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【摘 要】针对钻井过程中发生的高抗挤毁套管变形情况，本文从客观因素分析、材质理化性能检验、实物试验等方法，对套管变形的形成原因进行了诊断，探讨了提升抗挤毁套管采购质量的措施。
【关键词】套管；抗挤毁；变形；韧性
一、套管抗挤毁性的相关认识
套管挤毁是钻井过程中套管失效或损坏的一种现象，抗挤毁特性则要求套管具有承受外压作用不发生失稳变形的能力；套管的临界挤毁抗力是套管强度设计的重要依据。套管的抗挤毁性取决于套管柱外压力。柱外压力主要来自于管外钻井液和水泥浆液柱压力，包括地层中的油、气、水压力及上覆地压力和地层（如盐岩、膏岩、泥岩）蠕动所形成的压力。由于油气井在作业过程中所遇到的地质条件不同、井下作业环境各异，故套管柱承受外压力的情况比较复杂。当注水压力达到或超过上覆地层压力时，大量的高压水便窜入泥页岩隔层、地层界面破碎带和断层面，引起岩石性质及地质力学因素的变化，由此对服役中的套管产生超常外压力。
一般来说，多采少注会造成油气井内纵向的压力不平衡，油层顶部向下沉陷，使套管产生缩径、弯曲错切变形。同时因油层孔隙压力下降，管内液面下降，区块两临端注采压力不一致等而造成横向压力不平衡，使套管承受的有效挤压载荷加大。在盐岩层埋藏达到一定深度时，在上覆地层压力作用下，就会产生“塑性流动”，使套管受到挤压。由于地层出砂造成套管径向非均匀外挤压力，在地层上覆压力的联合作用下，套管将发生挤毁和错断。
二、套管损坏的机理
不合理的高压注水开发，使注入层压力超过该层上覆岩层压力，导致油砂注入层的骨架胀大上升。在泥岩层接触到注入水时，泥岩层会吸水膨胀、软化、甚至滑移；欠注性的开发（多采少注）会使油层亏空，渗透压力下降，骨架收缩，顶部向下沉陷。另外，断层附近井因注水导致层间压力不平衡、岩层间发生水窜等，都会使套管柱周围地层纵向、横向上压力不平衡。通常情况下，因注水开发井区块两邻端注采压力不一致，也会使套管柱周围地层横向压力不平衡。地层纵向和横向压力的不平衡，会使套管纵向、横向外应力的等效外挤合力超过套管（包括射孔井段套管）的抗挤毁压力，导致套管发生局部曲屈或整体曲屈，接头泄漏，管体发生缩径、弯曲变形、错断、破裂等。
从理论上讲，在盐岩层均匀载荷下，套管外压力可增至与覆盖层相等的压力。当这种压力大于盐岩层位套管的抗挤毁强度时，套管就会出现局部挤毁、弯曲变形、破裂，直至错断等损坏。套管损坏与盐岩、膏岩层的倾角、盐层厚度、盐层的溶解、盐层的蠕动及滑移有直接关系。盐岩随着温度、压力的增大，由刚性流动变为塑性流动，产生不均匀的外挤力，这种效应更易使套管挤坏。
三、实例研究
根据某油田62口套损井的统计，在盐岩未封或封固不好时，井眼变化大于30cm的井有48口，占套管变形井的70.6%。下面以某油田2012年某区块某井为例，对套管毁损原因进行探析。
某井2012年3月7日开钻，4月9日完井，完钻井深3840米。该井设计井深3800米，井身结构示意图见下图。
4月12日试油作业，4月15日下Ф112mm×2M通径规通井遇阻，遇阻深度：2948.61米，初步判断是盐岩层所引起的套管变形，4月16日40臂井径全井段检测，测量结果如下：
经对比钻井设计证实变形套管钢级为155抗挤毁套管，盐层井段2925～2952米，155抗挤毁套管下深2799.83～2962.06米。通过现场检查及对套管扭矩等有关环节施工资料复查，排除现场操作的因素。
四、材质分析
为验证套管变形是否为盐岩层段套管抗外挤强度不够所致，委托国家石油管材质量监督检验中心及某钢厂对该套管的化学成分、拉伸性能、夏比冲击、洛氏硬度、金相分析、实物试验进行检验。
（1）化学成分。在管体和接箍上分别取样用ARL4460直读光谱仪、LECO CS—444红外碳硫分析仪进行化学成分检测，试验标准为ASTM A 751—2008，结果表明管体和接箍化学成分符合技术协议要求。
（2）拉伸性能试验。在管体和接箍上分别取样用UH—F500KNI＼CMT5150万能材料试验机进行拉伸性能试验，试验标准为ASTM A 370—2010，结果表明符合技术协议要求。
