某氣井套管螺紋粘扣原因

王 帥, 夏曉輝, 柳 楠, 肖 峰, 鄺獻任

(1.中國石油集團石油管工程技術研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室, 西安 710077；2.中國石油塔里木油田分公司, 庫爾勒 841000)

石油套管是油氣開采過程中必須使用的主要管件，其用量巨大，占石油工業用鋼的50%左右。石油套管是通過螺紋逐根連接的，在石油套管的服役過程中，超過80%的事故均發生在螺紋接頭處，粘扣是其主要原因之一。目前國內對石油套管螺紋連接及粘扣的研究較少，而引發粘扣的原因較多，不僅與螺紋的加工質量有關，也與現場操作有關。某氣井鋼級為P110的偏梯形螺紋套管接連發生粘扣事故，筆者采用宏觀分析，螺紋參數檢測，上、卸扣試驗以及螺紋磷化層掃描電鏡分析等方法，分析了該套管發生粘扣的原因，為此類事故的控制與預防提供參考。

1 理化檢驗

1.1 宏觀觀察

該套管的內、外螺紋宏觀形貌如圖1所示。套管外螺紋區域整體呈現金屬光澤，局部可見明顯銹蝕痕跡，外螺紋變形嚴重，整個螺紋區域均呈金屬熔融狀，大部分區域已看不出螺紋牙形貌[見圖1a)]；套管接箍內螺紋區域呈金屬光澤，螺紋牙磨損痕跡明顯，局部區域可見螺紋牙金屬發生熔融痕跡[見圖1b)]。

圖1 套管的內、外螺紋宏觀形貌

1.2 螺紋參數測量

螺紋參數對其抗粘扣性能有很大的影響，合理地控制螺紋參數可以提高套管的抗粘扣性能[1]。因為現場粘扣套管螺紋的部分區域已模糊不清，選取與粘扣套管同扣型、同材料及同批次生產的2組新套管(帶外螺紋套管2根，帶套管接箍2根)，分別編號為1#，2#，3#，4#，對其進行螺紋參數測量，結果如表1，2所示。由表1，2可以看出,套管的螺紋參數符合技術要求。

表1 套管外螺紋參數測量結果

表2 套管內螺紋參數測量結果

1.3 掃描電鏡及能譜分析

為了提高套管的抗粘扣性能，通常在套管接箍內表面進行鍍層處理，常見的鍍層包括磷化、鍍銅等，鍍層厚度的分布影響螺紋緊密距及徑向過盈量，從而影響套管的抗粘扣性能[2]。分別從3#，4#套管接箍處取樣，用TESCAN VEGA3 XMU型掃描電子顯微鏡及INCA350型能譜分析儀分別對試樣的剖面鍍層進行分析。

經掃描電鏡觀察可知：套管接箍螺紋表面部分區域鍍層厚度約為0～15 μm，厚度分布不均，部分區域存在鍍層缺失的現象。對4#試樣鍍層區域進行能譜分析，分析位置及其能譜圖如圖2所示。由圖2可知:鍍層的化學成分主要為P，Mn，O和Fe元素，該套管接箍表面鍍層為磷化層。

圖2 4#試樣接箍螺紋內表面能譜分析位置及其能譜圖

3 上、卸扣試驗

3.1 試驗方法

根據該規格套管的粘扣情況，選取編號為1#和2#的2組新套管，根據API RP 5C5 《套管及油管螺紋接頭試驗程序》中關于套管的上、卸扣要求[3]，開展室溫(20 ℃)下的套管上、卸扣試驗。第一、第二上扣位置要求為接箍端面超過三角形底邊位置6.53～9.53 mm(接箍端面位于三角形標記底邊外側時距離為負，位于三角形標記內時距離為正)，第一、二次上扣位置外觀如圖3所示，第三次上扣位置要求為接箍端面至三角形底邊位置。試驗用螺紋脂型號為BEST-OLIFE 2000，需將其涂抹均勻。

