177.8 mm×12.65 mm V140特殊螺紋接頭套管試驗研究

呂拴錄，康延軍，李東風，韓 軍，楊 鵬，秦宏德，文志明，劉德英

（1．中國石油大學材料科學與工程系，北京 100249；2．塔里木油田，新疆 庫爾勒 841000；3．中國石油天然氣集團公司管材研究所，西安 710065）

177.8 mm×12.65 mm V140特殊螺紋接頭套管試驗研究

呂拴錄1，2，康延軍2，李東風3，韓 軍3，楊 鵬3，秦宏德2，文志明2，劉德英2

（1．中國石油大學材料科學與工程系，北京 100249；2．塔里木油田，新疆 庫爾勒 841000；3．中國石油天然氣集團公司管材研究所，西安 710065）

對177．8 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管材質和螺紋接頭參數進行檢測，對套管螺紋接頭進行上卸扣試驗、彎曲條件下氣體內壓＋拉伸試驗、拉伸至失效試驗。試驗結果表明：該種套管接箍內螺紋接頭為薄弱環節，在進行實物試驗過程中應當按照接箍危險截面尺寸計算試驗載荷，在進行套管設計時應當按照接箍強度計算套管連接強度。建議將該種套管用于具有蠕變地層的井段，對于其他井段應采用接箍內螺紋接頭與管體外螺紋接頭等強度的套管。

套管；特殊螺紋接頭；上卸扣試驗；內壓試驗；拉伸試驗

塔里木油田蠕變地層要求套管具有良好的抗擠性能，高壓氣井對套管密封性能有嚴格要求［1-6］。近年來，塔里木油田發生了多起套管擠毀或變形事故，陽霞1井等已經因套管擠扁而報廢［7］，多口井因套壓異常升高而進行修井作業。為保證套管柱的抗擠性能和密封性能，塔里木油田已經在多口井采用了177．8 mm×12．65 mm 140鋼級API偏梯形螺紋接頭套管和特殊螺紋接頭高抗擠套管。試驗研究結果表明［8］：在水壓爆破試驗過程中，當內壓達到一定值時，177．8 mm 140鋼級API偏梯形螺紋接頭套管接箍首先脹大，然后發生脫扣；在拉伸試驗過程中接箍首先發生斷裂。試驗已經證實：177．8 mm 140鋼級API偏梯形螺紋接頭套管壁厚達到12．65 mm時，雖然抗擠強度可以提高，但接箍為薄弱環節，其接頭抗內壓和抗拉強度并不能提高。177．8 mm× 12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管的薄弱環節是否也在接箍內螺紋，如何科學地設計和使用該種套管，成為塔里木油田目前亟待研究解決的問題。為此，本文進行了試驗研究。

1 試驗要求

1．1 試樣

1．1．1 尺寸規格及螺紋接頭參數

177．80 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管試樣公稱外徑為177．80 mm，壁厚為12．65 mm，實測最小壁厚為11．09 mm；套管接箍公稱外徑193．68 mm，危險截面處的名義壁厚為9．98 mm，實測最小壁厚為10．10 mm。試樣內、外螺紋接頭參數符合API SPEC 5B［9］和API SPEC 5CT［10］要求。

1．1．2 材料

套管試樣化學成分分析結果如表1，符合油田要求。

表1 965 MPa（140 ksi）鋼級套管化學成分試驗結果wB%

在套管試樣管體和接箍上分別取樣進行拉伸試驗和硬度試驗，在套管試樣管體和接箍上分別取橫向和縱向夏比V形缺口沖擊試樣進行沖擊試驗，力學性能試驗結果如表2。

表2 力學性能試驗結果

金相分析結果如表3。

表3 金相分析結果

1．2 試驗原理及流程

采用套管實物樣品，模擬套管使用條件進行加載試驗，最終將試樣拉伸至失效。試驗原理及流程如圖1。

圖1 試驗原理及流程

1．3 試驗設備

美國H．O．MOHR公司生產的上卸扣試驗機和復合加載試驗機性能如表4～5。

表4 復合加載試驗機性能

表5 上卸扣試驗機性能

2 試驗結果

2．1 上卸扣試驗

依據標準API RP 5C5［11］和《塔里木油田特殊螺紋接頭油管、套管抽樣上、卸扣試驗補充技術條件》進行上卸、扣試驗，采用最大上扣轉矩，經過2次上、卸扣后，所有試樣均未發生粘扣和密封面損傷現象。第3次上扣（如表6）之后進行后續試驗。

