N80Q套管脫扣失效分析

曹 峰，劉 慶，索 航，李德君，姚 歡

1.中國石油集團石油管工程技術研究院（陜西西安710077）

2.中國石油煤層氣有限責任公司（北京100028）

3.中國石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司（山西臨汾042200）

N80Q套管脫扣失效分析

曹 峰1，劉 慶2，索 航3，李德君1，姚 歡1

1.中國石油集團石油管工程技術研究院（陜西西安710077）

2.中國石油煤層氣有限責任公司（北京100028）

3.中國石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司（山西臨汾042200）

結合套管在井中的受力狀況以及脫扣事件發生的過程，對脫扣的Ф139.70mm×9.17mmN80Q LC套管進行了材料理化性能分析測試、金相分析、螺紋宏觀形貌分析。指出，導致套管脫扣的直接原因為套管螺紋強度不足，螺紋連接強度不足的原因為上扣過程中產生錯扣、粘扣，進而導致螺紋連接強度降低，最終在試壓作業中發生脫扣事故。對規范下套管作業、防止套管錯扣、脫扣提出了嚴格按照標準要求進行相關作業等意見與建議。

N80Q套管；錯扣；脫扣；標準

1 概況

煤層氣某公司的一口開發井，井深約2 300m，生產套管規格為Ф139.70mm×9.17mmN80Q LC，水泥反高約300m。鉆完井試壓過程中，當壓力達到19MPa時井里傳出“嘭”的響聲，此時壓力再無法提高，也無法保壓，懷疑套管脫扣，停止試壓作業。對“脫扣”套管進行了打撈，發現自井口向下連接第11支套管與第12支套管的接箍現場端脫扣。為了研究清楚套管脫扣的原因并防止類似情況再次發生，煤層氣公司委托第三方機構對脫扣套管進行了失效分析。

2 脫扣宏觀形貌

脫扣套管的宏觀形貌如圖1所示，圖1（a）為第12支套管的接箍，圖1（b）為第11支套管的現場端。

對失效套管的外螺紋部分進行徹底清洗，觀察發現失效套管外螺紋粘扣嚴重，螺紋牙頂幾乎磨平，如圖2所示。與之相對的接箍，由于打撈時進行磨銑作業的緣故，現場端僅留下約60%的接箍，內壁上仍殘留有水泥，接箍由端口向接箍中心方向，第1扣至第16扣螺紋有明顯損傷，特別是第1扣至第9扣螺紋損傷尤為嚴重，如圖3所示。雖然接箍現場端破壞嚴重，但接箍工廠端螺紋相對完好，可以檢測齒高、螺距偏差，經檢測齒高偏差為0，螺距偏差為0，符合API Spec 5B-2008[1]標準要求。

圖1 失效套管與接箍

圖2 失效套管外螺紋形貌

圖3 失效套管接箍形貌

3 脫扣套管性能分析

3.1 材質分析

從失效套管與接箍上取樣，采用ARL4460型直讀光譜儀對試樣材料進行化學成分分析，其化學成分符合API Spec 5CT-2009[2]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如表1、表2所示。失效套管管體與接箍洛氏硬度測試值分別為21.8HRC和21.6 HRC。力學性能試驗結果表明：失效套管管體和接箍的力學性能符合API Spec 5CT-2009標準對N80Q鋼級套管力學性能的要求。

表1 拉伸試驗結果

表2 夏比沖擊試驗結果

3.3 金相分析

從失效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、非金屬夾雜評級、晶粒度。

圖4 失效套管管體金相組織

圖5 失效接箍的金相組織

失效套管的金相組織主要為回火索氏體S回，如圖4所示，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，B0.5，D0.5。失效接箍金相組織為：回火索氏體S回+貝氏體，如圖5所示，晶粒度8.0級。

3.4 失效螺紋形貌分析

在失效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分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6所示。由圖6可以看到失效套管外螺紋從第1扣至第25扣均有損傷。其中第1～15扣螺紋導向面均有不同程度的變形，第1～5扣螺紋損傷尤為嚴重，并且螺紋向承載面方向變形，如圖7中箭頭所指方向；第16～25扣螺紋雖然沒有明顯變形但牙頂被磨平。由此可以判斷現場端螺紋上扣至第25扣。

在失效外螺紋第1扣至第7扣螺紋牙頂上存在一系列相互平行，且與螺紋牙頂大致呈2～3°左右的變形痕跡，如圖7中箭頭所示位置。

圖6 外螺紋損傷情況

圖7 外螺紋端部變形痕跡

與外螺紋相嚙合的接箍螺紋也有明顯損傷。觀察發現接箍現場端螺紋自端部向中心，第1扣至第18扣有變形，如圖8所示。第1扣至第6扣導向面明顯變形，且螺紋倒向接箍中心，如圖8中箭頭方向所示；第9扣至第17扣螺紋牙型發生變形，部分螺紋導向面變形明顯；接箍螺紋第18扣至第28扣螺紋牙型完整，無明顯變形。

4 脫扣套管受力分析

脫扣套管規格為139.70mm×9.17mmN80QLC，按照標準要求該規格套管接箍極限連接強度為2 331kN。脫扣套管井深約2 300m，脫扣位置位于自井口向下第11支與第12支套管的連接處，不考慮套管柱在下放過程中承受的浮力與摩擦阻力，第11支與12支套管連接處的最大載荷約612kN，遠小于套管實際的連接強度。對下井的本批次套管進行了理化試驗與現場質量抽檢，抽檢中未發現質量問題。本文3.1、3.2、3.3章節又對脫扣套管進行了相關性能試驗，試驗結果符合標準要求。脫扣的第11支與12支套管實際載荷遠小于套管的額定載荷，據此可基本排除因套管受力超過其極限連接強度而導致脫扣。

