油套管接頭強度設計和性能評價

史雪枝

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院（四川德陽618000）

油套管接頭強度設計和性能評價

史雪枝

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院（四川德陽618000）

針對接頭失效的問題，通過油套管柱接頭密封失效機理分析，以及國內傳統油套管柱接頭設計方法與國外的對比分析，認為：傳統油套管柱強度設計標準中，在強度計算方面更多的考慮管體的強度和普通API扣的強度，在強度設計上對接頭的性能重視不夠，在安全系數設置上沒有考慮接頭軸向壓這個系數。進一步分析了典型超深高溫高壓井管柱受力，闡述了加強接頭強度設計和評價的必要性。并結合受力分析的結果和龍崗氣田模擬工況下接頭性能評價的實驗方案，認為交變載荷螺紋性能實驗在軸向壓應力加載上偏低，建議加強油套管柱的受力分析研究來指導加載方案設計。

油套管；強度設計；特殊扣；軸向壓縮應力

隨著世界范圍油氣勘探的不斷推進，深層、超深層逐漸成為油氣資源發展的重要新領域，而且不斷有新發現。然而由于深井超深井井身結構復雜，井下工況存在較多的不確定性，油套管柱脫扣、螺紋密封失效、磨損、擠毀和腐蝕等事故時有發生［1-2］。重點針對接頭失效的問題，從接頭密封失效機理、油套管柱接頭設計方法、接頭性能實驗評價等闡述加強接頭強度設計和評價的必要性。

1　油套管柱接頭密封失效機理

接頭密封失效是深井超深井油套管柱損壞的主要形式之一。對API螺紋（圓螺紋、偏梯形螺紋）及特殊螺紋的密封機理和密封性實物試驗研究表明，API螺紋均為錐度螺紋，設計錐度主要為l/l6（直徑方向），其密封性主要依靠配合螺紋過盈嚙合產生的接觸壓力來獲得，屬錐度螺紋密封［3］。由于結構設計的原因，API螺紋嚙合螺紋間存在一定間隙，這些間隙成為潛在的泄漏通道。所以API螺紋的密封性容易受到多種因素的影響，如螺紋脂的干燥程度、加工公差、上扣控制、復合載荷等。

其中對于復合載荷的影響，有限元計算分析表明，套管在不同軸向載荷作用下，螺牙面上的最大接觸壓力隨著軸向拉伸載荷的增大而增大，且呈現出線性關系。API圓螺紋套管接頭最大接觸壓力出現在公扣的根部，并且前4扣的壓力和各種應力較大，最有可能發生黏扣和屈服破壞。隨著軸向壓力的增加，套管螺紋的接觸壓力隨之減小，當達一定值時套管螺紋的密封就會失效。

2　傳統油套管柱接頭設計方法及存在的問題

2.1強度計算方法

國內傳統的油套管柱強度設計，例如行業標準SY/T 5724-2008《套管柱結構與強度設計》［4］，給出了詳細的管體抗擠強度、屈服強度、抗內壓強度、三軸應力強度的計算公式，對于接頭主要給出了接箍泄漏強度、接箍開裂強度計算公式，但主要針對API螺紋。

2.2強度設計及安全系數

SY/T 5724-2008標準在設計安全系數取值時主要為抗擠、抗內壓、抗拉3個值，抗擠1.00～1.125，抗內壓1.05～1.15，抗拉1.60～2.00。

國外油套管柱強度設計標準非常重視接頭設計，在強度計算上，挪威D-010-R4提出［5］，油氣井管柱的設計邊界條件應為API計算的強度值、Von mise屈服準則計算的強度值以及接頭的性能這三者交叉形成的包絡線。

在安全系數設置上，國外標準通常給出抗拉、抗內壓、抗外擠、三軸、軸向壓等5個系數。其中挪威的標準是抗拉、軸向壓、三軸1.25，內壓、外擠1.1。國外用得較多的還有斯倫貝謝、殼牌等，其中斯倫貝謝對于苛刻工況要求抗拉1.6、抗內壓1.25、抗外擠1.1、軸向壓1.2、三軸1.25。

