P110套管螺紋斷裂失效分析

曾 鐘, 王飛宇, 侯 鐸, 張志東, 李 淼

(1. 中石油川慶鉆探工程有限公司 安全環(huán)保質(zhì)量監(jiān)督檢測(cè)研究院， 廣漢 618300；2. 西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 成都 610500)

P110套管螺紋斷裂失效分析

曾 鐘1, 王飛宇2, 侯 鐸2, 張志東1, 李 淼1

(1. 中石油川慶鉆探工程有限公司 安全環(huán)保質(zhì)量監(jiān)督檢測(cè)研究院， 廣漢 618300；2. 西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 成都 610500)

某油田開(kāi)采井使用的P110鋼級(jí)套管在使用過(guò)程中出現(xiàn)斷裂失效。使用宏觀形貌分析、化學(xué)成分分析、金相檢驗(yàn)、力學(xué)性能測(cè)試的方法，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中失效套管的使用、維護(hù)及螺紋端部的使用狀況分析，詳細(xì)分析了套管螺紋斷裂失效的原因并提出預(yù)防措施。結(jié)果表明：該套管斷裂性質(zhì)屬于疲勞斷裂；套管上卸扣過(guò)程中的不規(guī)范操作增大了螺紋端局部接觸應(yīng)力，裝配過(guò)程中套管與接箍螺紋的軸線偏斜導(dǎo)致螺紋間存在間隙，局部接觸應(yīng)力過(guò)大導(dǎo)致螺紋面上的金屬產(chǎn)生變形和磨損；螺紋旋進(jìn)阻力增大、下井前僅部分旋入，是造成套管螺紋斷裂失效的主要原因。

P110套管；疲勞斷裂；偏斜；應(yīng)力

套管是石油工業(yè)中大量使用的管具，在井筒中起到支撐井壁、封固地層和防坍塌的作用。套管與接箍相連的螺紋接頭部位是套管連接中的薄弱環(huán)節(jié)，套管長(zhǎng)期在交變載荷下工作，加上井內(nèi)液體腐蝕等因素的影響，導(dǎo)致套管在使用過(guò)程中經(jīng)常會(huì)在連接螺紋處發(fā)生疲勞斷裂、漏失、擠毀、粘扣、破損、偏磨、腐蝕等失效事件[1-2]，而其中超過(guò)80%的失效事故與螺紋粘扣有關(guān)[3]。套管螺紋一旦發(fā)生粘扣，會(huì)嚴(yán)重影響套管連接的密封性和結(jié)構(gòu)完整性，往往引發(fā)斷裂，甚至導(dǎo)致管柱落井，嚴(yán)重時(shí)還會(huì)導(dǎo)致油井報(bào)廢，造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失[4]。

筆者以某油田P110鋼級(jí)套管螺紋失效事件為案例，通過(guò)對(duì)失效套管進(jìn)行宏觀形貌分析、化學(xué)成分分析、金相檢驗(yàn)、力學(xué)性能測(cè)試，并結(jié)合以往套管失效的類(lèi)型和影響因素[5-6]，尋找套管螺紋斷裂失效的原因，以期為管材的失效分析及油、氣田套管的防護(hù)和管理提供參考。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 宏觀形貌分析

該P(yáng)110套管規(guī)格為φ139.7 mm×7.72 mm，在服役過(guò)程中發(fā)生橫向斷裂，斷裂部位在套管螺紋旋入接箍最后一扣處，如圖1(a)所示。觀察斷口發(fā)現(xiàn)，斷面較為平整，其上有明顯的不對(duì)稱(chēng)人字紋，人字紋收斂于斷口裂紋源區(qū)，如圖1(b)所示。

圖1 斷裂套管及斷口區(qū)的宏觀形貌Fig.1 Macroscopic morphology of the fractured casing pipe and the fracture:(a) the fractured casing pipe; (b) the fracture surface

圖2 套管螺紋的宏觀形貌Fig.2 Macroscopic morphology of the thread of the casing pipe:(a) connection part between the casing pipe and the coupling thread; (b) fractured thread of the casing pipe

為了更好地觀察和分析套管螺紋端部斷裂失效的原因，將接箍沿縱向切開(kāi)觀察接箍與兩側(cè)套管連接的縱向形貌，如圖2(a)所示?？梢?jiàn)左側(cè)螺紋正常旋入接箍?jī)?nèi)，經(jīng)測(cè)量旋合長(zhǎng)度為74 mm；右螺紋未完全旋入接箍?jī)?nèi)，旋入部分的長(zhǎng)度僅為45 mm；旋合部分的內(nèi)螺紋與外螺紋之間存在約1 mm的間隙，間隙內(nèi)充滿(mǎn)了泥漿涸化物，套管在旋入螺紋的最后一扣處發(fā)生斷裂。測(cè)得套管斷裂處的管壁厚為4.46 mm，完好套管最后一扣螺紋處的壁厚為5.56 mm，套管內(nèi)孔直徑為124.70 mm。將斷裂套管螺紋的有效旋入部分取出發(fā)現(xiàn)，螺紋表面布滿(mǎn)銹跡，螺紋溝槽處充滿(mǎn)泥漿涸化物，螺紋嚙合面嚴(yán)重受損，如圖2(b)所示。

