010--07--26 基金项目: 国家重点基础研究发展计划资助项目 ( No． 2010CB226706 ) ; 国 家 科 技 重 大 专 项 基 金 资 助 项 目 ( No． 2008ZX05017; No． 2008ZX05036) ; 中国石油天然气集团公司资助项目( No． 2008D--2404) 在油气田套管柱设计中，温度不仅会在管柱上 产生附加载荷作用［1--5］，同时也会造成套管柱材料 性能的降低，增加套管柱发生失效破坏的可能性． 目前针对温度对套管材料性能影响的研究多限于稠 油热采井中，油套管柱材料多为中低级管材( P110 钢级以下) ［6--8］，而针对高钢级( Q125 钢级以上) 的 研究较为少见． 随着中国西部油田深井、超深井的 开发，高钢级套管使用量逐年递增，且井下服役温度 不断升高，极大增加套管的附加载荷，显著降低了其 材料性能． 针对上述问题，文献［9］通过建立热内能 表达式，从理论上分析了熔点温度对套管材料性能 的影响，但是由于理论推导过程中进行了一些简化， DOI:10.13374/j.issn1001-053x.2011.07.004

·884· 北京科技大学学报 第33卷 使得理论值与实际值存在着一定误差.因此，笔者 趋势：V150钢级套管屈服强度随温度升高而降低且 通过室内试验，对Q125、V140和V150等高钢级套 降低趋势较为显著（图2），进一步说明屈服强度对 管进行高温试验，得到高钢级套管屈服强度、抗拉强 温度敏感性要高于抗拉强度的. 度等力学性能随温度的变化规律，并回归出相应的 1200 计算公式，为深井、超深井套管柱设计提供参考和 1160 依据. ■-Q125 美12m- --V140 -▲-V150 1 高钢级套管高温试验过程 1.1试验材料与温度 试验材料为西部油田深井常用的Q125、V140 1000- 和V150高钢级套管.根据油田现场作业实际以及井 960- 0 100 200 300 400 下套管温度变化情况，地温梯度取为0.03℃·m-,则 温度℃ 可以计算得到井下9000m处温度为270℃.同时， 图1套管材料抗拉强度试验结果 考虑到地温梯度可能出现异常和井眼深度增加，本 Fig.I Test results of casing tensile strength 文在试验过程中最高温度取为350℃ 1120m 1.2试验设备与方法 1080- Q125 ◆-V140 试验设备主要包括加载系统、加热和温度控制 .1040 -4-VI50 系统、数据测量和记录三个系统.本次高温条件下 三1000■ 套管料性能试验在nstron落地式电子万能材料试 9601 验机上进行，试验机最大加载能力300kN:对试件采 920 ● 用高温试验环境箱加热，最高温度可达600℃. 880 840 试验按照中华人民共和国国家标准有关规定进 100 200 300 400 行0-，对高钢级套管进行不同温度下的单向拉 温度℃ 伸-常应变速率试验，得到20℃，350℃]区间内九 图2套管材料屈服强度试验结果 个不同温度点的套管屈服强度和抗拉强度.在试验 Fig.2 Test results of casing yield strength 过程中，依据数据统计原理☒，在每个温度点分别 表1Q125套管材料高温试验数据离散分析 取五个试件进行上述试验 Table 1 Discrete analysis of casing Q125 test data at high temperature 2试验结果与分析 屈服强度 温度/ 抗拉强度 平均值/SD/COV/平均值/SD/COV/ ℃ Q125、V140和V150三种钢级套管材料的高温 MPa MPa % MPa MPa % 试验结果见图1和图2，图中数据点为五个试件试 20 1104 5.48 0.50 1005 10.00 0.99 150 1048 4.47 0.43 938 验结果的均值.表1为Q125钢级套管试验数据均 9.08 0.97 200 1040 2.34 0.22 902 16.05 值、标准差(SD)和变异系数(COV),可知抗拉强度 1.78 300 10268.94 0.87 86411.401.32 的最大变异系数为0.87%，屈服强度的最大变异系 数为1.78%，说明试验数据离散程度较小，具有较 好的一致性 3 高温下高钢级套管材料强度计算公式 从试验结果可以看出，Q125和V140钢级套管 根据上述试验结果可知随着温度增加，套管抗 在室温至350℃的温度范围内，套管材料抗拉强度 拉和屈服强度不断降低.为了得到高温条件下高钢 和屈服强度随温度的升高而降低（图1和图2），只 级套管强度随温度变化的关系式，定义高温下套管 是降低的幅度不同，且高温下材料强度均明显低于 强度折减系数)：为： 常温下的材料强度；与常温的相应性能相比，350℃ 时抗拉强度下降了约11.78%，屈服强度下降了约 (1) 16.32%,说明抗拉强度对温度敏感性要小于屈服强 式中：f.r为与温度有关的套管强度，MPa;T为温 度的.在温度低于250℃时，V150钢级套管抗拉强 度，℃，且20℃≤T≤350℃：f.0为室温时的试验数 度随温度升高呈现波动变化（图1），但总体呈下降 据，MPa

