N80Q 加厚油管粘扣原因分析

刘庆

（中石油煤层气有限责任公司设备物资处，北京 100028）

N80Q 加厚油管粘扣原因分析

刘庆

（中石油煤层气有限责任公司设备物资处，北京 100028）

对粘扣的φ73.02×5.51mm N80Q EU油管进行螺纹宏观形貌分析、材料理化试验、金相分析、微观分析，并结合油管运输、存放、上扣操作及受力状况分析，得出油管粘扣原因。

N80Q EU油管；粘扣；分析；下油管

1 背景

煤层气某公司DHJP5-5向2井在下油管过程中发生严重粘扣现象。油管规格为φ73．02×5．51mm N80Q EU，共发生粘扣24根，均无法上扣到位，存在二至四扣外露螺纹。现场反映，该批油管在使用过程中，发现油管第一次下井作业起出后油管粘扣数目多，且粘扣严重；若将未粘扣油管第二次下井作业起出后不易粘扣。为了查明粘扣原因，防止此类事故再次发生，现分析如下。

2 宏观分析

2.1 来样概况

来样共四段，分别为粘扣油管外螺纹和接箍，井场库存油管外螺纹和接箍，每段长度均为800mm。粘扣油管炉批号为655366 81 0039，井场库存油管炉批号为655366 82 0098。距螺纹215mm处管体外壁存在一圈分布较密的钳痕，且钳痕较深，可推知该油管经过多次夹持上卸扣。

2.2 外螺纹损伤形貌

所送油管的外螺纹粘扣形貌如图1所示。由图可知，该外螺纹端部数第一至九扣螺纹发生了严重粘扣，第10扣未见上扣痕迹，因此推知外螺纹上扣到第九扣，上扣螺纹长度为33mm。

第一扣螺纹牙顶划痕由螺纹导向侧跨过牙顶到达螺纹承载侧，形貌如图2，该形貌正是螺纹错扣的典型特征。在外螺纹鼻端牙痕与牙顶之间存在一条划痕，该划痕与牙痕并非平行。外螺纹端面存在碰撞痕迹。第十扣螺纹侧面与牙顶未见上扣，但牙顶存在碰撞痕迹，且外螺纹粘扣区域未发现碰伤。

图1 外螺纹粘扣形貌

图2 第一扣螺纹牙顶划痕形貌

2.3 接箍损伤形貌及工厂端外螺纹形貌

粘扣油管接箍现场段外壁存在较多钳印。将接箍剖开，接箍现场端颜色较亮，工厂端颜色较暗，这是由于现场端粘扣严重，螺纹表面的磷化层已被损坏，工厂端螺纹表面的磷化层完好，无粘扣现象，测量粘扣螺纹的长度为24mm。

接箍现场端前八扣螺纹已被划伤，其余螺纹未发现划伤，表明该接箍上扣到第八扣。前三扣牙顶已被磨平，第七扣和第八扣导向面中部存在明亮的划痕，第八扣导向面划痕锐直，表明该划痕的造痕物尖锐。测量第八扣导向面划痕至手紧啮合平面的距离为24mm。

2.4 库存油管螺纹形貌及螺纹检验

卸掉库存油管外螺纹保护器，将外螺纹清洗干净，外螺纹一侧存在大面积碰撞痕迹，另一侧螺纹完好。

对库存油管接箍和外螺纹进行检验，结果如表1所示。由表可知，库存油管的接箍和外螺纹各单项参数均符合API Spec 5B-2008要求。

3 理化检验

3.1 化学成分分析

分别在粘扣油管管体和接箍上取样，用ARL-3460直读光谱仪对其化学成分进行分析，结果显示，管体和接箍的化学成分符合API Spec 5CT第九版要求。

3.2 力学性能试验

依据API Spec 5CT第九版，分别在粘扣管体和接箍上取样进行力学性能试验。管体拉伸试验采用纵向板状试样，标距内宽度为19mm，试验温度为室温，试验结果符合API Spec 5CT第九版对N80Q的要求。

表1 螺纹检验结果

表2 冲击性能试验结果

表4 钢中非金属夹杂评级及晶粒度

管体和接箍冲击试验均采用纵向夏比冲击试样，管体和接箍冲击试样尺寸分别为10×3．3×55mm和10×7．5×55mm，均沿壁厚方向开V型缺口，试验温度为0℃。试验结果符合API Spec 5CT第九版对N80Q的要求（表2）。

