生產套管試壓作業中螺紋脫扣原因分析

曹　峰，劉　慶，索　航，李德君，姚　歡，白　強

(1.中國石油集團石油管工程技術研究院　陜西　西安　710077；2.中石油煤層氣有限責任公司　北京　100028；3.中石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司　山西　臨汾　042200)

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·失效分析與預防·

生產套管試壓作業中螺紋脫扣原因分析

曹峰1，劉慶2，索航3，李德君1，姚歡1，白強1

(1.中國石油集團石油管工程技術研究院陜西西安710077；2.中石油煤層氣有限責任公司北京100028；3.中石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司山西臨汾042200)

通過對脫扣套管材料理化性能分析、宏觀分析、微觀分析，結合現場作業過程分析，得出導致套管脫扣的直接原因為粘扣，導致螺紋粘扣的原因有接箍鋼級不符合標準要求、上扣作業中夾持位置不當以及管柱壓力測試時壓力值偏大。還對規范下套管、試壓作業程序、加強套管質量管理提供了意見與建議。

套管；脫扣；粘扣；鋼級；試驗壓力

1　基本情況

某公司一口開發井，設計井深2 300 m，油層套管規格為139.70 mm×9.17 mm-N80Q-LC。固井后按設計要求進行試壓作業，試驗壓力30 MPa，保壓30 min，無壓降，結果符合設計要求。后因故將試壓工藝改為試驗壓力50 MPa，保壓30 min，壓降不超過0.5 MPa，按此要求進行了第二次試壓作業，當壓力提升至50 MPa時，井里傳出一聲巨響，壓力迅速下降，油層套管環空有大量水涌出，疑似套管脫扣。上提套管柱，發現由井口向下第25根套管(含2根短節)現場端脫扣，如圖1所示。

隨后下入打撈工具，撈出與失效套管相配合的接箍，如圖2所示(由于打撈工具失效無法將工具從接箍內取出，因此將接箍縱向對稱切開取出打撈工具)。

圖1　脫扣的套管

2　宏觀分析

對脫扣套管的外螺紋部位與接箍進行徹底清洗，觀察發現脫扣套管外螺紋粘扣嚴重，自第1扣至第21扣螺紋均出現了較為嚴重的粘扣，特別是第19扣至第21扣，螺紋牙型輪廓幾乎無法辨識，如圖3所示。與之配合的接箍也出現了嚴重粘扣，如圖4所示。

圖2　脫扣的接箍

圖3　脫扣套管外螺紋形貌

圖4　脫扣接箍內螺紋形貌

觀察失效接箍外表面，發現接箍外表面上存在多組夾痕。為了方便說明夾痕的位置，令縱向水平切開的2條切口分別為3點鐘、9點鐘方向，與之垂直的方向分別為12點鐘、6點鐘方向，如圖5所示。失效接箍上的夾痕情況如圖6～9所示。從接箍外表面可以觀察到5種形貌的夾痕。如圖6所示，從12點鐘方向可以明顯看到3種夾痕，第1種夾痕形態規則，沿接箍縱向呈線形分布，靠近現場端，此夾痕是接箍在工廠內上扣留下的夾痕。第2種夾痕靠近接箍工廠端端部，并且該夾痕只在圖6上觀察到而在圖7中(6點鐘方向)相似位置并沒有觀察到類似的夾痕，此種夾痕應是在拆卸打撈工具時形成的。第3種夾痕主要出現在接箍現場端端部，由許多規則排列的細小壓痕沿縱向平行組合而成，細牙痕長約10 mm，彼此之間間距約5 mm，夾痕總長約60 mm，這類夾痕與套管上卸扣使用的動力鉗顎板夾痕相似，且這類夾痕沿環向對稱分布，如圖6～圖9所示。第4種夾痕為細長狀夾痕，主要集中在3點至6點至9點的區域內，而在其余區域并沒有發現此類夾痕，如圖7所示。第5種夾痕為點狀的小坑，此類夾痕也呈區域分布，如圖7所示。由接箍外表宏觀形貌可知，除了第2種夾痕出現在接箍工廠端端部之外，其余的4種夾痕都出現在接箍的中部、中上部靠近接箍現場端的部位。