北 京 科 技 大 学 学 报 第 33 卷 使得理论值与实际值存在着一定误差． 因此，笔者 通过室内试验，对 Q125、V140 和 V150 等高钢级套 管进行高温试验，得到高钢级套管屈服强度、抗拉强 度等力学性能随温度的变化规律，并回归出相应的 计算公式，为深井、超深井套管柱设计提供参考和 依据． 1 高钢级套管高温试验过程 1. 1 试验材料与温度 试验材料为西部油田深井常用的 Q125、V140 和 V150 高钢级套管． 根据油田现场作业实际以及井 下套管温度变化情况，地温梯度取为 0. 03 ℃·m －1 ，则 可以计算得到井下 9 000 m 处温度为 270 ℃ ． 同时， 考虑到地温梯度可能出现异常和井眼深度增加，本 文在试验过程中最高温度取为 350 ℃ ． 1. 2 试验设备与方法 试验设备主要包括加载系统、加热和温度控制 系统、数据测量和记录三个系统． 本次高温条件下 套管料性能试验在 Instron 落地式电子万能材料试 验机上进行，试验机最大加载能力 300 kN; 对试件采 用高温试验环境箱加热，最高温度可达 600 ℃ ． 试验按照中华人民共和国国家标准有关规定进 行［10--11］，对高钢级套管进行不同温度下的单向拉 伸--常应变速率试验，得到［20 ℃，350 ℃］区间内九 个不同温度点的套管屈服强度和抗拉强度． 在试验 过程中，依据数据统计原理［12］，在每个温度点分别 取五个试件进行上述试验． 2 试验结果与分析 Q125、V140 和 V150 三种钢级套管材料的高温 试验结果见图 1 和图 2，图中数据点为五个试件试 验结果的均值． 表 1 为 Q125 钢级套管试验数据均 值、标准差( SD) 和变异系数( COV) ，可知抗拉强度 的最大变异系数为 0. 87% ，屈服强度的最大变异系 数为 1. 78% ，说明试验数据离散程度较小，具有较 好的一致性． 从试验结果可以看出，Q125 和 V140 钢级套管 在室温至 350 ℃ 的温度范围内，套管材料抗拉强度 和屈服强度随温度的升高而降低( 图 1 和图 2) ，只 是降低的幅度不同，且高温下材料强度均明显低于 常温下的材料强度; 与常温的相应性能相比，350 ℃ 时抗拉强度下降了约 11. 78% ，屈服强度下降了约 16. 32% ，说明抗拉强度对温度敏感性要小于屈服强 度的． 在温度低于 250 ℃ 时，V150 钢级套管抗拉强 度随温度升高呈现波动变化( 图 1) ，但总体呈下降 趋势; V150 钢级套管屈服强度随温度升高而降低且 降低趋势较为显著( 图 2) ，进一步说明屈服强度对 温度敏感性要高于抗拉强度的． 图 1 套管材料抗拉强度试验结果 Fig． 1 Test results of casing tensile strength 图 2 套管材料屈服强度试验结果 Fig． 2 Test results of casing yield strength 表 1 Q125 套管材料高温试验数据离散分析 Table 1 Discrete analysis of casing Q125 test data at high temperature 温度/ ℃ 抗拉强度 屈服强度 平均值/ MPa SD/ MPa COV/ % 平均值/ MPa SD/ MPa COV/ % 20 1 104 5. 48 0. 50 1 005 10. 00 0. 99 150 1 048 4. 47 0. 43 938 9. 08 0. 97 200 1 040 2. 34 0. 22 902 16. 05 1. 78 300 1 026 8. 94 0. 87 864 11. 40 1. 32 3 高温下高钢级套管材料强度计算公式 根据上述试验结果可知随着温度增加，套管抗 拉和屈服强度不断降低． 为了得到高温条件下高钢 级套管强度随温度变化的关系式，定义高温下套管 强度折减系数 ηf 为: ηf = ff，T ff，20 ( 1) 式中: ff，T 为与温度有关的套管强度，MPa; T 为 温 度，℃，且 20 ℃ ≤T≤350 ℃ ; ff，20为室温时的试验数 据，MPa． ·884·

