修复油管脱扣原因分析及预防措施

龙 岩，李 岩，李小瑞，黄腊梅，邝献任，袁军涛，李孝军

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院 陕西 西安 710077；2. 塔里木油田 新疆 库尔勒 841000)

·失效分析与预防·

修复油管脱扣原因分析及预防措施

龙 岩1，李 岩2，李小瑞2，黄腊梅2，邝献任1，袁军涛1，李孝军1

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院 陕西 西安 710077；2. 塔里木油田 新疆 库尔勒 841000)

针对两起Φ73.02 mm×5.51 mm NU修复油管脱扣事故案例，对修复油管脱扣原因进行系统分析。分析表明，无钢级分选、螺纹加工精度低与上扣质量差是导致修复油管脱扣的主要原因。同时,从厂家修复及现场操作方面提出了相关的预防措施，以避免再次发生此类油管脱扣事故，保障油田生产安全。

修复油管；螺纹加工；脱扣

0 引 言

油管作为井下输送介质的通道，由于其在服役过程中受介质环境、自重、内压、温度、弯曲载荷、抽油系统交变载荷等因素的影响，管体及接头可能存在不同程度的损伤，应根据实际情况对服役油管进行检测修复，提高旧油管的使用寿命[1,2]。油管修复是保障油田生产安全的重要手段，也是实现降本增效目标的有效措施。

螺纹接头修复是油管修复工艺中的重要环节，API螺纹由于加工成本低、互换性好，在修复油管中被广泛使用。近年来，API螺纹接头修复油管脱扣事故时有发生，油管脱扣后，需对事故井停产，进行油管打捞、检测、修复及更换管柱作业，影响油田正常生产经营，造成巨大经济损失。本文结合两起Φ73.02 mm×5.51 mm NU修复油管API螺纹接头脱扣事故案例，对修复油管脱扣原因进行综合分析，并提出相关预防措施，以避免类似脱扣事故再次发生。

1 修复油管脱扣失效案例

1.1 案例一

2014年4月，某井在进行检抽作业时，Φ73.02 mm×5.51 mm N80 NU修复油管接头现场端脱扣。脱扣螺纹存在明显粘扣现象，如图1(a)所示；对该油管现场端螺纹上扣痕迹观察后发现，外螺纹有2扣完整扣与1扣未完整扣裸露在接箍外，如图1(b)所示。该油管脱扣原因为现场高速上扣导致粘扣，上扣扭矩不足导致上扣不到位。

1.2 案例二

除现场上扣端脱扣事故，近年来修复油管工厂端脱扣事故也时有发生。2015年9月，某井进行压井作业时，Φ73.02 mm×5.51 mm N80 NU修复油管接头工厂端脱扣，该油管自修复后下井至失效历时仅9天，油管修复质量存在严重问题。图2(a)为脱扣油管上扣位置图，可见脱扣工厂端上扣至16～17扣，相邻现场端上扣至16扣，两端均未见外露扣；工厂端外螺纹小端有明显粘扣痕迹，如图2(b)所示。该油管脱扣主要原因为修复厂家上扣时螺纹粘扣。

图2 脱扣油管接头宏观形貌

2 脱扣原因综合分析

从以上失效案例可以看出，厂家修复质量和现场操作是影响修复油管使用性能的重要因素。修复油管由于长期流转修复、使用，其脱扣原因通常与材质、螺纹加工和上扣质量有关。

2.1 无材质分选环节

旧油管在初选分类时，修复厂家应确定油管原始钢级，并按钢级进行标识、分类码放，但在实际修复过程中，误标钢级甚至错用新接箍现象普遍存在。根据修复厂家提供数据，上述两起失效案例中脱扣油管及接箍均为N80钢级，并按照N80推荐扭矩上扣。表1为案例一脱扣油管及接箍拉伸试验结果，试验结果表明脱扣油管及接箍拉伸性能不满足API Spec 5CT对N80钢级要求，而满足P110钢级要求，说明修复厂家对油管及接箍钢级误标。案例一中油管上扣不到位是导致油管脱扣的重要原因，P110钢级油管的推荐上扣扭矩高于N80钢级，由于厂家对钢级误标，作业队在现场上扣时采用厂家推荐的N80钢级上扣扭矩进行上扣，是导致上扣不到位的根本原因。