管体和接箍硬度试验结果见表3。由表可知，管体和接箍的硬度分布较为均匀。

表3 硬度试验结果（HRC）

4 金相分析

分别在管体和接箍上切取试样进行金相分析，结果表明所送管体和接箍的金相组织正常，均为回火索氏体。非金属夹杂物评级及晶粒度评级如表4所示。

5 微观分析

在粘扣油管外螺纹上取样，扫描电子显微镜下分析其损伤形貌，观察发现外螺纹端面数第一扣牙顶存在划痕，该划痕由导向面越过牙顶到达承载面，这是典型的错扣痕迹，说明开始上扣时外螺纹和接箍就未对正。外螺纹牙顶划伤严重，而牙底无明显啮合痕迹，外螺纹第10扣螺纹牙顶存在碰撞痕迹。

6 分析及讨论

DHJP5-5向2井在下油管过程中发生严重粘扣现象。理化分析表明，所送粘扣油管接箍和管体的理化性能符合API Spec 5CT第九版对N80Q的要求，金相组织正常。螺纹检验结果表明，井场库存油管外螺纹和接箍螺纹的单项参数符合API Spec 5B-2008要求。根据宏观分析和微观分析可以得到以下几点。

（1）所送外螺纹上扣到第九扣，上扣螺纹长度为33mm。由API Spec 5B-2008可知，外螺纹管端至手紧面长度L1=34mm＞33mm，因此可知外螺纹上扣还未到手紧面。

（2）井场库存油管外螺纹一侧存在严重的碰撞痕迹，另一侧完好，螺纹导向面和承载面均无上扣痕迹。由粘扣油管接箍第八扣导向面划痕锐直，可知造痕物尖锐，即与接箍匹配的外螺纹上存在尖锐棱角，这些棱角正是外螺纹牙顶碰伤而产生的尖锐边缘。

粘扣油管外螺纹第十扣螺纹侧面与牙顶未见上扣痕迹，但牙顶存在碰撞痕迹，以及外螺纹端面存在碰撞痕迹，而粘扣螺纹区域并未发现碰伤，据此推知，外螺纹碰伤是在粘扣之前，即粘扣油管入井前外螺纹已碰伤。

（3）外螺纹第一扣螺纹牙顶存在由螺纹导向侧跨过牙顶到达螺纹承载侧的划痕，这是典型的错扣痕迹，说明开始上扣时外螺纹和接箍就未对正。外螺纹一侧碰撞损伤严重，另一侧完好，这样的外螺纹旋入接箍内时，碰伤侧牙顶难以嵌入接箍螺纹槽内，被卡在接箍螺纹牙侧面的中部（接箍第八扣导向面中部尖锐划痕就是证据），另一完好螺纹侧可嵌入接箍螺纹槽内，必然导致对扣不正，引起错扣。

外螺纹与接箍螺纹在上扣一开始就发生干涉，不能啮合，是很难上扣到位的，这也是存在二至四扣外露扣的原因。正是由于不能上扣到位，现场加大扭矩多次拧紧，这也是距外螺纹215mm处管体存在一圈分布较密钳痕的原因。

（4）接箍现场端和工厂端材料相同，螺纹参数加工质量相差不大。粘扣油管接箍剖开后发现工厂端磷化层完好，无粘扣现象；而现场端粘扣严重，磷化层已严重损伤，二者形成鲜明对比，两端唯一的差别就是上扣操作环境不同，因此上扣操作环境是现场端粘扣的主要因素。

（5）粘扣油管接箍现场端端面存在较多钳痕，表明现场端上扣时大钳的夹持位置不对。根据接箍的结构，中部壁厚最大，其刚性也最大，抵抗变形的能力最强；接箍工厂端内部存在公扣的支撑，抵抗变形的能力也强。因此，背钳应夹持接箍中部或中下部。

（6）根据使用方提供，油管第一次下井作业，起出后油管粘扣数量多，且粘扣严重；若将未粘扣油管第二次下井作业，起出后不易粘扣。其实这间接证明了螺纹的碰伤，油管第一次下井，那些碰伤严重的外螺纹必然引起粘扣，而那些未碰伤或碰伤不严重的油管在第一次下井未粘扣，再次下井时也是不容易发生粘扣的。

根据以上分析可以推知所送油管粘扣的主要原因是，油管入井前，外螺纹一侧已严重碰伤，螺纹牙顶由圆弧形变为较宽的平面，平面牙顶两侧存在尖锐棱角，与接箍旋合过程中，牙顶难以嵌入接箍螺纹槽内，只能卡在螺纹牙侧面的中部。另一侧螺纹完好，外螺纹牙顶可嵌入接箍螺纹槽内，必然导致对扣不正，引起错扣，再加上外螺纹碰伤侧尖锐棱角的犁划作用，导致油管粘扣。

另外，接箍的夹持位置不当也是粘扣的原因之一。

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