第7期 王建军等：高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数 ·885 根据上述试验结果，计算出不同温度下高钢级 的各种强度折减系数的最低值，以确保高温井中套 套管的屈服强度和抗拉强度折减系数，并进行数据 管柱的安全.同时，根据各种强度折减系数的最低 拟合回归，分别得到Q125、V140和V150套管的屈 值对不同生产厂家生产的套管柱高温性能进行界 服、抗拉强度折减系数随温度变化关系式，其拟合曲 定，确保各个厂家生产的套管高温性能指标均能达 线见图3和图4,712s、710和7150分别表示Q125、 到最低值要求，以确保现场使用安全 V140和V150套管屈服强度折减系数，712571o和 在进行高温管柱设计时，150℃和200℃时套管 n10分别表示Q125、V140和V150套管抗拉强度折 屈服、抗拉强度折减系数使用较为广泛.根据试验 减系数 结果得到Q125、V140和V150钢级套管在这两个温 1.02 度下的强度折减系数见表2.为满足油田设计需求 -1,5 0.99 1,m 和套管生产厂家的生产工艺改进和质量控制的要 0.96 小1,0 求，本文给出了高温下套管强度性能变化的推荐值， 4 0.93/ 即：在150℃时，套管屈服强度折减系数最小取为 0.90 0.91,抗拉强度折减系数最小取为0.95：在200℃ 0.87 时，套管屈服强度折减系数最小取为0.90，抗拉强 0.84 度折减系数最小取为0.94.该推荐值己提交石油管 100 200 300 400 材专业标准化委员会并被采用网 温度代 表2套管强度折减系数 图3 套管屈服强度折减系数拟合曲线 Table 2 Strength reduction factor of casings Fig.3 Fitting curves of yield strength reduction factor of casings 温度/℃ 钢级 屈服强度折减系数抗拉强度折减系数 1.02 Q125 0.933 0.949 1.005 150 V140 0.953 0.960 0.98 V150 0.957 0.997 0.96 Q125 0.898 0.942 0.94 200 V140 0.918 0.951 0.92 0.90 V150 0.936 0.995 0.88 0.860 100 200 300 400 5案例分析 温度℃ 图4套管抗拉强度折减系数拟合曲线 为了对本文试验结果进行应用和验证，笔者利 Fig.4 Fitting curves of tensile strength reduction factor of casings 用上述试验获得的高温下Q125套管强度降低规 律，具体分析了中国西部油田MS1井技术套管柱抗 通过对拟合公式与试验值进行统计分析，可知 挤、抗内压和抗拉强度安全系数变化规律.MS1井 回归得到的表达式相关系数均在0.960以上，表明 三开套管柱结构为：b250.8mm×15.88mm×(0~ 拟合公式与试验数据之间的拟合程度较好，具有较 1000m)+244.5mm×11.99mm×(1000~ 高的可靠性 4300m)+Φ250.8mm×15.88mm×(4300~ 4高钢级套管强度折减系数 6500m),在5530m时测得井筒温度为157℃，地温 梯度取为0.0238℃·m,可以得到6500m处温度 目前，套管类型主要可以分为API规格和非 为190℃.温度对该套管柱的影响主要集中在下部 API规格)，而且其生产厂家众多，即使是同一钢 套管段，即Φ250.8mm×15.88mm×(4300~ 级套管的性能也因生产厂家的不同而差别较大，尤 6500m)段，因此本文将该段套管柱作为主要研究 其组织、成分等差异对其高温性能影响更为显著. 对象.己知三开钻井液密度为2.15g·cm3,二开钻 由于对每种类型套管进行高温材料试验是比较困难 井液密度2.25gcm-3,井口最大内压为62MPa.根 的，不仅费用巨大且每次高温试验周期也较长，不能 据第4节推荐的最小强度折减系数，按照套管柱设 满足油田持续作业要求：因此需要根据套管柱各种 计标准图对MS1井套管柱分别进行室温、150和 性能随着温度变化规律给出满足高温井套管柱设计 200℃的强度比对分析，得到套管柱抗挤、抗内压和