表6 第3次上扣轉矩

2．2 彎曲條件下氣體內壓+拉伸試驗

按照SY／T—6128［12］標準對試樣1Y、2Y和1R進行彎曲條件下氣體內壓加拉伸試驗，加壓介質為干燥氮氣，利用氣泡瓶檢測法檢測試樣泄漏情況。試驗壓力為管體內表面VME達到60%材料屈服強度時的壓力；根據管體內表面VME達到95%材料屈服強度計算試驗加載點。

API RP 5C5—2003／ISO 13679—2002標準7．3．1條規定：試驗載荷（等效復合應力VME）按實測最小壁厚（不大于95%名義壁厚）、實測最小屈服強度和名義外徑或實測外徑平均值計算。在載荷包絡線的任何一個象限，如果接頭的強度小于管體，制造廠應提供該套管試驗載荷的計算方法。試驗載荷計算有3種方法。

1） 按照管體名義外徑177．8 mm、實測最小管體壁厚11．09 mm和實測管體最小屈服強度計算載荷點套管內表面等效復合應力VME（如表4）。試樣1Y按方法一和表4所示程序加載，在載荷序號2保持5 min后接箍現場端斷裂。斷口起源于接箍危險截面內螺紋根部（如圖2）。這說明按照管體壁厚計算的復合應力超過了內螺紋接頭的承載能力。

2） 按照接箍名義外徑193．68 mm、接箍危險截面處實測最小壁厚10．10 mm的95%（9．60 mm）和2Y試樣中管體實測最小屈服強度計算試驗載荷點套管內表面等效復合應力VME（如表4）。試樣2Y、1R按表7所示程序加載后，未發生泄漏和斷裂。

圖2 1Y接箍斷裂位置

3） 按照接箍名義外徑193．68 mm、87．5%接箍危險截面壁厚8．73 mm和實測接箍最小屈服強度計算的載荷點套管內表面等效復合應力VME（制造廠提供，如表7）。

由于方法三不符合試驗載荷點等效復合應力VME按實測最小壁厚（不大于95%公稱壁厚）計算的原則，實際試驗沒有采用。

表7 在彎曲條件下氣體內壓加拉伸試驗加載步驟

2．3 拉伸至失效試驗

試樣2 Y、1R通過彎曲條件下氣體內壓加拉伸試驗后，進行拉伸至失效試驗。2Y試樣從接箍現場端危險截面斷裂，失效載荷為7 509．6 k N；1R試樣堵頭焊接質量存在問題，試樣從堵頭焊縫位置斷裂，失效載荷為7 408．1 k N。

2．4 斷口分析及尺寸測量

1 Y和2 Y試樣從接箍現場端危險截面斷裂，斷口起源于接箍危險截面的內螺紋根部（如圖3）。對斷裂的套管試樣接箍尺寸測定結果表明，接箍斷裂部位沒有明顯的縮頸。

圖3 1Y斷口形貌

3 試驗結果分析

3．1 試驗結果

（3）病情管理主要是關注患者的具體病情以及病情變化并對其進行相應的管理，是治療患者的關鍵部分。該管理模式能夠及時檢查患者疾病的各個指標，并對這些指標進行全面的分析。通過觀察患者的治療效果和不良反應，以記錄患者的藥物治療情況。此外，還要做好患者的健康教育工作，通過開展科普講座的形式，對心血管疾病患者進行知識教育，使患者對自己的病情和治療情況有所了解，并自覺約束促自身行為，積極配合醫生的治療。

試驗結果表明：1Y試樣按照管體名義外徑、實測管體最小壁厚和實測管體最小屈服強度計算載荷點，在載荷點2試驗時接箍就發生斷裂。這說明177．80 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管的接箍內螺紋接頭與管體外螺紋接頭不等強度，接箍為薄弱環節。