圖8 接箍內螺紋損傷情況

5 綜合分析

通過對管體和接箍理化性能測試發現失效套管管體與接箍的理化性能均符合API Spec 5CT-2009標準要求，因此，管體和接箍材質能夠保證N80Q鋼級套管具有相應的連接強度。

失效管體外螺紋和接箍內螺紋都有明顯的變形與損傷，特別是外螺紋第1扣至第13扣明顯向螺紋的承載面方向變形，即圖6中箭頭所指的方向；接箍內螺紋的第1扣至第6扣的變形方向也明顯倒向螺紋的承載面。API圓螺紋嚙合后的情況如圖9所示，若此時施加一個沿管體縱向的力使螺紋發生滑脫，則接箍和管體的螺紋在外力的作用下將發生變形，螺牙將會倒向導向面一側。由此可以判斷螺紋牙型的變形損傷不是螺紋滑脫造成的，而是在螺紋嚙合過程中形成的。此外，圓螺紋嚙合后，齒兩側的接觸應力大小在螺紋嚙合全長上呈“馬鞍型”分布[3-5]，即前后端螺紋接觸應力高，中間螺紋接觸應力低。接觸應力高的螺紋部分在螺紋滑脫時變形越大，而通過對失效管體與接箍螺紋的分析可知，外螺紋的變形主要集中在第1～16扣，而第20～25扣齒底被磨平，并沒有明顯拉脫變形的痕跡。接箍螺紋變形損傷主要集中在螺紋前半部分，從第19扣開始牙型完好也沒有明顯拉脫變形的痕跡。

圖9 API圓螺紋嚙合形貌

在失效管體外螺紋第1至第6扣上觀察到相互平行的溝槽狀的螺紋變形痕跡，這些相互平行的溝槽與螺線大致呈2～3°角。造成這樣的損失主要是由于螺紋上扣錯扣造成的。錯扣是指螺紋旋合時，螺紋軸線產生傾斜，使外螺紋未旋合到內螺紋螺旋槽內，而外螺紋齒頂和內螺紋齒頂發生干涉。錯扣將會導致螺紋損傷，使螺紋齒形發生變形，并有可能導致螺紋粘扣。螺紋變形與損傷將會直接導致螺紋連接強度的降低。

從脫扣套管的實際載荷分析，脫扣處載荷遠小于套管實際連接強度。結合宏觀斷口分析、金相組織檢測、失效螺紋形貌分析的結果可以判斷：螺紋嚴重損傷是導致套管脫扣的直接原因，而現場上扣錯扣又是導致螺紋損傷的原因。

下套管作業是鉆井作業中極為重要的一個環節，下套管作業操作不當將會導致極為嚴重的質量事故并對后續生產帶來難以估量的經濟損失。結合本文脫扣套管的失效情況，建議今后在下套管作業中重點從以下幾個方面加強管理，防止類似事故再次發生。

1）上扣前將內外螺紋清洗干凈并無污物殘留。

2）對扣前在內外螺紋表面均勻涂抹螺紋脂，涂抹的螺紋脂應符合標準要求。

3）建議使用對扣器輔助對扣，若發生錯扣應及時卸扣并觀察螺紋是否有損傷，即使有輕微的損傷也應更換套管。

4）上扣速度遵循慢-快-慢節奏，即起始兩扣與最后兩扣應緩慢上扣，中間扣可適當加速上扣，但上扣速度不應超過25r/min，上扣扭矩值應控制在標準要求范圍內。

6 結論與建議

1）失效套管管體與接箍的材質、力學性能符合API Spec 5CT-2009標準對N80Q鋼級套管的要求。

2）對脫扣套管的宏觀、微觀形貌分析以及對脫扣套管的性能參數、受力狀況進行推斷，下套管作業中的套管錯扣進而粘扣、螺紋變形導致連接強度降低，最終在試壓作業中試驗壓力遠未達到其極限載荷的情況下出現脫扣。

3）為了防止套管脫扣事故再次發生，建議加強下套管作業管理，嚴格按照標準要求進行相關作業。

[1]石油部石油勘探開發科研院.石油天然氣工業套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗:GB/T 9253.2-1999[S].北京:中國標準出版社,1999.

[2]中國石油集團石油管工程技術研究院.石油天然氣工業油氣井套管或油管用鋼管:GB/T 19830-2011[S].北京:中國標準出版社,2011.

[3]陳守俊,桑勝舉,張毅,等.套管螺紋牙齒面接觸應力分布研究[J].泰山學院學報,2010,32(3):49-55.

[4]袁光杰.API圓螺紋接頭力學性能的數值仿真與試驗研究[D].上海:上海交通大學,2004.

[5]王治國,張毅.API圓螺紋油管接頭上扣與拉伸過程的有限元應力分析[J].試驗與研究,2001,30(3):20-25.

The physical and chemical properties and the metallographic phase of the material of the dropped out Ф139.70×9.17 N80Q LC casing are tested and analyzed,and the macro morphology of its thread is analyzed according to the stress condition of casing in bore?hole and the process of dropout incident.It is pointed out that the direct cause leading to the dropout of the casing is the insufficient strength of casing thread,which is caused by the thread alternating and thread gluing in making-up process.It is suggested to strictly comply with the requirements in standard in the related operations to prevent the thread alternating and dropout of casing.

N80Q casing；thread alternating；dropout；standard

賈強

2016-04-27

曹峰（1984-），男，工程師，主要從事石油專用管材產品科研、質量監督及工程技術服務工作。