（3）夏比冲击试验。制备管体纵向拉伸、冲击试样以及横向冲击试样。实测屈服强度大于1068MPa（155Ksi）；纵向冲击功大于75J，横向冲击功大于48J，但横向冲击功/纵向冲击功小于0.72。结果表明横向、纵向冲击功符合技术要求；但技术协议对横向/纵向冲击功没有明确规定。
（4）洛氏硬度检验。在管体和接箍上分别取样用HR-150D硬度计试验，试验标准为ASTM E 18-2008，试验结果见下表，显示硬度比较均匀。
（5）金相分析。在管体和接箍上分别取样用MeF3A金相显微镜，试验标准为GB/T 13298—1991、ASTM E 112—1996，试验结果显示非金属夹杂过大，会降低钢的机械性能，特别是降低塑性、韧性及疲劳极限；严重时，还会使钢在热加工与热处理时产生裂纹或使用时突然脆断。
（6）外压至失效试验。取管体一段用压溃爆破试验机进行压溃试验，实测钢级155 套管压溃强度170MPa，但管体压溃试样纵向开裂严重。
（7）结果分析及建议。根据API Spec 5CT—2005《油管和套管规范》、API RP 5C5—2003《套管及油管螺纹连接试验程序推荐做法》及双方的技术协议，化学成分、拉伸性能、夏比冲击、洛氏硬度等试验结果符合要求。从材料属性来看，超过150钢级的材料，要同时获得高强度和高韧性是非常困难的；从生产实践来看，油田用户对油套管的韧性考虑不够充分，必须针对断块油气田地质构造复杂的特点，在钻井作业过程中应合理选择管材的韧性指标，保证套管不变形、不毁损；因此着眼于用户使用的安全性，建议油田选用高钢级高抗挤套管产品时，要针对性的制定管体韧性标准；如要求套管产品0℃全尺寸纵向Akv≥80J，或横向Akv≥60J。
五、结语
针对套管在油田勘探开发的重要性和关键性，油田用户在套管选型上不仅要考虑生产工艺、技术要求，还应该关注套管本身的质量性能和对地质结构的适应性。在工艺设计上，技术生产部门要根据地质结构“量身定做”，提出套管设计方案；在套管采购上，物资供应部门要加强与技术生产部门的沟通对接，开展技术评审，明确套管技术要求；要建立油田与套管生产企业合作研究机制，针对油田的不同地质结构，发挥双方的专业特长，研究开发适合油田地质特点的套管，进一步满足油田生产使用需求。
【关键词】套管；抗挤毁；变形；韧性
一、套管抗挤毁性的相关认识
套管挤毁是钻井过程中套管失效或损坏的一种现象，抗挤毁特性则要求套管具有承受外压作用不发生失稳变形的能力；套管的临界挤毁抗力是套管强度设计的重要依据。套管的抗挤毁性取决于套管柱外压力。柱外压力主要来自于管外钻井液和水泥浆液柱压力，包括地层中的油、气、水压力及上覆地压力和地层（如盐岩、膏岩、泥岩）蠕动所形成的压力。由于油气井在作业过程中所遇到的地质条件不同、井下作业环境各异，故套管柱承受外压力的情况比较复杂。当注水压力达到或超过上覆地层压力时，大量的高压水便窜入泥页岩隔层、地层界面破碎带和断层面，引起岩石性质及地质力学因素的变化，由此对服役中的套管产生超常外压力。
一般来说，多采少注会造成油气井内纵向的压力不平衡，油层顶部向下沉陷，使套管产生缩径、弯曲错切变形。同时因油层孔隙压力下降，管内液面下降，区块两临端注采压力不一致等而造成横向压力不平衡，使套管承受的有效挤压载荷加大。在盐岩层埋藏达到一定深度时，在上覆地层压力作用下，就会产生“塑性流动”，使套管受到挤压。由于地层出砂造成套管径向非均匀外挤压力，在地层上覆压力的联合作用下，套管将发生挤毁和错断。
二、套管损坏的机理
不合理的高压注水开发，使注入层压力超过该层上覆岩层压力，导致油砂注入层的骨架胀大上升。在泥岩层接触到注入水时，泥岩层会吸水膨胀、软化、甚至滑移；欠注性的开发（多采少注）会使油层亏空，渗透压力下降，骨架收缩，顶部向下沉陷。另外，断层附近井因注水导致层间压力不平衡、岩层间发生水窜等，都会使套管柱周围地层纵向、横向上压力不平衡。通常情况下，因注水开发井区块两邻端注采压力不一致，也会使套管柱周围地层横向压力不平衡。地层纵向和横向压力的不平衡，会使套管纵向、横向外应力的等效外挤合力超过套管（包括射孔井段套管）的抗挤毁压力，导致套管发生局部曲屈或整体曲屈，接头泄漏，管体发生缩径、弯曲变形、错断、破裂等。
