生产套管试压作业中螺纹脱扣原因分析

曹　峰，刘　庆，索　航，李德君，姚　欢，白　强

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院　陕西　西安　710077；2.中石油煤层气有限责任公司　北京　100028；3.中石油煤层气有限责任公司临汾分公司　山西　临汾　042200)



·失效分析与预防·

生产套管试压作业中螺纹脱扣原因分析

曹峰1，刘庆2，索航3，李德君1，姚欢1，白强1

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院陕西西安710077；2.中石油煤层气有限责任公司北京100028；3.中石油煤层气有限责任公司临汾分公司山西临汾042200)

通过对脱扣套管材料理化性能分析、宏观分析、微观分析，结合现场作业过程分析，得出导致套管脱扣的直接原因为粘扣，导致螺纹粘扣的原因有接箍钢级不符合标准要求、上扣作业中夹持位置不当以及管柱压力测试时压力值偏大。还对规范下套管、试压作业程序、加强套管质量管理提供了意见与建议。

套管；脱扣；粘扣；钢级；试验压力

1　基本情况

某公司一口开发井，设计井深2 300 m，油层套管规格为139.70 mm×9.17 mm-N80Q-LC。固井后按设计要求进行试压作业，试验压力30 MPa，保压30 min，无压降，结果符合设计要求。后因故将试压工艺改为试验压力50 MPa，保压30 min，压降不超过0.5 MPa，按此要求进行了第二次试压作业，当压力提升至50 MPa时，井里传出一声巨响，压力迅速下降，油层套管环空有大量水涌出，疑似套管脱扣。上提套管柱，发现由井口向下第25根套管(含2根短节)现场端脱扣，如图1所示。

随后下入打捞工具，捞出与失效套管相配合的接箍，如图2所示(由于打捞工具失效无法将工具从接箍内取出，因此将接箍纵向对称切开取出打捞工具)。

图1　脱扣的套管

2　宏观分析

对脱扣套管的外螺纹部位与接箍进行彻底清洗，观察发现脱扣套管外螺纹粘扣严重，自第1扣至第21扣螺纹均出现了较为严重的粘扣，特别是第19扣至第21扣，螺纹牙型轮廓几乎无法辨识，如图3所示。与之配合的接箍也出现了严重粘扣，如图4所示。

图2　脱扣的接箍

图3　脱扣套管外螺纹形貌

图4　脱扣接箍内螺纹形貌

观察失效接箍外表面，发现接箍外表面上存在多组夹痕。为了方便说明夹痕的位置，令纵向水平切开的2条切口分别为3点钟、9点钟方向，与之垂直的方向分别为12点钟、6点钟方向，如图5所示。失效接箍上的夹痕情况如图6～9所示。从接箍外表面可以观察到5种形貌的夹痕。如图6所示，从12点钟方向可以明显看到3种夹痕，第1种夹痕形态规则，沿接箍纵向呈线形分布，靠近现场端，此夹痕是接箍在工厂内上扣留下的夹痕。第2种夹痕靠近接箍工厂端端部，并且该夹痕只在图6上观察到而在图7中(6点钟方向)相似位置并没有观察到类似的夹痕，此种夹痕应是在拆卸打捞工具时形成的。第3种夹痕主要出现在接箍现场端端部，由许多规则排列的细小压痕沿纵向平行组合而成，细牙痕长约10 mm，彼此之间间距约5 mm，夹痕总长约60 mm，这类夹痕与套管上卸扣使用的动力钳颚板夹痕相似，且这类夹痕沿环向对称分布，如图6～图9所示。第4种夹痕为细长状夹痕，主要集中在3点至6点至9点的区域内，而在其余区域并没有发现此类夹痕，如图7所示。第5种夹痕为点状的小坑，此类夹痕也呈区域分布，如图7所示。由接箍外表宏观形貌可知，除了第2种夹痕出现在接箍工厂端端部之外，其余的4种夹痕都出现在接箍的中部、中上部靠近接箍现场端的部位。