3．2 復合載荷條件下套管試驗載荷確定

對于接頭與套管管體等強度的套管，應當按照API RP 5C5—2003／ISO 13679—2002標準7．3．1規定，按實測管體最小壁厚（不大于95%公稱壁厚）確定試驗載荷（等效復合應力VME）。對于接箍內螺紋接頭為薄弱環節的套管，應當按照接箍內螺紋接頭有關參數計算試驗載荷。

試驗結果表明：對于接箍內螺紋接頭為薄弱環節的套管而言，應當按照接箍名義外徑、接箍危險截面處實測最小壁厚的95%（9．60 mm）和管體實測最小屈服強度998 MPa（方法二）計算試驗載荷點，不能按照管體名義外徑、實測管體最小壁厚和實測管體最小屈服強度計算載荷點（方法一），也不能按照接箍名義外徑、87．5%接箍危險截面壁厚和實測接箍最小屈服強度（方法三）計算載荷點。

4 套管接箍優化設計

試驗結果表明：177．8 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管接箍內螺紋接頭與管體外螺紋接頭不等強度，接箍為薄弱環節。如果能設法提高該種套管接箍的承載能力，套管的整體性能將大幅度提高。提高接箍承載能力可以從提高接箍材料強度和增大接箍外徑2方面予以考慮。

4．1 提高接箍材料強度

GB／9711．3—2005／ISO3183-3：1999《石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件》［7］第3部分C級鋼管表7規定，壓力鋼管橫向最低沖擊功為

CVN＝σy／10

式中：σy為屈服強度，MPa。

因此，對于965 MPa（140 ksi）鋼級（σy＝965 MPa），CVN≥97 J（圓整為100 J）；對于1 034 MPa（150 ksi）鋼級（σy＝1 034 MPa），CVN≥103 J（圓整為105 J）。

鋼的強度與韌性、塑性通常表現為互為消長的關系，強度高的韌性、塑性就低。反之，為求得高的韌性、塑性，必須犧牲強度。鋼級越高需要匹配的韌性越高，否則會發生套管脆性開裂事故［14］。1994年，KS1井所用1 034 MPa（150 ksi）鋼級套管螺紋開裂；2003年，TK218井又發生了2起1 034 MPa（150 ksi）套管接箍開裂事故［15-16］，其主要原因就是接箍材料韌性不足所致。

目前，國內外還沒有強度和韌性匹配的1 034 MPa（150 ksi）鋼級套管。如果將接箍鋼級提高到1 034 MPa（150 ksi），其韌性不能保證，在使用過程中很容易發生脆性開裂事故。因此，試圖采用提高接箍鋼級的方法來增加接箍強度的方案目前還不成熟。

4．2 增加接箍外徑

增大接箍外徑可以增加接箍壁厚，提高接箍承載能力，增大接箍外徑必須考慮井眼尺寸。2010年發布的API SPEC 5CT第9版已經將177．8 mm套管接箍外徑由原來的194．46 mm改為200．03 mm。API SPEC 5CT對177．8 mm套管接箍外徑改進前后實物性能計算結果如表8。由表8可知：177．8 mm套管接箍外徑增大5．57 mm后，套管抗內壓能力提高了17．7%，接頭連接強度提高了6．6%。可見，增大接箍外徑之后，套管承載能力大幅度提高。

表8 API SPEC 5CT對177.8 mm套管接箍外徑改進前后實物性能計算結果

一般套管柱都是依據管體強度進行設計的［17］。按照API SPEC 5CT第8版生產的177．8 mm× 12．65 mm V140套管，其連接強度和密封性能低于管體，但其抗擠強度是不會受影響的。因此，應當將現有庫存的該種套管用在對抗內壓和抗拉伸性能要求不高，但對抗擠性能要求高的井段，充分發揮其抗擠性能優越的特點。按照API SPEC 5CT第9版生產的177．8 mm×12．65 mm V140套管，可用于對抗內壓、抗拉伸和抗擠性能要求高的井段。這既能滿足使用要求，又能減少庫存，節約成本。