為了了解失效套管的螺紋損傷形式，將圖2(b)所示螺紋進(jìn)行除銹和清洗后觀察發(fā)現(xiàn)，螺紋端部出現(xiàn)嚴(yán)重的黏著磨損和擠壓變形，并主要集中于外螺紋第一扣上，其余螺紋嚙合面上的磨損、擠壓現(xiàn)象不明顯，如圖3所示。

圖3 螺紋嚙合面的宏觀形貌Fig.3 Macroscopic morphology ofmating surface of the thread:(a) one side of the thread; (b) the matching surface on the back of (a)

失效套管的宏觀分析結(jié)果顯示，接箍與套管外表面未出現(xiàn)擠壓變形，可排除液壓鉗過(guò)扭矩或夾緊力過(guò)大的因素造成套管失效；左側(cè)套管的外螺紋已全部旋入接箍?jī)?nèi)，旋合長(zhǎng)度為74 mm；而右側(cè)套管的外螺紋旋入部分的長(zhǎng)度僅為45 mm，比較斷裂部分與左側(cè)未斷部分相應(yīng)位置的壁厚可見(jiàn)，右側(cè)螺紋的加工情況與左側(cè)套管的沒(méi)有很大差別，因此排除螺紋加工因素對(duì)套管失效的影響。

1.2 化學(xué)成分分析

在失效套管斷裂部位取樣，使用移動(dòng)式金屬分析光譜儀對(duì)試樣進(jìn)行化學(xué)成分分析，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。將其與API Spec 5CT-2011(第9版)《套管和油管規(guī)范》對(duì)P110套管的要求進(jìn)行比較，可見(jiàn)失效套管的化學(xué)成分符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.3 金相檢驗(yàn)

在失效套管斷裂部位取樣，并用1～7號(hào)金相砂紙逐級(jí)打磨，經(jīng)拋光處理后置于金相顯微鏡下進(jìn)行觀察，失效套管的組織形貌如圖4所示。失效套管的非金屬夾雜物為D類(lèi)夾雜物，細(xì)系為2.5級(jí)，如圖4(a)所示；晶粒度為10.5級(jí)，如圖4(b)所示；顯微組織為回火索氏體，如圖4(c)所示。結(jié)果表明失效套管的非金屬夾雜物級(jí)別并不高，晶粒較細(xì)，組織為良好的調(diào)質(zhì)組織。

表1 P110套管的化學(xué)成分(質(zhì)量分?jǐn)?shù))

1.4 力學(xué)性能測(cè)試

在失效套管斷裂部位取3組試樣，制成標(biāo)準(zhǔn)緊湊拉伸試樣，室溫下在WAW-Y500型微機(jī)控制電液伺服萬(wàn)能試驗(yàn)機(jī)上進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。通過(guò)與API Spec 5CT-2011(第9版)進(jìn)行比較，可見(jiàn)失效套管的力學(xué)性能符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

圖4 P110套管斷裂部位的顯微組織形貌Fig.4 Microstructure morphology of fractured part of the P110 casing pipe: (a) non-metallic inclusions; (b) grains; (c) microstructure

表2 P110套管的力學(xué)性能

2 分析與討論

2.1 螺紋顯微形貌分析

采用掃描電子顯微鏡(SEM)對(duì)圖3(a)中的螺紋損傷部位進(jìn)一步觀察，結(jié)果如圖5所示。由圖5(a)可以看到，螺紋嚙合面上存在大量的黏著磨損和擠壓變形，將圖5(a)中黃色區(qū)域放大可看到一處明顯的金屬碎屑。這表明在起下扣過(guò)程中套管螺紋處于過(guò)載狀態(tài)，造成局部接觸應(yīng)力過(guò)大，在旋進(jìn)過(guò)程中產(chǎn)生的金屬碎屑附著于螺紋表面從而阻礙了螺紋的旋進(jìn)，于是加大旋進(jìn)力度，又進(jìn)一步提高了螺紋嚙合面的局部接觸應(yīng)力，螺紋嚙合面上出現(xiàn)了黏著磨損和擠壓變形，最終發(fā)生粘扣失效。

圖5 螺紋嚙合面的掃描電鏡形貌Fig.5 SEM morphology of mating surface of the thread: (a) adhesive wear and extrusion deformation on the thread surface;(b) metal debris generated by adhesive wear

2.2 斷口顯微分析

套管螺紋的斷口微觀形貌顯示，起裂處的金屬開(kāi)裂面光滑，無(wú)夾雜物、腐蝕坑等易引發(fā)開(kāi)裂的缺陷，如圖6(a)所示；裂紋源附近區(qū)域有疲勞條紋，并向裂紋源區(qū)收斂，如圖6(b)所示。