图5　脱扣接箍位置示意图

图6　从12点钟方向观察到接箍外表面的夹痕

图7　从6点钟方向观察到接箍外表面的夹痕

图8　从3点钟方向观察到接箍外表面的夹痕

图9　从9点钟方向观察到接箍外表面的夹痕

3　测试结果分析

3.1材料成分分析

从失效套管管体与接箍上分别取样，采用ARL4460型直读光谱仪对试样材料进行化学成分分析，结果表明，套管管体与接箍材料的化学成分符合API Spec 5CT[1]标准要求。

3.2力学性能分析

从失效套管管体及接箍上取样进行纵向拉伸性能、横向夏比V型冲击和洛氏硬度测试。拉伸性能与夏比冲击试验结果见表1、表2。失效套管管体与接箍洛氏硬度测试值分别20.4 HRC和12.1 HRC。力学性能试验结果表明：失效套管管体的力学性能符合API Spec 5CT标准对N80Q钢级套管力学性能的要求，但接箍的屈服强度与拉伸强度则明显低于API Spec 5CT标准对N80钢级套管接箍力学性能的要求。为了核实接箍拉伸试验结果的准确性，随即对接箍的拉伸性能进行复验，结果见表1。复验结果与初次检验结果一致。

3.3螺纹参数检测

脱扣套管外螺纹损伤严重，无法检测螺纹参数，但接箍工厂端螺纹较为完好，虽然接箍被纵向剖开无法测量螺纹锥度和紧密距，但接箍的齿高偏差和螺距偏差均可测量，检测结果分别为-0.03和0，符合API Spec 5B[2]标准要求。对与脱扣同批次的9支Φ139.70 mm×9.17 mm N80Q-LC套管和接箍进行螺纹参数检测。检测前，内、外螺纹经彻底清洗，检测结果见表3、表4，符合API Spec 5B、API Spec 5CT标准要求。

表1　拉伸试验结果

表2　夏比冲击试验结果

表3　套管外螺纹检测结果

表4　套管内螺纹及几何尺寸检验结果

3.4金相分析

从脱扣套管管体与接箍上切取金相试样进行显微组织分析。金相分析内容主要包括组织分析、非金属夹杂物评级和晶粒度级别。

脱扣套管的金相组织主要为回火索氏体S回，在套管管体外表面附近发现有一定量的上贝氏体B上，如图10、图11所示；该组织为N80Q套管典型的调质热处理组织，晶粒度为8.0级，非金属夹杂物等级为A0.5，B1.5，D0.5。失效接箍金相组织为：珠光体P+铁素体F+贝氏体B，如图12所示。

图10　失效套管管体心部金相组织

图11　失效套管管体外表面金相组织

图12　失效接箍的金相组织

3.5脱扣套管螺纹形貌分析

在脱扣的套管管体外螺纹与接箍内螺纹段采用线切割的加工方式，沿纵向切取完整的螺纹条状试样，通过制备内、外螺纹部位的金相试样进一步观察螺纹的损坏情况。由于完整的螺纹试样太长无法完成金相试样的制备，因此用线切割将完整的螺纹条状试样大致等分成三段分别进行金相试样的制备。失效套管外螺纹微观形貌如图13所示。由图13可以看到失效套管外螺纹从第1扣至第21扣均有严重的损伤，扣型均不完整，其中第10～12扣以及第19扣～第22扣螺纹牙顶完全磨平。第23～25扣螺纹牙型较为完整，没有明显的变形。由此可以判断现场端螺纹上扣至第22扣。

图13　管体外螺纹损伤情况

与外螺纹相啮合的接箍螺纹损伤更加严重。在失效接箍上切取一段螺纹进行扫电镜分析，发现几乎所有啮合的内螺纹都发生了明显的塑性变形与粘扣，螺纹牙顶完全被磨平，如图14所示。

4　综合分析

结合宏观螺纹、压痕分析、微观螺纹损伤分析、管体与接箍力学性能、金相组织检测的结果可以判断：螺纹粘扣是导致该井在试压作业中套管脱扣的直接原因，螺纹粘扣会降低螺纹的连接强度。

