温度对110级油/套管材料性能和管柱设计的影响

刘文红，梁明华，潘志勇，林 凯

(中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室 陕西 西安 710077)

0 引 言

随着深井超深井的开发，井下温度通常会随着井深的增加而升高，油/套管服役温度在不断升高，使用温度达到150～240 ℃。对于钢材而言，这一温度并不属于高温范围，但对于油气钻探与开采而言已经属于高温超高温范围，高温超高温对油/套管柱长期完整性提出更高要求。弄清楚油/套管强度随温度变化的情况，也是油气井管柱完整性一直关注的热点问题之一。

在进行油/套管柱设计与校核时，温度对管柱的影响不仅从温度产生的附加载荷上考虑[1-3]，也开始从温度对油/套管材料性能本身影响考虑，但对油/套管材料性能影响多限于稠油热采井中低钢级套管(P110钢级以下)的研究[4-5]。也有从建立的热内能表达式上理论分析了熔点温度对套管材料性能的影响，并没有真正获得套管材料性能随温度变化的规律[6]。API标准油/套管大多由低合金钢材料制成，一般服役温度在80～130 ℃，过去基本不考虑温度对其性能的影响。研究表明[1-2]，油/套管材料随着温度的升高，材料的屈服强度、抗拉强度等性能会出现下降趋势。由于API标准以及国内外油公司技术规范均没有对不同钢级油/套管的具体成分/钢种要求，各种产品不同钢级的具体钢种成分由生产厂自行确定，或者由生产厂与用户协商选用，所以不同制造商的材料性能变化各异。需要针对具体的情况进行专门的试验研究以确定不同油/套管材料随温度变化的规律。

本文选取3个生产厂家的Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管和2个厂家的Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管和接箍材料进行室温到250 ℃的材料性能试验研究，以考察井下温度条件下油/套管材料的真实性能，重点考察高温(>150 ℃)对管材抗拉强度和屈服强度的影响以及高温(>150 ℃)对其三轴应力的影响，从而为深井超深井管柱设计、油管和套管选用及其质量控制提供依据。

1 材料性能试验

1.1 样品选取

试验所用材料分别取自3个不同生产厂家的Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管和2个不同厂家的Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管和接箍。

化学成分是影响套管材料最终组织和性能的重要因素。用ARL 4460直读光谱仪进行的3个厂家的Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管和2个厂家的Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管和接箍化学成分结果分别见表1和表2。

表1 Φ114.3 mm×12.7mm S13Cr110油管化学成分质量分数 %

表2 Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管和接箍化学成分质量分数 %

1.2 试验设备与方法

研究金属材料高温强度和变形的试验设备应包括加载系统、加热和温度控制系统、数据测量和记录3个系统。本次高温条件下的材料性能试验在CMT5105电子万能材料试验机上进行，试验机最大加载能力100 kN，对试件采用高温试验环境箱加热，最高温度800 ℃。

试验按照国家标准有关规定进行[7-8]，在不同厂家的油/套管材料上选取拉伸试样，测定试样在20 ℃、100 ℃、150 ℃、200 ℃、250 ℃5个温度下的屈服强度、抗拉强度、断后伸长率和断面收缩率。依据数据统计原理[9]，本次试验每个温度采用3个试样进行上述性能的测定。

2 试验结果分析

2.1 Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管材料高温性能试验

在Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管管体上分别截取拉伸试样，纵向拉伸试样标距内直径和标距分别为6.25 mm和65 mm。依据标准ASTM A370-14、ASTM E21-09依次在20 ℃、100 ℃、150 ℃、200 ℃、250 ℃条件下进行油管材料拉伸性能试验。每个试验温度下获取3个试验数据。不同厂家Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管管体材料在不同温度条件下的抗拉强度、屈服强度、断后伸长率和断面收缩率对比分别见图1、图2、图3和图4。