第 7 期 王建军等: 高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数 根据上述试验结果，计算出不同温度下高钢级 套管的屈服强度和抗拉强度折减系数，并进行数据 拟合回归，分别得到 Q125、V140 和 V150 套管的屈 服、抗拉强度折减系数随温度变化关系式，其拟合曲 线见图 3 和图 4，ηy125、ηy140 和 ηy150 分别表示 Q125、 V140 和 V150 套管屈服强度折减系数，ηu125、ηu140和 ηu150分别表示 Q125、V140 和 V150 套管抗拉强度折 减系数． 图 3 套管屈服强度折减系数拟合曲线 Fig． 3 Fitting curves of yield strength reduction factor of casings 图 4 套管抗拉强度折减系数拟合曲线 Fig． 4 Fitting curves of tensile strength reduction factor of casings 通过对拟合公式与试验值进行统计分析，可知 回归得到的表达式相关系数均在 0. 960 以上，表明 拟合公式与试验数据之间的拟合程度较好，具有较 高的可靠性． 4 高钢级套管强度折减系数 目前，套管类型主要可以分为 API 规格和非 API 规格［13］，而且其生产厂家众多，即使是同一钢 级套管的性能也因生产厂家的不同而差别较大，尤 其组织、成分等差异对其高温性能影响更为显著． 由于对每种类型套管进行高温材料试验是比较困难 的，不仅费用巨大且每次高温试验周期也较长，不能 满足油田持续作业要求; 因此需要根据套管柱各种 性能随着温度变化规律给出满足高温井套管柱设计 的各种强度折减系数的最低值，以确保高温井中套 管柱的安全． 同时，根据各种强度折减系数的最低 值对不同生产厂家生产的套管柱高温性能进行界 定，确保各个厂家生产的套管高温性能指标均能达 到最低值要求，以确保现场使用安全． 在进行高温管柱设计时，150 ℃和 200 ℃时套管 屈服、抗拉强度折减系数使用较为广泛． 根据试验 结果得到 Q125、V140 和 V150 钢级套管在这两个温 度下的强度折减系数见表 2． 为满足油田设计需求 和套管生产厂家的生产工艺改进和质量控制的要 求，本文给出了高温下套管强度性能变化的推荐值， 即: 在 150 ℃ 时，套管屈服强度折减系数最小取为 0. 91，抗拉强度折减系数最小取为 0. 95; 在 200 ℃ 时，套管屈服强度折减系数最小取为 0. 90，抗拉强 度折减系数最小取为 0. 94． 该推荐值已提交石油管 材专业标准化委员会并被采用［14］． 表 2 套管强度折减系数 Table 2 Strength reduction factor of casings 温度/℃ 钢级 屈服强度折减系数 抗拉强度折减系数 Q125 0. 933 0. 949 150 V140 0. 953 0. 960 V150 0. 957 0. 997 Q125 0. 898 0. 942 200 V140 0. 918 0. 951 V150 0. 936 0. 995 5 案例分析 为了对本文试验结果进行应用和验证，笔者利 用上述试验获得的高温下 Q125 套管强度降低规 律，具体分析了中国西部油田 MS1 井技术套管柱抗 挤、抗内压和抗拉强度安全系数变化规律． MS1 井 三开套管柱结构为: 250. 8 mm × 15. 88 mm × ( 0 ～ 1 000 m) + 244. 5 mm × 11. 99 mm × ( 1 000 ～ 4 300 m) + 250. 8 mm × 15. 88 mm × ( 4 300 ～ 6 500 m) ，在 5 530 m 时测得井筒温度为 157 ℃，地温 梯度取为 0. 023 8 ℃·m － 1 ，可以得到 6 500 m 处温度 为 190 ℃ ． 温度对该套管柱的影响主要集中在下部 套管 段，即 250. 8 mm × 15. 88 mm × ( 4 300 ～ 6 500 m) 段，因此本文将该段套管柱作为主要研究 对象． 已知三开钻井液密度为 2. 15 g·cm － 3 ，二开钻 井液密度 2. 25 g·cm － 3 ，井口最大内压为 62 MPa． 根 据第 4 节推荐的最小强度折减系数，按照套管柱设 计标准［15］对 MS1 井套管柱分别进行室温、150 和 200 ℃ 的强度比对分析，得到套管柱抗挤、抗内压和 ·885·

·886· 北京科技大学学报 第33卷 抗拉安全系数（图5~图7） 6.0 55 从图5~图7可知在埋深较浅时，地层温度较 5.0 低，套管柱的抗挤、抗内压和抗拉安全系数与室温值 5.0 差别不大，随着埋深增加套管柱的各种安全系数均 4.0 显著降低.当井深大于4300m时，套管柱抗挤安全 35 系数在室温、150℃和200℃时基本没有变化 3,0 (图5)，而套管柱抗内压和抗拉安全系数已经较室 300035004000 ·室温 并深m -150℃ 温时降低很多（图6和图7），说明套管柱抗挤安全 2.0 +-200℃ 系数对温度的敏感性要小于抗内压和抗拉安全系数 100020003000 40005000 井深m 的.