表2为案例二脱扣油管及接箍拉伸试验结果，试验结果表明脱扣接箍拉伸性能不满足API Spec 5CT对N80钢级要求，而满足P110钢级要求，说明修复厂家对接箍钢级误标。由于API Spec 5CT允许低钢级油管连接高钢级接箍，工厂上扣时采用油管钢级推荐扭矩上扣仍然能满足上扣要求，因此案例二脱扣油管未存在上扣不到位现象；但若厂家错用低钢级接箍连接高钢级油管，采用油管钢级推荐扭矩上扣，接箍可能发生粘扣影响螺纹连接强度。

表1 案例一脱扣油管及接箍拉伸试验结果

表2 案例二脱扣油管及接箍拉伸试验结果

调研发现，部分修复厂家为节约成本，无钢级分选环节，对于不可确定钢级但明确同批油管中最低钢级的旧油管，厂家一律降级至最低钢级标准进行修复，更换的接箍钢级同油管所降钢级一致。修复油管因原始钢级未知而降级修复会存在两种情况，即：油管原始钢级与降级修复钢级一致；油管原始钢级高于降级修复钢级。若为第一种情况，按照油管修复钢级的推荐扭矩上扣，可保证油管的连接强度；若为第二种情况，由于高钢级油管上扣扭矩高于低钢级，按照油管修复钢级推荐扭矩上扣，会造成油管上扣不到位，降低连接强度，极大增加油管脱扣风险。

2.2 螺纹加工精度低

螺纹加工参数存在偏差、表面质量差会对内外螺纹匹配度及密封性产生不利影响，严重时会在螺纹连接局部产生较高接触压力，导致螺纹粘扣甚至脱扣[3,4]。对失效案例二中同厂家修复油管进行螺纹检测及上卸扣试验，结果表明部分油管修复外螺纹接头紧密距不符合API Spec 5B要求，上卸扣试验中存在粘扣现象，说明该厂家螺纹修复质量较差，其脱扣原因也与外螺纹紧密距和抗粘扣性能不合格有一定关系。经调研得知，部分修复厂家没有按照质量工艺要求配置设备，螺纹加工设备老旧、自动化程度低、人员技术水平较低、检测量规精度差，螺纹加工精度较低。

2.3 上扣质量差

大多数油管脱扣事故与螺纹粘扣有关，除螺纹加工精度外，油管上扣时对扣、引扣不到位也是导致螺纹粘扣的重要因素[5]。图3为案例二脱扣工厂端外螺纹金相照片，由金相分析可知，脱扣外螺纹起始扣开始第1扣、第2扣牙顶均偏向承载面，其中起始扣变形严重，牙侧完全嵌入牙底；第3～7扣、14～16扣牙顶变形流线组织均偏向导向面。正常上扣情况下，若油管接头拉脱失效，外螺纹牙型应整体偏向导向面，与上扣方向相同，而该油管外螺纹小端反向变形，并不是由脱扣引起的，应为上扣操作不当造成。外螺纹损伤位置在小端，说明工厂端上扣时未按正确规范进行引扣操作。工厂端引扣不到位，螺纹未正常啮合，外螺纹小端造成严重损伤粘扣，进而导致内外螺纹啮合的匹配性变差，承载能力随之降低。

图3 脱扣油管外螺纹金相照片

此外，上扣速度过快会对螺纹啮合面产生冲击载荷，容易损伤螺纹，导致粘扣错扣。API RP 5C1对油管上卸扣速度有严格规定，以防止快速上扣对螺纹造成损伤。上扣扭矩曲线是追溯油管上扣质量的重要数据，调研发现，个别修复厂家未能提供详实上扣扭矩曲线，上扣时存在高速上扣现象。修复油管在现场使用过程中也存在较严重上扣质量问题，作业队存在上扣时不使用对扣、引扣钳和扭矩仪等设备现象。目前绝大多数现场上扣端脱扣事故与现场上扣操作不当有关，案例一中螺纹存在粘扣现象即为现场高速上扣所致。修复油管因使用条件限制，多服役于低压井、注水井、注气井等，作业队往往对此类工况作业重视程度不足，易出现操作不规范现象。