从理论上讲，在盐岩层均匀载荷下，套管外压力可增至与覆盖层相等的压力。当这种压力大于盐岩层位套管的抗挤毁强度时，套管就会出现局部挤毁、弯曲变形、破裂，直至错断等损坏。套管损坏与盐岩、膏岩层的倾角、盐层厚度、盐层的溶解、盐层的蠕动及滑移有直接关系。盐岩随着温度、压力的增大，由刚性流动变为塑性流动，产生不均匀的外挤力，这种效应更易使套管挤坏。
三、实例研究
根据某油田62口套损井的统计，在盐岩未封或封固不好时，井眼变化大于30cm的井有48口，占套管变形井的70.6%。下面以某油田2012年某区块某井为例，对套管毁损原因进行探析。
某井2012年3月7日开钻，4月9日完井，完钻井深3840米。该井设计井深3800米，井身结构示意图见下图。
4月12日试油作业，4月15日下Ф112mm×2M通径规通井遇阻，遇阻深度：2948.61米，初步判断是盐岩层所引起的套管变形，4月16日40臂井径全井段检测，测量结果如下：
经对比钻井设计证实变形套管钢级为155抗挤毁套管，盐层井段2925～2952米，155抗挤毁套管下深2799.83～2962.06米。通过现场检查及对套管扭矩等有关环节施工资料复查，排除现场操作的因素。
四、材质分析
为验证套管变形是否为盐岩层段套管抗外挤强度不够所致，委托国家石油管材质量监督检验中心及某钢厂对该套管的化学成分、拉伸性能、夏比冲击、洛氏硬度、金相分析、实物试验进行检验。
（1）化学成分。在管体和接箍上分别取样用ARL4460直读光谱仪、LECO CS—444红外碳硫分析仪进行化学成分检测，试验标准为ASTM A 751—2008，结果表明管体和接箍化学成分符合技术协议要求。
（2）拉伸性能试验。在管体和接箍上分别取样用UH—F500KNI＼CMT5150万能材料试验机进行拉伸性能试验，试验标准为ASTM A 370—2010，结果表明符合技术协议要求。
（3）夏比冲击试验。制备管体纵向拉伸、冲击试样以及横向冲击试样。实测屈服强度大于1068MPa（155Ksi）；纵向冲击功大于75J，横向冲击功大于48J，但横向冲击功/纵向冲击功小于0.72。结果表明横向、纵向冲击功符合技术要求；但技术协议对横向/纵向冲击功没有明确规定。
（4）洛氏硬度检验。在管体和接箍上分别取样用HR-150D硬度计试验，试验标准为ASTM E 18-2008，试验结果见下表，显示硬度比较均匀。
（5）金相分析。在管体和接箍上分别取样用MeF3A金相显微镜，试验标准为GB/T 13298—1991、ASTM E 112—1996，试验结果显示非金属夹杂过大，会降低钢的机械性能，特别是降低塑性、韧性及疲劳极限；严重时，还会使钢在热加工与热处理时产生裂纹或使用时突然脆断。
（6）外压至失效试验。取管体一段用压溃爆破试验机进行压溃试验，实测钢级155 套管压溃强度170MPa，但管体压溃试样纵向开裂严重。
（7）结果分析及建议。根据API Spec 5CT—2005《油管和套管规范》、API RP 5C5—2003《套管及油管螺纹连接试验程序推荐做法》及双方的技术协议，化学成分、拉伸性能、夏比冲击、洛氏硬度等试验结果符合要求。从材料属性来看，超过150钢级的材料，要同时获得高强度和高韧性是非常困难的；从生产实践来看，油田用户对油套管的韧性考虑不够充分，必须针对断块油气田地质构造复杂的特点，在钻井作业过程中应合理选择管材的韧性指标，保证套管不变形、不毁损；因此着眼于用户使用的安全性，建议油田选用高钢级高抗挤套管产品时，要针对性的制定管体韧性标准；如要求套管产品0℃全尺寸纵向Akv≥80J，或横向Akv≥60J。
五、结语
针对套管在油田勘探开发的重要性和关键性，油田用户在套管选型上不仅要考虑生产工艺、技术要求，还应该关注套管本身的质量性能和对地质结构的适应性。在工艺设计上，技术生产部门要根据地质结构“量身定做”，提出套管设计方案；在套管采购上，物资供应部门要加强与技术生产部门的沟通对接，开展技术评审，明确套管技术要求；要建立油田与套管生产企业合作研究机制，针对油田的不同地质结构，发挥双方的专业特长，研究开发适合油田地质特点的套管，进一步满足油田生产使用需求。