因此，在深井套管柱设计和校核时要对套管抗 图7MS1井套管柱抗拉安全系数与井深关系曲线 内压和抗拉强度的降低进行重点分析. Fig.7 Relation between casing string anti-ensile safety factor and 同时可以看出：温度的升高使套管管材性能降 depth of MSI well 低，直接导致套管的使用性能降低，例如在150℃时 的各种力学性能参数，并对比了相应试验值，可知在 管材屈服强度降低9.00%，套管抗挤强度降低了 5.62%,而200℃时管材屈服强度降低10.00%，套 相同温度点下五个试件试验数据离散程度小，具有 较好的一致性.说明采用五次试验结果的均值作为 管抗挤强度降低了6.35%.这说明温度升高使得套 高温条件下高钢级套管材料的强度值具有较高可信 管柱的使用性能降低，且温度越高降低越显著 度，可以保障建立模型的正确性和工程分析的可 靠性. (2)定义高温条件下高钢级套管强度折减系 数，回归出Q125、V140和V150等高钢级套管强度 3 折减系数计算公式，给出了温度为150℃和200℃ 0.6 4000 5000 6000 时套管强度折减系数最小推荐值. 井深m ·室温 (3)套管材料抗拉强度和屈服强度随温度的升 ·150℃ +200℃ 高而降低，且降幅比较显著：屈服强度对温度敏感性 要大于抗拉强度的. 0 1000200030004000500060007000 (4)通过案例分析可知：温度的升高使套管管 井深m 材性能降低，直接导致套管的使用性能下降，且温度 图5MS1井套管柱抗挤安全系数与井深关系曲线 越高降低越显著.建议在深井、超深井套管柱强度 Fig.5 Relation between casing string anti-collapse safety factor and 计算中须考虑温度对套管柱材料性能降低的影响. depth of MSI well (5)为便于油田设计和套管生产厂家生产工艺 2.8 2.6 一·一室温 改进与质量控制，给出了150℃和200℃时套管强 --150 2.4 度折减系数最小值，并被石油管材专业标准化委员 -▲-200. 22 会采纳，推广应用于高温下套管柱设计 20 1.8 参考文献 1.6 1.4 [1]Yan X Z,Zhang D F,WangTT,et al.Design of the pre-stressed 1.2 insulation tube in thermal recovery wells by the optimum expansion 1.06100200030004000500060007000 rate method.Acta Pet Sin,2010,31(5):849 井深m (闫相祯，张殿峰，王同涛，等.热采井预应力隔热管柱最佳胀 图6MS1井套管柱抗内压安全系数与井深关系曲线 率设计.石油学报，2010,31(5)：849) Fig.6 Relation between casing string anti-inner pressure safety factor Yang X J,Yang HL,Yan X Z,et al.Analysis of the prestress de- and depth of MSI well sign of casing.Oil Field Equip,2004,33(1):1 (杨秀娟，杨恒林，闫相桢，等.热采井套管三轴预应力设计分 6结论 析.石油矿场机械，2004,33(1)：1) B3]Gao B K,Gao D L.A new method for testing tubing axial load in (1)通过室内试验获得了高钢级套管在高温下 high temperature and high pressure wells.J China Unir Pet Nat

北 京 科 技 大 学 学 报 第 33 卷 抗拉安全系数( 图 5 ～ 图 7) ． 从图 5 ～ 图 7 可知在埋深较浅时，地层温度较 低，套管柱的抗挤、抗内压和抗拉安全系数与室温值 差别不大，随着埋深增加套管柱的各种安全系数均 显著降低． 当井深大于 4 300 m 时，套管柱抗挤安全 系数 在 室 温、150 ℃ 和 200 ℃ 时 基 本 没 有 变 化 ( 图 5) ，而套管柱抗内压和抗拉安全系数已经较室 温时降低很多( 图 6 和图 7) ，说明套管柱抗挤安全 系数对温度的敏感性要小于抗内压和抗拉安全系数 的． 因此，在深井套管柱设计和校核时要对套管抗 内压和抗拉强度的降低进行重点分析． 同时可以看出: 温度的升高使套管管材性能降 低，直接导致套管的使用性能降低，例如在 150 ℃ 时 管材屈服强度降低 9. 