图1 不同厂家S13Cr110油管管体材料抗拉强度-温度关系

从图1可以看出，不同厂家Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管管体材料抗拉强度随温度升高而下降，温度升高到150 ℃和200 ℃，3个厂家的S13Cr110管材抗拉强度下降均超过10 %。

图2 不同厂家S13Cr110油管管体材料屈服强度-温度关系

从图2可以看出，不同厂家Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管管体材料屈服强度随温度升高而下降，温度升高到150 ℃时，3个厂家的S13Cr110管材屈服强度下降在7%～9%。当超过200 ℃，3个厂家的S13Cr110管材屈服强度下降均超过10%。

图3 不同厂家S13Cr110油管管体材料断后伸长率-温度关系

从图3和图4可以看出，随温度升高，不同厂家S13Cr110油管材料断后伸长率和断面收缩率基本保持不变。

图4 不同厂家S13Cr110油管管体材料断面收缩率-温度关系

从图5可以看出，不同厂家Φ114.3 mm×12.7 mm S13Cr110油管材料的高温机械性能各不相同。随着温度的升高，不同厂家S13Cr110油管材料的抗拉强度和屈服强度下降程度不同。S13Cr110油管材料的屈服强度相比于抗拉强度对温度更为敏感，下降也更明显。对比可以发现，屈服强度下降的幅度要高出抗拉强度8%～10%。

图5 不同厂家S13Cr110油管管体材料抗拉强度与屈服强度和温度关系

2.2 Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管材料高温拉伸性能试验分析

在Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管管体和接箍上分别截取拉伸试样，纵向拉伸试样标距内直径和标距分别为6.25 mm和65 mm。依据标准ASTM A370-14、ASTM E21-09依次在20 ℃、100 ℃、150 ℃、200 ℃、250 ℃条件下进行套管材料拉伸性能试验。每个试验温度下获取3个试验数据。不同厂家Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管管体和接箍材料在不同温度条件下的抗拉强度、屈服强度、断后伸长率和断面收缩率对比分别见图6、图7、图8和图9。

从图6可以看出，不同厂家Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管管体和接箍材料抗拉强度随温度升高抗拉强度下降，温度升高到150 ℃和200 ℃，2个厂家的C110管材抗拉强度下降均超过10%。

图6 不同厂家C110套管管体和接箍材料抗拉强度-温度关系

图7 不同厂家C110套管管体和接箍材料屈服强度-温度关系

从图7可以看出，不同厂家Φ200.03 mm×10.92 mm C110套管管体和接箍材料屈服强度随温度升高而下降，温度升高到150 ℃时，2个厂家的C110套管管体和接箍材料屈服强度下降在7%～9%。当超过150 ℃，2个厂家的C110套管管体和接箍材料屈服强度下降均超过10%。

图8 不同厂家C110套管管体和接箍材料断后伸长率-温度关系

图9 不同厂家C110套管管体和接箍材料断面收缩率-温度关系

从图8和图9可以看出，随温度升高，不同厂家C110套管管体和接箍材料断后伸长率和断面收缩率基本保持不变。

从图10和表3的试验结果可以看出：不同厂家生产的C110套管材料的高温机械性能各不相同。同一厂家生产的C110套管的管体和接箍间的高温机械性能下降也不相同。随着温度升高，机械性能下降程度不同。套管材料的拉伸性能随着温度的增高而降低，与抗拉强度和延伸率相比，屈服强度对温度更敏感。套管管体和接箍材料随温度升高屈服强度下降，温度升高到200 ℃时，厂家A的套管管体材料屈服强度下降了13.65%，厂家A的接箍材料屈服强度下降了14.35%；厂家B的套管管体材料屈服强度下降了12%，厂家B接箍材料屈服强度下降了13.53%。C110套管的屈服强度相比于抗拉强度对温度更为敏感，下降也更明显，对比可以发现，屈服强度下降的幅度要高出抗拉强度8%～10%。