影响API圆螺纹套管连接强度的主要因素包括管材力学性能、螺纹参数、上扣操作等方面[3-5]。通过对管体和接箍力学性能进行检测发现失效套管管体的强度符合API Spec 5CT标准对N80Q钢级套管力学性能的要求，但与之配合的接箍的屈服强度和抗拉强度则远低于API Spec 5CT标准对N80Q钢级套管接箍的要求，仅达到J55钢级水平，接箍强度的降低势必会导致套管接头连接强度的降低。同时由于现场上扣时，上扣扭矩的设定是按照N80Q钢级进行设定(最佳扭矩5 800 N·m)，而实际上扣的接箍却是J55钢级性能，这一扭矩对于接箍而言过大，增加了上扣过程中螺纹粘扣的风险。

在螺纹参数方面，螺纹锥度、齿高和紧密距对圆螺纹套管的连接强度有较大影响。螺纹检测结果显示锥度、齿高、紧密距、螺距都符合API Spec 5B标准要求。

通过对接箍外表面夹痕的分析，可知：由于下套管、起套管、拆卸打捞工具等操作，接箍外表上出现了5种明显的夹痕，并且其中的4种夹痕都出现在接箍的现场端附近，特别是第3类夹痕与套管动力钳夹痕相似，并出现在接箍现场端端口位置，如图6、图7所示。现场上扣作业时，动力钳背钳夹持位置不当也是导致螺纹粘扣又一原因。

第二次压力测试作业中试验压力为50 MPa，这一压力接近139.70 mm×9.17 mm-N80Q-LC极限承受能力，而接箍力学性能测试结果表明脱扣套管接箍性能仅达到J55钢级水平，则此压力远超该规格J55钢级的极限承受能力，这一测试压力也远超SY/T 5467-2007标准规定的管柱测试压力，所以超压测试也是套管脱扣的另一原因。

5　结论与建议

1)导致套管脱扣的直接原因为螺纹粘扣，导致粘扣的原因有现场上扣时夹持位置不当，此外脱扣套管接箍力学性能偏低也加大了套管粘扣、脱扣的风险。

2)建议规范现场上扣作业，特别在上扣过程中注意夹持位置，以免夹持位置不当引起扭矩异常进而对产生粘扣风险。

3)建议进一步加强试压作业管理，严格按照标准规定进行试压工作以防压力过大引起套管粘扣、脱扣风险。

4)建议加强油田物资质量管理，增大力学性能抽检力度，以防不合格油管流入现场使用环节进而造成质量事故。

[1] API.套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范:API Spec 5B-2008[S].石油标准化研究所，2008.

[2] API.套管和油管规范:API Spec 5CT-2012[S].石油标准化研究所，2012.

[3] 张国强，王新虎.油套管螺纹粘扣技术研究进展[J].石油矿场机械,2008，37(2):78-81.

[4] 吕拴录,袁鹏斌,张伟文，等.某井N80钢级套管脱扣和粘扣原因分析[J].钢管,2010.39(5):57-60.

[5] 吕拴录,骆发前,周杰，等.API油套管粘扣原因分析及预防[J].钻采工艺,2011，33(6):80-83.

Causes of the Thread off in Production Casing Pressure Test Operation

CAO Feng1,LIU Qing2, SUO Hang3,LI Dejun1,YAO Huan1,BAI Qiang

(1.CNPCTubularGoodsResearchInstitute，Xi′an,Shaanxi710077,China;2.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimited,Beijing100028,China;3.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimitedLinfenBranch,Linfen,Shanxi042200,China)

Through the thread off casing material and performance analysis, macro analysis, micro analysis, combined with field operation process analysis, it is concluded that the direct cause of thread off casing is gluing. The cause of thread gluing is that the steel grade can not meet the standard requirements, thread work clamping position is not right, and pressure value is too large in tube column pressure test operation. The suggestions and advices are given to the casing running into the wellbore, pressure test operation, and the casing quality management.

casing; thread off; thread gluing; steel grade; test pressure

曹峰，男，1984年生，工程师，2009年毕业于西安石油大学油气井工程专业，现主要从事石油专用管材产品科研、质量监督工作及工程技术服务工作。E-mail：caofeng003@cnpc.com.cn

TE931.2

A

2096-0077(2016)04-0046-05

2016-03-23编辑：马小芳)