00% ，套管抗挤强度降低了 5. 62% ，而 200 ℃时管材屈服强度降低 10. 00 % ，套 管抗挤强度降低了 6. 35% ． 这说明温度升高使得套 管柱的使用性能降低，且温度越高降低越显著． 图 5 MS1 井套管柱抗挤安全系数与井深关系曲线 Fig． 5 Relation between casing string anti-collapse safety factor and depth of MS1 well 图 6 MS1 井套管柱抗内压安全系数与井深关系曲线 Fig． 6 Relation between casing string anti-inner pressure safety factor and depth of MS1 well 6 结论 ( 1) 通过室内试验获得了高钢级套管在高温下 图 7 MS1 井套管柱抗拉安全系数与井深关系曲线 Fig． 7 Relation between casing string anti-tensile safety factor and depth of MS1 well 的各种力学性能参数，并对比了相应试验值，可知在 相同温度点下五个试件试验数据离散程度小，具有 较好的一致性． 说明采用五次试验结果的均值作为 高温条件下高钢级套管材料的强度值具有较高可信 度，可以保障建立模型的正确性和工程分析的可 靠性． ( 2) 定义高温条件下高钢级套管强度折减系 数，回归出 Q125、V140 和 V150 等高钢级套管强度 折减系数计算公式，给出了温度为 150 ℃ 和 200 ℃ 时套管强度折减系数最小推荐值． ( 3) 套管材料抗拉强度和屈服强度随温度的升 高而降低，且降幅比较显著; 屈服强度对温度敏感性 要大于抗拉强度的． ( 4) 通过案例分析可知: 温度的升高使套管管 材性能降低，直接导致套管的使用性能下降，且温度 越高降低越显著． 建议在深井、超深井套管柱强度 计算中须考虑温度对套管柱材料性能降低的影响． ( 5) 为便于油田设计和套管生产厂家生产工艺 改进与质量控制，给出了 150 ℃ 和 200 ℃ 时套管强 度折减系数最小值，并被石油管材专业标准化委员 会采纳，推广应用于高温下套管柱设计． 参 考 文 献 ［1］ Yan X Z，Zhang D F，Wang T T，et al． Design of the pre-stressed insulation tube in thermal recovery wells by the optimum expansion rate method． Acta Pet Sin，2010，31( 5) : 849 ( 闫相祯，张殿峰，王同涛，等． 热采井预应力隔热管柱最佳胀 率设计． 石油学报，2010，31( 5) : 849) ［2］ Yang X J，Yang H L，Yan X Z，et al． Analysis of the prestress de￾sign of casing． Oil Field Equip，2004，33( 1) : 1 ( 杨秀娟，杨恒林，闫相祯，等． 热采井套管三轴预应力设计分 析． 石油矿场机械，2004，33( 1) : 1) ［3］ Gao B K，Gao D L． A new method for testing tubing axial load in high temperature and high pressure wells． J China Univ Pet Nat ·886·

第7期 王建军等：高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数 ·887 Sci,2002,26(6):39 [10]China National Steel Standardization Technical Committee.GB/T (高宝奎，高德利.高温高压井测试油管轴向力的计算方法及 4338-2006 Metallic Materials-Tensile Testing at Elevated Tem- 其应用.中国石油大学学报：自然科学版，2002,26(6)：39) perature.Beijing:China Standards Press,2007:3 4]Wang S P,Li Z P,Chen P,et al.A model for prevention of cas- (全国钢标准化技术委员会.GB/T4338一2006金属材料高 ing additional load from high temperature oil and gas.Nat Gas 温拉伸试验方法.