图10 不同厂家C110套管管体和接箍材料断面收缩率-温度关系

表3 C110套管管体和接箍材料高温拉伸性能相对室温拉伸性能下降表

总之，随温度升高，C110套管管体和接箍材料抗拉强度、屈服强度均呈降低趋势，其断后伸长率和断面收缩率基本保持不变。

2.3 高温对S13Cr110和C110油/套管材料屈服强度试验结果影响分析

在本试验过程中发现，温度升高，不同油/套管材料的屈服强度和抗拉强度将会下降，不同油/套管材料对温度的敏感程度不同，屈服强度和抗拉强度对温度的敏感程度不同，S13Cr110和C110油/套管材料屈服强度在150 ℃时下降幅度在7%～9%之间，250 ℃时下降幅度在13%～15%之间。

在实际工程应用中，通常需要对油/套管的强度做定量的分析。WellCat User Manual提出对于碳钢油管从70 ℉(21 ℃)其屈服强度下降率为0.03%/℉(n℉=[(n-32)×]℃)。Payne and Hurst也曾对双相钢和13Cr做过相关的研究，并且提出13Cr随着温度升高屈服强度的下降率为0.05%/℉，对于双相钢其下降率为0.1%/℉。对于不同厂家的油/套管，其产品特性仍具有特殊性，基于此，依据试验获得数据，进一步研究S13Cr110油管和C110套管材料的高温性能衰减规律。

WellCat User Manual和 Payne, M. L. and Hurst, D. M.等给出油/套管材料折减系数并不符合目前使用的油/套管材料高温性能的实际情况，其研究中涉及的油/套管主要是碳钢油管和合金钢油管，对比了国外给出的结论和S13Cr110油管、C110套管屈服强度随温度变化的差异，如图11、图12所示。研究结果发现，采用0.05%/℉的下降率对于国内管材会造成设计保守，但如果采用0.03%/℉的下降率，设计结果则是危险的。

为了量化不同温度下油/套管材料抗拉强度和屈服强度随温度的变化，定义油/套管材料强度折减系数κt为：

式中，σt为不同温度时抗拉强度和屈服强度的试验值；σT为20 ℃时抗拉强度和屈服强度的试验值。

采用数据拟合的方法对试验数据进行分析，可以得到屈服强度与温度的试验关系式：

κtC110=(-0.0258t3+10.2t2-428t)×10-6+ 0.00965

显然，下降率取0.03%/℉或者0.05%/℉都是不合适的。为便于工程应用，需要寻找到一个更为合适的下降率，通过选取几种管材下降率的上界0.072%/ ℃作为设计参考的下降率，在本文试验研究基础上，建议在250 ℃以内将0.072%/ ℃作为深井超深井温度效应影响的设计值。

图11 S13Cr110管材温度效应影响分析

图12 C110管材温度效应影响分析

3 材料高温性能对管柱设计的影响

3.1 温度对强度计算公式的影响

在温度较高时，随着屈服强度的下降，油/套管的承载能力必然改变，如果仍以额定强度设计，安全系数将会降低。

另外目前力学中有关应力、应变及变形分析，必然涉及σb、σt等参数，而高温下这些参数也发生变化，如果高温下仍然按照常温下的参数计算将导致计算结果产生一定的误差。

3.2 管柱设计中温度效应的考虑

对于深井超深井或者地温梯度异常的油气井，管柱强度校核应考虑温度对管材实际强度的降低作用。高温时油/套管实际承载能力可由下式来修正：

Ft=(1-κt)F

式中，Ft为油/套管高温时的实际强度， MPa；F为套管室温时的强度， MPa；κt为强度折减系数，定义同前。

3.3 考虑温度效应时的Von Mises三轴应力曲线分析

目前在油/套管柱设计中国内外普遍采用VonMises(VME) 计算公式和承载能力图。以下根据其公式中与材料屈服强度的关系进行分析，从而得出管材在高温条件下屈服强度对管体强度的影响。

在三轴应力状态下，VME公式为：

(1)

式中，σA为轴向应力；σr为径向应力；σH为环向应力。

对于套管内表面，此处的三轴应力最大。(1)式中

σr=-Pi

(2)