總之，目前國內的標準在強度計算方面更多的考慮管體的強度和普通API扣的強度，在強度設計上對接頭的性能重視不夠，在安全系數設置上對接頭軸向壓縮性能考慮不夠。

3　深井超深井油套管柱接頭強度設計

借鑒挪威D-010-R4標準的做法，深井超深井套管強度設計時考慮接頭的強度，接頭的強度與API計算的管體強度的最大區別在于抗壓縮性能和抗拉性能。而實際上目前有的100多種特殊扣在抗內壓、抗外擠、抗拉強度上基本能夠達到管體的100%，但在抗壓縮性能上有很大的區別，例如NEW VAM扣是本體的30%，VAM TOP扣是本體的70%，VAM 21扣是本體的100%，FOX扣是本體的40%～50%。正是因為特殊扣產品在抗壓縮性能上的區別，對油套管柱強度設計時有著顯著的影響。結合一口典型井的受力分析和強度校核來說明。

3.1基礎數據

SN4井為一口超深直井，完鉆井深6 681.88m，采用四級套管：Φ508mm×300m+Φ339.73mm×3698m+ Φ244.47mm×6 300m+Φ177.8mm×6 612m，215.9mm裸眼完井。套管均回接至井口，油層套管鋼級P110，回接段采用了Φ177.8mm的12.65mm、10.36mm、11.51mm3種壁厚的套管，FOX扣。油管在封隔器以上采用的是TP-JC扣的88.9mm×6.45mm油管，封隔器以下為73mm×5.51mmEUE油管。

該井6 676.26m處地層壓力為81MPa，地層溫度191.8℃m。泥漿類型為聚磺，泥漿密度1.3g/cm3。生產時井口壓力最高58.8MPa，油嘴控制情況下井口溫度接近70℃，合理產量預計30×104～40×104m3/d，無阻流量250×104m3/d。產出流體為干氣，其中CO2含量8%，H2S含量22～50mg/m3。目前未見到地層水，鄰井同層地層水礦化度15×104mg/L。采用常規投產或酸壓改造投產，單層生產。

3.2計算工況

①井筒準備；②組下測試管柱，泥漿密度1.3g/cm3；③調整管柱、座封封隔器、驗封；④坐油管掛、裝采氣樹、試壓、開安全閥；⑤替漿、打盲堵、關閉循環滑套、擠清水：用比重1.30的鹽水反替井內泥漿，至進出口液性一致。打盲堵，投球，待球入座后打壓關閉E型閥（關閉壓力15MPa），繼續打壓打掉球座；⑥模擬酸化施工：正擠一個油管容積的清水，按照SN3井，施工泵壓95MPa，背壓47MPa，排量取4m3/min，施工規模480m3計算；⑦開井求產。

3.3油層套管受力分析

按照該井完井測試時的實際工況，從循環、坐封封隔器、酸化、放噴、生產等5個工況對油層套管進行了受力分析，如圖1～圖4。可以看出考慮了接頭性能情況下，回接段第1、2段以及懸掛段油層套管的受力均在包絡線范圍內，因此是安全的。但回接套管底部在放噴和生產兩種工況下接近接頭抗壓縮性能的邊界條件，分析認為是因為開井生產時井筒溫度升高，套管為軸向伸長，由于井口等邊界的限制，軸向伸長轉化為軸向壓縮力，最大的軸向壓縮載荷達到1 363.8kN。如果不考慮接頭性能，完井測試過程中套管在軸向上抗拉和抗壓的安全系數是很高的，因此現場技術人員傳統上更多的是關心套管的抗內壓和抗外擠性能。一旦考慮接頭性能，選擇不同的螺紋對強度校核有顯著影響，本例中選擇的是FOX扣，接頭抗壓縮性為本體的40%～50%，校核的結果是回接套管底部（回接段第3段），在放噴和生產兩種工況下接近接頭抗壓縮性能的邊界條件。如果優選更高的VOM TOP，甚至VOM 21扣，校核的結果就是安全的。

