跨隔完井管柱封隔器中心管断裂原因分析

吕拴录，杨向同，冯 春，窦益华，彭建新，张承武

（1.中国石油大学 材料科学与工程系，北京102249；2.塔里木油田，新疆 库尔勒841000；3.中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710065；4.西安石油大学 机械工程学院，西安710065）①

在塔里木油田，某井酸化施工末期，泵注顶替液期间，套压突然从30.1MPa升高至43.0MPa，油压突然从94.0MPa下降至68.6MPa。与此同时，井下传出类似地震放炮的巨响。随后油压和套压同步降低，现场判断是油管和套管压力窜通。起出油管柱发现177.8mm封隔器中心管断裂，断裂位置井深4 512.9m，落鱼长度428.82m。本文对该井断裂的封隔器中心管（以下简称1＃中心管）和另外一口井用过的同型号封隔器中心管（以下简称2＃中心管）进行了对比试验，并进行受力分析，得到1＃中心管断裂的原因。

1 断口宏观分析

封隔器1＃中心管断口距插入式密封接头端面1 505mm，在距封隔器插入式密封接头端面1m的位置，中心管外壁存在环形损伤槽（如图1）。

封隔器1＃中心管断裂位置在螺纹大端消失部位，断口附近内壁和外壁分别有环形结构加工槽，有50%断口起源于内壁环形结构加工槽边缘，整个断口呈45°（如图2）。在断口附近内、外壁环形结构加工槽中间4个均匀分布的液压孔受拉伸载荷后变为椭圆形，椭圆长轴在纵向，短轴在横向（如图3）。断口形貌表明，封隔器中心管具有过载拉伸和扭转断裂的特征。

环形损伤槽是C形卡瓦咬伤的，其中间深度为3.06mm，两侧浅，宽度为50mm；在损伤槽中有1条与中心管C形卡瓦开口位置两侧棱线挤压变形留下的纵向痕迹（如图4）。这说明封隔器1＃中心管部位承受了扭转载荷。该中心管外壁磨损特征表明，在扭转断裂之前，中心管与外筒或C形卡瓦之间有相对转动。

对1＃中心管断口附近和磨损部位尺寸变化和2＃中心管相同位置的结构尺寸进行了对比分析和测量，如图5～6及表1。

断口宏观分析和测量结果表明：

1） 1＃中心管在断口上方距插入式接头端面1m位置外壁被C形卡瓦咬伤的环形槽宽度（50 mm）比C形卡瓦轴向高度（26mm）大24mm，C形卡瓦与中心管相对转动后在环形损伤槽中留下了明显的纵向变形痕迹；2＃中心管在相同位置被C形卡瓦夹持痕迹轴向宽度24mm，但没有周向转动痕迹。

2） 1＃中心管环形损伤位置有明显颈缩，内径比其他位置小6.27mm（81.09～74.82mm），外径比其他位置小5.92mm（94.90～88.98mm）；2＃中心管对应位置没有颈缩，内径为80.69mm，外径为94.36mm。

3） 试验结果表明，在整个酸化压裂过程中1＃中心管与封隔器外筒之间不仅有相对转动，而且承受了足够大的拉伸载荷，发生了颈缩变形。

2 材质分析

2.1 化学成分

化学成分分析结果如表2。

2.2 力学性能

中心管材料的拉伸性能试验结果如表3，其夏比冲击功试验结果如表4。

2.3 金相组织

1＃中心管断口侧组织与基体组织均为索氏体，断口靠外表面组织有变形（如图7）。夹杂物分析结果如表5。试验结果表明，失效封隔器中心管金相组织正常。

分析结果表明，中心管材料的性能符合规范要求。

3 中心管的限位方式

从封隔器设计原理可知，在正常使用过程中，中心管与外筒通过C形卡瓦固定，两者之间不应当发生相对运动；外筒与套管内壁通过卡瓦固定，两者之间也不应当发生相对运动。

在采用单封隔器的情况下，封隔器胶筒以下内外压差为0，C形卡瓦以下位置中心管不受轴向载荷。在采用双封隔器的情况下，上部的封隔器胶筒以下外内压差不为0，C形卡瓦以下位置中心管会受轴向载荷。

该井采用双封隔器，上部177.8mm封隔器在C形卡瓦以下位置会受轴向载荷。当管柱内外压差超过封隔器坐封的内外压差时，坐封活塞会推动封隔器C形卡瓦沿中心管上移，如图8所示。由于卡瓦座对C形卡瓦的约束，C形卡瓦会“楔入”中心管，并失去对卡瓦座（外筒）的“限位”作用。此时封隔器上部管柱轴向拉力和跨隔管柱轴向拉力叠加作用在中心管上，容易使中心管过载。