圖5　脫扣接箍位置示意圖

圖6　從12點鐘方向觀察到接箍外表面的夾痕

圖7　從6點鐘方向觀察到接箍外表面的夾痕

圖8　從3點鐘方向觀察到接箍外表面的夾痕

圖9　從9點鐘方向觀察到接箍外表面的夾痕

3　測試結果分析

3.1材料成分分析

從失效套管管體與接箍上分別取樣，采用ARL4460型直讀光譜儀對試樣材料進行化學成分分析，結果表明，套管管體與接箍材料的化學成分符合API Spec 5CT[1]標準要求。

3.2力學性能分析

從失效套管管體及接箍上取樣進行縱向拉伸性能、橫向夏比V型沖擊和洛氏硬度測試。拉伸性能與夏比沖擊試驗結果見表1、表2。失效套管管體與接箍洛氏硬度測試值分別20.4 HRC和12.1 HRC。力學性能試驗結果表明：失效套管管體的力學性能符合API Spec 5CT標準對N80Q鋼級套管力學性能的要求，但接箍的屈服強度與拉伸強度則明顯低于API Spec 5CT標準對N80鋼級套管接箍力學性能的要求。為了核實接箍拉伸試驗結果的準確性，隨即對接箍的拉伸性能進行復驗，結果見表1。復驗結果與初次檢驗結果一致。

3.3螺紋參數檢測

脫扣套管外螺紋損傷嚴重，無法檢測螺紋參數，但接箍工廠端螺紋較為完好，雖然接箍被縱向剖開無法測量螺紋錐度和緊密距，但接箍的齒高偏差和螺距偏差均可測量，檢測結果分別為-0.03和0，符合API Spec 5B[2]標準要求。對與脫扣同批次的9支Φ139.70 mm×9.17 mm N80Q-LC套管和接箍進行螺紋參數檢測。檢測前，內、外螺紋經徹底清洗，檢測結果見表3、表4，符合API Spec 5B、API Spec 5CT標準要求。

表1　拉伸試驗結果

表2　夏比沖擊試驗結果

表3　套管外螺紋檢測結果

表4　套管內螺紋及幾何尺寸檢驗結果

3.4金相分析

從脫扣套管管體與接箍上切取金相試樣進行顯微組織分析。金相分析內容主要包括組織分析、非金屬夾雜物評級和晶粒度級別。

脫扣套管的金相組織主要為回火索氏體S回，在套管管體外表面附近發現有一定量的上貝氏體B上，如圖10、圖11所示；該組織為N80Q套管典型的調質熱處理組織，晶粒度為8.0級，非金屬夾雜物等級為A0.5，B1.5，D0.5。失效接箍金相組織為：珠光體P+鐵素體F+貝氏體B，如圖12所示。

圖10　失效套管管體心部金相組織

圖11　失效套管管體外表面金相組織

圖12　失效接箍的金相組織

3.5脫扣套管螺紋形貌分析

在脫扣的套管管體外螺紋與接箍內螺紋段采用線切割的加工方式，沿縱向切取完整的螺紋條狀試樣，通過制備內、外螺紋部位的金相試樣進一步觀察螺紋的損壞情況。由于完整的螺紋試樣太長無法完成金相試樣的制備，因此用線切割將完整的螺紋條狀試樣大致等分成三段分別進行金相試樣的制備。失效套管外螺紋微觀形貌如圖13所示。由圖13可以看到失效套管外螺紋從第1扣至第21扣均有嚴重的損傷，扣型均不完整，其中第10～12扣以及第19扣～第22扣螺紋牙頂完全磨平。第23～25扣螺紋牙型較為完整，沒有明顯的變形。由此可以判斷現場端螺紋上扣至第22扣。

圖13　管體外螺紋損傷情況

與外螺紋相嚙合的接箍螺紋損傷更加嚴重。在失效接箍上切取一段螺紋進行掃電鏡分析，發現幾乎所有嚙合的內螺紋都發生了明顯的塑性變形與粘扣，螺紋牙頂完全被磨平，如圖14所示。

4　綜合分析

結合宏觀螺紋、壓痕分析、微觀螺紋損傷分析、管體與接箍力學性能、金相組織檢測的結果可以判斷：螺紋粘扣是導致該井在試壓作業中套管脫扣的直接原因，螺紋粘扣會降低螺紋的連接強度。