4　深井超深井油套管柱接頭性能評價

越來越多的學者開始重視交變載荷下螺紋性能，開展了大量的室內評價，如郭建華等［6］按照龍崗氣田實際使用油管材質及扣型，選擇88.90 mm× 6.45 mm SM 2550-125 VAM TOP扣油管和73.02 mm× 5.51 mm BG 2830-110 BGT1扣油管進行上卸扣和模擬龍崗實際工況條件及95%等效應力（VME）的交變載荷氣密封試驗，充分考慮拉伸、壓縮、內壓和彎曲等不同工況，但加載的軸向壓縮載荷僅為298kN。

圖1　回接段第1段強度校核

圖2　回接段第2段強度校核

圖3　回接段第3段強度校核

例如針對頁巖氣井采用水平井開發，油層套管在大彎曲狗腿度和長水平段的高摩阻和彎曲應力作用下，需要套管有比較高的拉伸/壓縮+彎曲條件下的抗擠和密封性能。筆者認為相比水平井彎曲井眼條件下螺紋一側所受的壓應力，高溫高壓氣井由于溫度上升等因素引起的軸向壓應力更嚴重，更應該引起重視。

典型井受力分析表明，SN4井開井生產工況下最大的軸向壓縮載荷達到1 363.8kN，因此筆者認為目前的交變載荷螺紋性能實驗中軸向壓應力加載偏低，建議加強油套管柱的受力分析研究來指導加載方案設計。

5　認識和建議

1）API螺紋及特殊螺紋的密封性能受螺紋脂的干燥程度、加工公差、上扣控制、復合載荷等影響，對于深井超深井復合載荷來說螺紋密封性能的影響尤為顯著。

2）傳統油套管柱強度設計標準中，在強度計算方面更多的考慮管體的強度和普通API扣的強度，在強度設計上對接頭的性能重視不夠，在安全系數設置上沒有考慮接頭軸向壓這個系數。建議借鑒挪威D-010-R4等標準。

圖4　懸掛段強度校核

3）接頭的強度主要依靠廠家提供的數據，沒有確切的理論計算公式，比較科學的方法是通過室內實驗評價。典型的交變載荷螺紋性能實驗表明軸向壓應力加載偏低，建議加強油套管柱的受力分析研究來指導加載方案設計。

［1］廖華林，管志川，馮光通，等.深井超深井套管損壞機理與強度設計考慮因素［J］.石油鉆采工藝，2009，31（2）：1-6.

［2］萬仁溥.現代完井工程［M］.3版.北京：石油工業出版社，2008.

［3］高連新，史交齊.油套管特殊螺紋接頭技術的研究現狀及展望［J］.石油礦場機械，2008，37（2）：15-19.

［4］石油工業標準化技術委員會石油鉆井工程專標委.套管柱結構與強度設計：SY/T 5724-2008［S］.北京：石油工業出版社，2008.

［5］Well integrity in drilling and well operations：D-010-R4［S］.

［6］郭建華，馬發明.四川盆地高含硫氣井油管螺紋氣密封性能評價與應用——以龍崗氣田為例［J］.天然氣工業，2013，33（1）：128-131.

Aiming at the failure of the joints of tubing and casing string，based on the analysis of the failure mechanism and the compari?son of the design method of the joint in China with abroad，it is held that in the traditional strength design standard for the tubing and casing string in China，more consideration is given to the strength of the tube and the ordinary API buckle，the consideration to the per?formance of the joint is not enough，and When determining the safety factor，the axial pressure of the joint is not considered.In this pa?per，the stress of a typical super deep high temperature and high pressure well tube string is analyzed，and the necessity of strengthening the strength design and performance evaluation of the tubing and casing joint is expounded.Based on the results of tube string stress analysis and the experimental program for the performance evaluation of the joint under the simulated conditions of Longgang gas field，it is held that the axial compressive load in the performance experiment of thread under alternating load is low，and therefore it is sug?gested to strengthen the stress analysis of tubing and casing string to guide the design of loading plan.

tubing and casing；strength design；special buckle；axial compressive stress

史雪枝（1978-），女，博士，高級工程師，主要從事石油工程完井工藝研究工作。

本文編輯：左學敏2016-04-12