4 管柱受力分析及失效过程

4.1 封隔器中心管失效过程

分析结果表明，1＃中心管为过载拉伸断裂。该井在酸化施工末期，油压下降，套压升高，同时井下传出类似地震放炮的巨响，这实际是封隔器中心管断裂发出的响声。在封隔器断口上部505mm部位外壁存在缩颈变形和周向磨损痕迹。下面对1＃中心管断裂、颈缩和磨损失效的先后顺序予以分析。

1） 假设封隔器中心管断裂之后才发生磨损和颈缩变形 如果封隔器中心管先断裂，随后中心管与外筒之间会失去径向约束，当中心管转动时两者之间有可能发生周向位移，但此时两者之间的摩擦力不会太大，不应当在中心管表面产生如此深的损伤痕迹；如果封隔器中心管先断裂，中心管损伤位置不再承受拉伸载荷，也不会发生拉伸颈缩变形。另外，如果中心管与外筒之间径向约束没有失效，转矩和拉伸载荷不会传递到断裂位置，没有转矩和拉伸载荷，该部位不会断裂。这说明以上假设与实际情况不符。

2） 假设封隔器中心管断裂之前已经发生严重磨损和颈缩 如果封隔器中心管先损伤，说明封隔器外筒与套管内壁卡死，但中心管与外筒之间存在相对转动。随着损伤程度逐渐加剧，损伤部位截面减小，承载能力减弱后首先发生颈缩变形，与此同时中心管与C形卡瓦之间的摩擦力也会逐渐减小而失效，最终使转矩和轴向载荷传递到中心管断裂位置。由于中心管断裂位置与外筒连为一体，转矩无法释放，加之在外螺纹接头螺纹消失部位有应力集中，而且中心管内外壁均有环形凹槽，壁厚小于其他部位，环形凹槽底部两侧也存在应力集中，当中心管该部位承受的转矩和拉伸载荷超过其材料强度时会发生断裂。也即，在整个酸化压裂过程由于中心管与外筒发生相对转动后中心管C形卡瓦对应位置首先损伤之后颈缩变形，随后外螺纹接头螺纹消失部位才发生断裂。在拉伸载荷作用下，管柱薄弱环节会首先失效［1－2］，封隔器中心管损伤位置颈缩变形远大于断裂位置的颈缩变形，这说明断裂位置应力集中严重。

在封隔器中心管损伤槽中有一条与中心管C形卡瓦开口位置两侧棱线沿顺时针和逆时针方向挤压变形留下的纵向痕迹，这可能是在正反转扭转载荷作用下，C形卡瓦开口位置两侧棱线与中心管外壁卡死所致。中心管损伤位置明显颈缩，中心管断口为一次性拉伸断裂。断口及环形损伤位置颈缩变形特征与此假设一致。

4.2 转矩来源

4.2.1 井眼全角变化率导致完井管柱承受转矩

井斜越大，全角变化率越大，完井管柱与套管柱之间摩擦干涉的可能性越大［3－5］；完井管柱与套管柱之间的间隙越小，两者之间摩擦干涉的可能性越大。最终完井管柱与套管柱之间摩擦干涉会导致完井管柱承受异常转矩。例如，在全角变化率严重的井眼进行起下钻过程中，经常发生钻柱自己转动的现象，这与下钻遇阻时管柱所受轴向压力有关。

该井完井管柱下端采用177.8mm和127.0 mm 2个 MHR封隔器，177.8mm 封隔器外径为144.45mm，长度为3.71m（包括转换接头），封隔器位置套管内径174.4mm；127.0mm封隔器外径100.58mm，长度4.67m（包括转换接头），封隔器位置套管内径152.5mm。封隔器本身外径大，刚度大，且外壁有卡瓦牙，在完井管柱下井过程中，封隔器位置更容易与套管内壁发生摩擦干涉。另外，该井4 079～4 179m 井段，全角变化率从0.403°／25m增加至5.205°／25m；在4 179～4 504m井段有2处全角变化率达到了4.969°／25m。该井在4 000～5 000m井段实际全角变化率已经超过了设计要求（≤3.5°／25m）。油管柱下端要通过425 m（4 504～4 079m）全角变化率严重的井段，完井管柱与套管柱之间会有摩擦干涉，即，由于油管柱在全角变化率严重井段通过而使其承受异常转矩。

根据Lubinski的推导，通过狗腿度严重井段遇阻时管柱承受的转矩［4］：

式中：Mt为转矩，N·m；δ为管柱与井壁间的间隙，m，δ＝0.174 4－0.144 5≈0.03m；F为管柱所受轴向压力，N，F＝3×105N；E为管材的弹性模量，N／m2，E＝2×1011N／m2；I为管柱截面惯性矩，m4，I＝（D4－d4）＝0.049×（0.08894－0.077424）＝0.000 001 5m4。