圖6 套管螺紋斷口的掃描電鏡形貌Fig.6 SEM morphology of thread fracture of the casing pipe:(a) fatigue striation of the crack source region; (b) fatigue striation of the crack propagation region

接箍?jī)?nèi)螺紋與套管外螺紋之間存在約1 mm的間隙，間隙內(nèi)充滿(mǎn)了泥漿涸化物，其原因在于裝配時(shí)的軸線偏斜。已有資料和分析結(jié)果表明：公扣大端第一扣螺紋和最后一扣螺紋處的應(yīng)力集中最為嚴(yán)重[7-8]。如圖7(a)所示，正常旋合的螺紋雖然在箭頭區(qū)域存在應(yīng)力集中，但并不會(huì)造成套管螺紋的斷裂失效。但在軸線偏斜的情況下，套管旋入接箍第一扣螺紋處產(chǎn)生過(guò)大的局部接觸應(yīng)力，導(dǎo)致螺紋嚙合面上產(chǎn)生黏著磨損和擠壓流變；在液壓鉗扭矩的作用下繼續(xù)旋進(jìn)，旋進(jìn)過(guò)程中產(chǎn)生的金屬碎屑附著于螺紋面上，阻礙了螺紋的旋進(jìn)，直到液壓鉗施加的扭矩不能使套管螺紋繼續(xù)前進(jìn)為止。圖7(b)所示的螺紋尾部箭頭所指的凹槽可看成螺紋的缺陷部位，在應(yīng)力的作用下萌生裂紋源，隨著裂紋的擴(kuò)展，最終導(dǎo)致套管在該處發(fā)生疲勞斷裂。

圖7 螺紋粘扣及斷裂失效原理圖Fig.7 The principle diagram of the thread gluing and fracture failure:(a) normal mated thread; (b) thread with deviated axis

3 結(jié)論與建議

(1) 該P(yáng)110套管的斷裂失效屬于疲勞斷裂，套管材料的性能符合標(biāo)準(zhǔn)要求。套管與接箍的螺紋組合在下井之前僅部分旋入，螺紋間存在間隙，在這種情況下套管螺紋未能繼續(xù)旋進(jìn)至規(guī)定位置，其原因與裝配時(shí)的軸線偏斜等操作不當(dāng)有較大關(guān)系。

(2) 裝配時(shí)該套管軸線偏斜，使螺紋產(chǎn)生局部接觸應(yīng)力，在套管螺紋面局部產(chǎn)生了明顯的黏著磨損和擠壓流變，旋入螺紋最后一扣處發(fā)生非正常疲勞斷裂，最終導(dǎo)致套管螺紋粘扣和斷裂。

(3) 規(guī)范的操作是預(yù)防套管失效的重要因素。建議井隊(duì)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)操作管理，嚴(yán)格控制上扣扭矩，并均勻涂抹螺紋脂，改進(jìn)現(xiàn)有液壓鉗的操作方式，對(duì)液壓鉗的上螺紋速率和上卸扭矩進(jìn)行控制；盡可能按照API RP 5C1-1999和GB/T 17745-2011的要求進(jìn)行套管的使用和維護(hù)；改進(jìn)套管卡緊方式，減小接箍形變，提高上扣過(guò)程中的對(duì)中性。

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Fracture Failure Analysis of the Thread of the P110 Casing Pipe

ZENG Zhong1, WANG Feiyu2, HOU Duo2, ZHANG Zhidong1, LI Miao1

(1. Safety Environmental Quality Supervision and Inspection Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company, Guanghan 618300, China; 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

Fracture failure occurred to a P110 grade casing pipe used in an oil extraction well during the using process. By methods of macroscopic morphology analysis, chemical composition analysis, metallographic examination and mechanical property test, the reasons for the fracture failure of the casing thread were analyzed in detail and the preventive measures were put forward combined with the use, maintenance of failure casing and the behavior in service of the end of the thread in the field of construction process analysis. The results show that: the failure mode of the casing pipe was fatigue fracture; non-standard operation during the shackle process of the casing pipe increased the stress of local contact threaded end; during the assembly process of the casing pipe and the coupling thread, the axis deviation led to the gap between the threads; the excessive local contact stress caused the deformation and wear of the metal on the threaded surface; the main reasons of the fracture failure of the casing thread were that the resistance of the screw thread increased and only a part of the thread screwed in before down well.

P110 casing pipe; fatigue fracture; deviation; stress

質(zhì)量控制與失效分析

10.11973/lhjy-wl201705012

2016-06-23

曾 鐘(1984-)，男，工程師，主要從事石油機(jī)械產(chǎn)品性能檢測(cè)、材料檢測(cè)及相關(guān)失效分析工作，284187142@qq.com

TE988

B

1001-4012(2017)05-0357-04