圖3 第一、二次上扣位置外觀

3.2 試驗結果

上、卸扣試驗結果如表3所示。結果表明：1#試樣第一次上、卸扣后，外螺紋第16～19扣發生粘扣，內螺紋第1～3扣、第11扣發生粘扣，1#試樣內螺紋第一次上、卸扣后宏觀形貌如圖4所示。1#試樣第二次上、卸扣后，外螺紋第15～19扣發生粘扣(見圖5)。2#試樣第一次上、卸扣后，外螺紋第15～22扣發生粘扣(見圖6)。

表3 上、卸扣試驗結果

圖4 1#試樣內螺紋第一次上、卸扣后宏觀形貌

圖5 1#試樣外螺紋第二次上、卸扣后宏觀形貌

圖6 2#試樣外螺紋第一次上、卸扣后宏觀形貌

4 綜合分析

從現場情況來看，該井連續5根套管發生粘扣。粘扣套管外螺紋變形嚴重，整個螺紋區域均為金屬熔融狀，大部分區域已看不出螺紋牙形貌。接箍內螺紋牙磨損痕跡明顯，局部區域可見螺紋牙金屬發生熔融痕跡。根據粘扣定義和等級劃分確定,該井套管粘扣等級為嚴重。

從與粘扣套管同規格、同扣型新套管的上、卸扣試驗結果可以看出：一組套管第一次上、卸扣后發生輕微粘扣，第二次上、卸扣后發生嚴重粘扣；另一組套管第一次上、卸扣后就發生嚴重粘扣，說明套管螺紋的抗粘扣性能差，不滿足API RP 5C5標準的要求。

一般而言，套管粘扣是由以下幾種因素造成的[4-6]：① 現場操作不當，即上扣扭矩過大和錯扣的問題，套管上扣時發生錯扣或者上扣扭矩大(超過套管規定的最大扭矩)均會破壞套管螺紋，導致其粘扣，此次套管粘扣雖然嚴重，但粘扣螺紋牙表面劃痕均平行于螺紋牙走向，由此可以排除因錯扣導致的粘扣，其上扣位置均沒有超過最大上扣位置，可以排除因上扣扭矩過大導致粘扣的因素；② 螺紋表面清理不干凈、螺紋脂使用不當或套管橢圓度大等均可導致套管粘扣，根據多根套管發生粘扣的現象及粘扣位置分布情況(整個螺紋區域均可見不同程度粘扣)，可以排除因螺紋表面清理不干凈造成套管粘扣的因素；③ 套管螺紋質量問題，即套管螺紋不匹配和套管抗粘扣性能差均會導致套管粘扣。

由螺紋參數測量結果可知：該套管螺紋參數符合要求，可排除螺紋參數不匹配的影響。螺紋表面鍍層厚度影響螺紋緊密距及徑向過盈量，鍍層厚度分布越不均勻，螺紋表面粗糙度越大，螺紋配合時內、外螺紋表面的摩擦力越大，螺紋抗粘扣性能越低。該套管螺紋為偏梯形螺紋，則有

(1)

式中：d為鍍層厚度引起的徑向過盈變化量；δ為鍍層厚度；θ1為螺紋導向面角度；θ2為螺紋承載面角度。

該套管螺紋的θ1為10°，θ2為3°，則該套管螺紋由于鍍層厚度引起的徑向過盈變化量d為鍍層厚度δ的8.8倍。由套管螺紋鍍層分析結果可知：該螺紋鍍層為磷化層，部分區域存在磷化層缺失的現象，厚度約為0～15 μm，厚度分布嚴重不均，折算徑向過盈變化量d約為0～132 μm，該變化量對套管的抗粘扣性能影響較大。

綜合以上分析可以看出：該井套管粘扣的主要原因是套管螺紋磷化層厚度分布不均，螺紋抗粘扣性能差。

5 結論與建議

(1) 該套管接箍螺紋磷化層厚度分布不均，從而降低了套管螺紋的抗粘扣性能。

(2) 建議生產商及油田用戶重點關注螺紋表面涂層厚度、粗糙度等影響套管螺紋抗粘扣性能的因素。