影響API圓螺紋套管連接強度的主要因素包括管材力學性能、螺紋參數、上扣操作等方面[3-5]。通過對管體和接箍力學性能進行檢測發現失效套管管體的強度符合API Spec 5CT標準對N80Q鋼級套管力學性能的要求，但與之配合的接箍的屈服強度和抗拉強度則遠低于API Spec 5CT標準對N80Q鋼級套管接箍的要求，僅達到J55鋼級水平，接箍強度的降低勢必會導致套管接頭連接強度的降低。同時由于現場上扣時，上扣扭矩的設定是按照N80Q鋼級進行設定(最佳扭矩5 800 N·m)，而實際上扣的接箍卻是J55鋼級性能，這一扭矩對于接箍而言過大，增加了上扣過程中螺紋粘扣的風險。

在螺紋參數方面，螺紋錐度、齒高和緊密距對圓螺紋套管的連接強度有較大影響。螺紋檢測結果顯示錐度、齒高、緊密距、螺距都符合API Spec 5B標準要求。

通過對接箍外表面夾痕的分析，可知：由于下套管、起套管、拆卸打撈工具等操作，接箍外表上出現了5種明顯的夾痕，并且其中的4種夾痕都出現在接箍的現場端附近，特別是第3類夾痕與套管動力鉗夾痕相似，并出現在接箍現場端端口位置，如圖6、圖7所示?，F場上扣作業時，動力鉗背鉗夾持位置不當也是導致螺紋粘扣又一原因。

第二次壓力測試作業中試驗壓力為50 MPa，這一壓力接近139.70 mm×9.17 mm-N80Q-LC極限承受能力，而接箍力學性能測試結果表明脫扣套管接箍性能僅達到J55鋼級水平，則此壓力遠超該規格J55鋼級的極限承受能力，這一測試壓力也遠超SY/T 5467-2007標準規定的管柱測試壓力，所以超壓測試也是套管脫扣的另一原因。

5　結論與建議

1)導致套管脫扣的直接原因為螺紋粘扣，導致粘扣的原因有現場上扣時夾持位置不當，此外脫扣套管接箍力學性能偏低也加大了套管粘扣、脫扣的風險。

2)建議規范現場上扣作業，特別在上扣過程中注意夾持位置，以免夾持位置不當引起扭矩異常進而對產生粘扣風險。

3)建議進一步加強試壓作業管理，嚴格按照標準規定進行試壓工作以防壓力過大引起套管粘扣、脫扣風險。

4)建議加強油田物資質量管理，增大力學性能抽檢力度，以防不合格油管流入現場使用環節進而造成質量事故。

[1] API.套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗規范:API Spec 5B-2008[S].石油標準化研究所，2008.

[2] API.套管和油管規范:API Spec 5CT-2012[S].石油標準化研究所，2012.

[3] 張國強，王新虎.油套管螺紋粘扣技術研究進展[J].石油礦場機械,2008，37(2):78-81.

[4] 呂拴錄,袁鵬斌,張偉文，等.某井N80鋼級套管脫扣和粘扣原因分析[J].鋼管,2010.39(5):57-60.

[5] 呂拴錄,駱發前,周杰，等.API油套管粘扣原因分析及預防[J].鉆采工藝,2011，33(6):80-83.

Causes of the Thread off in Production Casing Pressure Test Operation

CAO Feng1,LIU Qing2, SUO Hang3,LI Dejun1,YAO Huan1,BAI Qiang

(1.CNPCTubularGoodsResearchInstitute，Xi′an,Shaanxi710077,China;2.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimited,Beijing100028,China;3.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimitedLinfenBranch,Linfen,Shanxi042200,China)

Through the thread off casing material and performance analysis, macro analysis, micro analysis, combined with field operation process analysis, it is concluded that the direct cause of thread off casing is gluing. The cause of thread gluing is that the steel grade can not meet the standard requirements, thread work clamping position is not right, and pressure value is too large in tube column pressure test operation. The suggestions and advices are given to the casing running into the wellbore, pressure test operation, and the casing quality management.

casing; thread off; thread gluing; steel grade; test pressure

曹峰，男，1984年生，工程師，2009年畢業于西安石油大學油氣井工程專業，現主要從事石油專用管材產品科研、質量監督工作及工程技術服務工作。E-mail：caofeng003@cnpc.com.cn

TE931.2

A

2096-0077(2016)04-0046-05

2016-03-23編輯：馬小芳)