带入上式得

4.2.2 上扣残余转矩

油管下井采用气动卡盘、吊卡和液压钳上扣，液压钳的背钳和主动钳之间距离为800mm，气动卡盘牙板与液压钳背钳牙板之间的距离为500mm。在下油管柱及上扣期间，液压钳背钳和主动钳之间的扭转载荷一部分用于油管接头上扣，还有一部分会被该段油管管体弹性变形吸收。在开始下油管柱及上扣期间，由于管柱较轻，被管体弹性变形吸收的那部分扭转能量会释放。随着油管柱下人深度增加，油管柱重力增加，而且油管柱下部外径较大的工具部分有可能与套管摩擦，产生一定的阻力，使每次上扣之后由于油管管体弹性变形吸收的那部分扭转能量无法释放，当封隔器坐封之后，该部分扭转能量一直积聚在油管柱上。

该井封隔器中心管环形损伤槽宽度比C形卡瓦轴向高度（26mm）大24mm，环形损伤槽宽度是另外一口井封隔器中心管的2.4倍。这说明该井封隔器断裂之前中心管与外筒之间已经有24mm相对轴向移动和相对转动。也即，封隔器中心管在断裂之前不但承受了反复的扭转载荷，而且还承受了反复拉伸和压缩载荷。

4.3 中心管断裂原因

该井在酸化压裂注液期间，由于所注液体温度低于井下温度，油管柱冷却后缩短而受拉伸载荷［6－7］，油管柱积聚的扭转能量会随着拉伸载荷增加而向下推移，首先使封隔器中心管外壁锁紧机构损伤失效，最终使封隔器中心管外螺纹消失部位承受转矩和拉伸载荷。油管柱残余转矩随轴向载荷变化如图9。由于封隔器外螺纹接头大端螺纹消失部位和内外表面凹槽部位存在应力集中，最终当扭转载荷和拉伸载荷之和超过封隔器中心管该部位承载能力时发生了断裂。

在酸化压裂停止注液期间，温度回升后油管柱伸长承受压缩载荷，中心管反方向移动和转动，最终使损伤槽深度增加。

该井在泵注顶替液期间封隔器中心管断裂，这与以上分析结果一致。

5 预防措施

分析结果表明，1＃中心管是在非正常转动之后才发生损伤和断裂的。在封隔器受到扭转载荷之后，中心管与外筒首先发生相对转动，而外筒与套管内壁之间没有发生相对转动。换言之，如果封隔器外筒与套管内壁之间首先发生相对转动，中心管与外筒就不会发生相对转动，封隔器中心管也就不会发生损伤和断裂。这说明中心管与外筒通过C形卡瓦固定后的抗扭能力低于外筒与套管内壁通过卡瓦固定后的抗扭能力。也即，中心管锁紧机构的抗扭能力不足。

封隔器外筒与套管内壁通过上下两组（每组6个牙板，每个牙板轴向宽度为85mm）牙型角度相反的卡瓦固定，这种卡瓦结构既可以防止封隔器上下移动，又可以防止封隔器与套管之间发生相对转动。封隔器中心管C形卡瓦具有倒钩牙齿，其总轴向高度仅26mm，中心管表面锁紧部位加工有粗刀痕，在内压作用下可以上行，不能向下移动。相比而言，中心管C形锥环锁紧机构的抗扭和抗轴向位移的能力比封隔器外筒锁紧结构相差甚远，在承受异常扭转载荷和拉伸载荷时中心管与外筒之间首先会发生相对转动和移动。

按照封隔器工作原理，封隔器中心管断裂部位不应当承受拉伸载荷和转矩。实际封隔器中心管锁紧机构失效之后该部位承受了拉伸载荷和转矩。这说明该井使用的封隔器中心管断裂之前锁紧机构也已经失效。因此，要防止封隔器中心管断裂，首先应当防止封隔器中心管锁紧机构失效。

6 结论

1） 由于完井管柱温度效应、膨胀效应和坐封活塞产生的坐封力之和大于封隔器承载能力，首先使封隔器中心管与外筒的锁紧机构失效，然后发生相对运动。随后使中心管C形卡瓦锁紧部位和下端传压孔到外螺纹接头大端螺纹消失部位发生塑性变形，使中心管从该部位断裂。

2） 封隔器生产厂家应改进产品质量，提高中心管的锁紧能力。

3） 建议改进酸化压裂工艺，降低油套管之间的压差，降低排量。油管柱在下井之后要慢速上、下活动1次（1根油管距离），以便释放部分残留转矩。

6） 今后要进一步研究酸化压裂工艺对油管柱受力状态的影响。

参考资料：

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