北京：中国标准出版社，2007：3) md,2007,27(9):84 [11]China National Steel Standardization Technical Committee.GB/T (王树平，李治平，陈平，等高温油气引发套管附加载荷预 228-2002 Metallic Materials-Tensile Testing at Ambient Tempera- 防模型.天然气工业，2007,27(9)：84) ture.Beijing:China Standards Press,2002:3 [5]Adams A J,MacEachran A.Impact on casing design of thermal (全国钢标准化技术委员会.GB/T228一2002金属材料室温 expansion of fluids in confined annuli.SPE Drill Completion, 拉伸试验方法.北京：中国标准出版社，2002：3) 1994,9(3):210 [12]Ling S S.Statistical processing and error analysis of test data: [6]Maharaj G.Thermal well casing failure analysis /SPE Latin Part VI.Determination of minimum specimen number for me- America/Caribbean Petroleum Engineering Conference.Trinidad, chanical test.Phys Test Chem Anal A,2001,37 (12):544 1996:23 (凌树森.试验数据的统计处理和误差分析：第八讲力学性 7]Lu L J.Feng S B,Zhang B.Method for designing casing stem 能试验中最少试样个数的确定.理化检验，2001,37(12)： strength in heavyoil steam injection wells.J Oil Gas Technol, 544) 2009,31(2):364 [13]API Standards Subcommittee on Tubular Goods.AP/Spec 5CT, (路利军，冯少波，张波.稠油热采井套管柱强度设计方法研 Specification for Casing and Tubing.8th Ed.Washington D C: 究.石油天然气学报，2009,31(2)：364) API,2005:81 [8]Wang Z H,Ma ZZ.Effect by thermal well tempera-ture on casing [14]China Petroleum Tubular Goods Standardization Committee.SY/ properties and calculation method for pretension.Steel Pipe,2007, T 6268-2008 Recommended Practice for Selection and Use of 36(4):24 Casing and Tubing.Beijing:Petroleum Industry Press,2008:4 (王兆会，马兆忠.热采井温度对套管性能的影响及预应力值 (石油管材专业标准化委员会.SY/T6268一2008套管和油 计算方法.钢管，2007,36(4)：24) 管选用推荐作法.北京：石油工业出版社，2008：4) [9]Li W K,Xue Y P,Li H L,et al.Effect of high-temperature and 15]China Drilling Engineering Standardization Committee.SY/T high-pressure on downhole casing strength.Oil Drill Prod Technol, 5724-2008 Design for Casing String Structure and Strength. 2005,27(3):15 Beijing:Petroleum Industry Press,2008:12 (李文魁，薛延平，李鹤林，等。高温高压对井下套管强度影响 (石油钻井工程专业标准化委员会.SY1T5724一2008套管 研究.石油钻采工艺，2005,27(3)：15) 柱结构与强度设计.北京：石油工业出版社，2008：12)

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