(3)

(4)

上述各式中，Pi表示内压力，Pe表示外压力，T为轴向载荷，D表示套管外径，d表示套管内径。

世界各国普遍采用的一个原则是，以管柱所受的三轴应力不超过实际管体材料的屈服强度的95%作为极限值，即：

σVME=95%×Ys

(5)

式中，Ys为材料的屈服强度，取试验值的平均值。各油田的单井设计是以此为基准来考虑安全系数。

根据API 5C3公式，计算套管所受的三项单轴应力公式为：

管体轴向屈服强度为：

(6)

抗外挤屈服强度为：

(7)

内屈服压力为：

(8)

其中公式(8)中的系数0.875是考虑管体最小壁厚小于公称壁厚的12.5%。

在这里值得注意的是，在API 5C3公式中除管体本身几何尺寸D、t值外，都与管体材料的屈服强度Ys直接相关。通常，各式中Ys都是按照常温(20 ℃)条件下材料的屈服强度，当Ys随着井内温度的升高而降低时，API 5C3个公式中单项载荷值T/Pe/Pi也随之降低。

本文特别关注了C110和S13Cr110两种油/套管材料在常温、150 ℃和250 ℃下油/套管设计的安全区域的变化，图13和图14所示分别为试验温度下管体的Von Mises塑性应力椭圆(为书写方便，此处以VME250 ℃，VME20 ℃表示250 ℃和室温下的米赛斯应力σVME)，其中C110管材的VME250 ℃=86.5%，VME20 ℃=644.1 MPa；S13Cr110管材的VME250 ℃=85.8%，VME20 ℃=706.8 MPa。

随着温度升高，管材的屈服强度降低，油/套管的承载能力也逐渐降低，在250 ℃时4种管材的米赛斯三轴应力仅为常温下屈服强度的81%左右，设计安全区域明显缩小，所以在考虑温度影响的情况下，原有的安全区域就不一定安全了，这将极大影响到油/套管柱的使用寿命，从而进一步影响油气井的寿命。

图13 C110管材设计安全区域的变化情况

图14 S13Cr110管材设计安全区域的变化情况

另一方面，油/套管柱是单根油/套管通过专用螺纹连接而成，可以看作一种受力复杂的柱状压力容器。油/套管柱螺纹连接处是油/套管柱的薄弱环节，管体和接箍下井后随着井下温度的升高，管体和接箍的弹性模量不相同而引起螺纹的变化及直径方面的变化，这也会造成螺纹连接强度及密封性能的下降。在这种条件下，螺纹连接处的密封性能和连接强度能否达到管体水平，将直接影响油/套管柱的承载能力，进而决定油气井的安全可靠性和使用寿命。

4 主要结论

对深井超深井使用的不同生产厂家的S13Cr110和C110油/套管材料在20 ℃、100 ℃、150 ℃、200 ℃、250 ℃时的抗拉强度、屈服强度、断后伸长率和断面收缩率进行了室内试验研究，以及不同温度时由于管材屈服强度的变化对油/套管柱设计的影响，可以得到如下认识：

1)不同钢级的油/套管材料的抗拉强度和屈服强度均随着温度升高而降低，其断后伸长率和断面收缩率变化不大。随着温度升高，抗拉强度和屈服强度下降程度不同，屈服强度对温度更敏感，屈服强度下降的幅度通常要高出抗拉强度8%～10%。

2)对不同生产厂家的S13Cr110和C110油/套管材料的拉伸性能进行了试验研究，并与国内外相关研究成果进行了对比分析，定义了油/套管材料强度折减系数并进行了数据拟合回归，得到了S13Cr110和C110油/套管材料强度折减系数随温度的多项式拟合关系，通过数据对比和参考对比，选取几种管材下降率的上界0.072 %/ ℃作为设计参考的下降率。在本文试验研究基础上，建议在250 ℃以内将0.072 %/ ℃作为深井超深井温度效应影响的设计值。