177．80 mm×12．65 mm V140特殊螺紋接頭套管用于塔里木油田215．9 mm井眼。按照接箍外徑為194．46 mm計算，接箍位置與井眼單邊間隙僅10．72 mm；按照接箍外徑為200．03 mm計算，接箍位置與井眼單邊間隙僅7．94 mm。這說明若采用API SPEC 5CT第9版規定的接箍外徑，接箍位置與井眼單邊間隙會更小，無法保證固井質量。因此，若使用177．8 mm套管，應當考慮適當增大鉆頭尺寸。

5 結論

1） 177．8 mm×12．65 mm套管接箍為薄弱環節，應當按照接箍危險截面尺寸計算試驗載荷，應當按照接箍強度進行套管柱設計。

2） 對于存在蠕變地層的井段采用177．8 mm ×12．65 mm V140特殊螺紋套管，對于其他井段采用接箍內螺紋接頭與管體外螺紋接頭等強度的套管。

［1］劉衛東，呂拴錄，韓勇，等．特殊螺紋接頭油套管驗收關鍵項目及影響因素［J］．石油礦場機械，2009，38（12）：23-26．

［2］安文華，駱發前，呂拴錄，等．塔里木油田油套管國產化研究［J］．石油礦場機械，2010，39（6）：20-24．

［3］姬丙寅，呂拴錄，張宏．非API規格偏梯形螺紋接頭套管連接強度計算研究［J］．石油礦場機械，2011，40（2）：58-62．

［4］呂拴錄，龍平，趙盈，等．339．7mm偏梯形螺紋接頭套管密封性能和連接強度試驗研究［J］．石油礦場機械，2011，40（5）：25-29．

［5］呂拴錄，李鶴林，藤學清，等．油、套管粘扣和泄漏失效分析綜述［J］．石油礦場機械，2011，40（4）：21-25．

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［12］SY／T-6128—1995，油套管螺紋連接性能評價方法［S］．

［13］API Bulletin 5C2 Bulletin on Performance Properties of Casing，Tubing and Drill pipe［S］．Washington DC，1999．

［14］GB／9711．3—2005／ISO3183-3：1999石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件第3部分：C級鋼管［S］．

［15］呂拴錄，康延軍，劉勝，等．井口套管裂紋原因分析［J］．石油鉆探技術，2009，37（5）：85-88．

［16］呂拴錄，李鶴林．V150套管接箍破裂原因分析［J］．理化檢驗，2005，41（Sl）：285-290．

［17］《鉆井手冊（甲方）》編寫組．鉆井手冊（甲方）［K］．北京：石油工業出版社，1990．

Test and Research on Premium Connection of 177.8 mm×12.65 mm V140 Casing

LV Shuan-lu1，2，KANG Yan-jun2，LI Dong-feng3，HAN Jun3，YANG Peng3，QIN Hong-de2，WEN Zhi-ming2，LIU De-ying1
（1．Material Science and Engineering Department，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2．Tarim Oilfield，Korla 841000，China；3．Tubular Goods Research Center，China National Petroleum Corporation，Xi’an 710065，China）

The tests and inspection on material and thread parameter for the premium connection of 177．8 mm×12．65 mm V140 casing specimens were given，and make-up and break-out tests，internal nitrogen pressure and tension tests under bend，and tension to failure tests were carried out．Based on analysis on test result，it is considered that the coupling box was weaker than that of pin，so the test load should be calculated in accordance with the coupling danger section dimension in full-size casing connection tests，and casing connection strength should be counted according to the coupling joint strength for to design casing sting．It is suggested that such casing should be applied in well segment with squirm stratum，and the casing with equal strength between pin and box should be applied in other well segment．

casing；premium connection；make up and break out test；internal pressure test；tension test

TE931．2

A

1001-3482（2014）01-0052-06

2013-07-20

呂拴錄（1957-），男，陜西寶雞人，教授級高級工程師，主要從事石油管材和石油機械質量檢驗及失效分析研究。