3 预防措施

3.1 明确油管钢级

油管修复涉及多项工艺，如初选、校直、清洗、探伤、试压、螺纹加工、换接箍、检验及储存运输等[6]。旧油管修复前钢级标识不清，是影响油管修复质量的突出问题。现有油管修复执行标准Q/SH 0180-2008《油管修复质量要求》、Q/SH 1020 0380-2007《油管修复生产线设备技术条件》对旧油管修复工艺有明确要求，油管所换接箍钢级材质应与管体相同，并按照推荐扭矩上扣，即对旧油管原始钢级进行判定。修复厂家应严格管理修复流程，按照标准要求进行修复；对于多次周转使用油管，可通过表面硬度仪、涡流分析仪等设备进行钢级、材质区分，无法确定钢级、材质的，应放大判废标准。回收区油管应按钢级、材质、规格分选存放，完成每道工序后应做好标识、记录。

3.2 提高螺纹加工精度

修复厂家应对老旧螺纹加工车床进行现代化升级，配置加工精度高的数控车床生产线，减小工人劳动强度，提高加工精度和工作效率；对操作人员进行生产培训，并定期进行技术考核；对螺纹检测量规按期校正检验，严格杜绝仅凭经验用肉眼判断螺纹是否合格现象；引入第三方检测机构对产品精度进行检测，并向用户提供质量检测报告。加工螺纹经检测符合API Spec 5B标准要求后，均匀涂抹螺纹脂并安装护丝，以防止上扣或运输过程中碰伤螺纹。

3.3 保障油管上扣质量

油管上扣时应正确使用对扣、引扣钳和扭矩仪等上扣设备，保障油管上扣时对中、不偏斜，并按照规定上扣速度进行上扣。修复厂家应详细记录每根油管上扣扭矩数据，换接箍后对油管逐根进行试压检验。

3.4 现场规范管理

修复油管脱扣往往是修复质量与现场操作综合作用的结果。油管在现场使用时，随意摆放吊装造成螺纹磕碰、上扣操作不规范、上提油管柱作业时遇阻强行提拉管柱均有可能导致油管脱扣事故。作业队应加强责任心，重视修复油管下井作业；现场运输、搬运修复油管时注意保护螺纹，并严格按规章进行上扣操作。

4 结论及建议

1)无钢级分选环节、螺纹加工精度低及上扣质量差是导致修复油管接头脱扣的主要原因。

2)修复厂家应从管理、设备、工艺方面严格把关，对旧油管钢级进行严格分级分类，同时提高螺纹加工精度。

3)修复油管上扣时，应使用对扣、引扣钳和扭矩仪等设备，并按照规定扭矩及上扣速度上扣。

[1] 郑文照，王峰，任淑萍，等.旧油管检测修复技术的现状与对策[J].石油矿场机械，2003，32(3)：54-56.

[2] 刘功农.简论油管修复生产线的技术改造[J].石油矿场机械，2004，33(6)：123-124.

[3] 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，2010，33(6)：80-83.

[4] 杜 倩.油套管圆螺纹连接粘扣的原因分析及预防讨论[J].中国石油和化工标准与质量，2013，33(9)：226-226.

[5] 滕学清，吕拴录，宋周成，等.某井特殊螺纹套管脱扣和粘扣原因分析[J].理化检验：物理分册，2011，48(4)：261-264.

[6] 刘 愚，鲁延丰.浅谈油田旧油管的检测与修复工艺[J].内蒙古石油化工，2001，27(2)：128-130.

Analysis of Repaired Tubing Tripping Causes and Preventive Measures

LONG Yan1, LI Yan2, LI Xiaorui2, HUANG Lamei2, KUANG Xianren1, YUAN Juntao1, LI Xiaojun1

(1.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,Xi′an,Shaanxi710077,China； 2.TarimOilField,Korla,Xinjiang841000,China)

The tubing pullout reason was systematically analyzed based on two cases of tubing thread pullout repairing of Φ73.02 mm×5.51 mm NU. The results showed that no steel grade classification, low thread processing accuracy and poor make-up quality were the main causes of repaired tubing pullout. In order to prevent tubing from being pulled out and ensure the safety production of oil field, the related prevention measures were put forward from factory repairing and field operation.

repaired tubing; thread processing; pullout

龙 岩，男，1987年生，2014年毕业于南京理工大学材料学专业，现主要从事石油管失效分析工作。E-mail: longyan01@cnpc.com.cn

TE931.2

A

2096-0077(2016)06-0052-03

2016-04-20 编辑：葛明君)