Φ139.7 mm×9.17 mm N80 LC套管螺纹黏结原因分析
2019-05-05马春莉
冯 杰，马春莉，闫 泓
（渤海石油装备新世纪机械制造有限公司，天津 300280）
1 事故情况
我国西北某井在进行下套管作业过程中，Φ139.7 mm×9.17 mm N80 LC套管接头发生螺纹黏结。下套采用液压钳扭矩控制上紧。为了找出Φ139.7 mm×9.17 mm N80 LC套管螺纹黏结的原因，遂在现场共截取螺纹黏结套管样件4件，其中内、外黏结螺纹各2件；同时还截取准备下井的全新套管外螺纹端及接箍端各3件，外螺纹端编号分别为N1-a、N2-a、N3-a，接箍端编号分别为N1-b、N2-b、N3-b。Φ139.7 mm×9.17 mm N80 LC套管螺纹黏结宏观形貌如图1所示。
2 材质分析
2.1 化学成分
按照API Spec 5CT—2011《套管和油管规范》在螺纹黏结管体及接箍上截取试样，用ARL 4460直读光谱仪及LECO CS-844型红外碳硫分析仪进行化学成分分析检测，管体及接箍螺纹黏结试样化学成分检测结果见表1。检测结果表明，套管管体及接箍化学成分满足中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY 1572.1—2013《油井管技术条件 第1部分：无缝套管》及 API Spec 5CT—2011 要求［1-5］。
2.2 力学性能
图1 套管螺纹黏结宏观形貌
表1 管体及接箍螺纹黏结试样化学成分（质量分数）检测结果%
按照API Spec 5CT—2011标准在管体截取25.4 mm×50 mm板状纵向拉伸试样，在接箍上截取Φ6.25 mm×25 mm纵向拉伸试样，在室温条件下进行拉伸试验；在管体和接箍上分别截取5 mm×10 mm×55 mm夏比V型缺口横向冲击试样并在0℃进行冲击试验［6－14］。管体和接箍纵向拉伸试样试验以及0℃夏比V型缺口横向冲击试样试验结果见表2。试验结果表明，管体及接箍的拉伸及冲击性能符合API Spec 5CT—2011及Q/SY 1572.1—2013要求。
表2 管体和接箍纵向拉伸试样试验以及0℃夏比V型缺口横向冲击试样试验结果
2.3 金相分析
按照API Spec 5CT—2011标准要求在管体截取金相试样，依据GB/T 13298—2015《金属显微组织检验方法》、GB/T 10561—2005《钢中非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》及GB/T 6394—2002《金属平均晶粒度测定方法》进行显微组织分析，检测结果符合标准要求且并未发现其他不正常的组织。1～4号试样的非金属夹杂物等级，除A类（薄）、B类（薄）、D类（薄）为0.5外，其余都为0；晶粒度为10级。试样材料金相显微组织如图2所示。
3 螺纹参数检测
按照API Spec 5B—2008《套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范》对现场截取的3对全新套管进行螺纹参数检测，检测设备为工作量规、单项仪及游标卡尺。套管外螺纹端及接箍端螺纹参数检测结果见表3～4。
试验结果表明，套管螺纹各项参数满足API Spec 5B—2008、 API Spec 5CT—2011 及 Q/SY 1572.1—2013要求。
4 上卸扣试验
图2 试样材料金相显微组织
表3 套管外螺纹端螺纹参数检测结果
表4 套管接箍端螺纹参数检测结果
按照API RP 5C5—2017《套管和油管接头试验程序推荐做法》对现场截取的3对全新套管进行上卸扣试验，上卸扣试验条件见表5，上卸扣试验数据及试验结果结果见表6。所取样管均为全新套管。试验前对编号1N及2N的样管螺纹重新进行清洗及涂抹螺纹脂；编号3N的样管保持现场人员清洁涂抹的状态。套管管体和接箍起始黏结螺纹如图3所示。
外螺纹黏结部位为第2～5个螺纹、第17～20个螺纹；内螺纹起始螺纹黏结（图3）。
表5 上卸扣试验条件
5 螺纹黏结形貌分析
对螺纹黏结管体外螺纹与接箍内螺纹形貌进行分析，可以看到失效套管外螺纹从第1～22个螺纹均有严重损伤，螺纹牙型均不完整，甚至出现沟壑，而第23～25个螺纹牙型较为完整，没有明显的变形。
表6 上卸扣试验数据及试验结果
与外螺纹相啮合的接箍内螺纹牙型同样损伤严重，螺纹牙顶完全磨平，起始螺纹位置损伤较为突出，甚至出现沟壑，如图1所示。
图3 套管管体及接箍起始黏结螺纹
6 综合分析
通过上述分析，可以判断：现场螺纹清洗不彻底及作业不规范是套管螺纹发生黏结的根本原因。
螺纹黏结属于黏着磨损，即在上卸扣过程中管体和接箍的螺纹啮合表面相对运动时，摩擦表面的材料从一个表面转移到另一个表面所引起的磨损。黏着磨损是一个受多因素影响的复杂过程，螺纹黏结主要受螺纹参数、表面光洁度、材料性能、接箍表面处理状态、螺纹脂、上卸扣操作等因素影响。
通过对螺纹黏结管体和接箍黏结螺纹力学性能进行检测，发现其各项指标均符合API Spec 5CT—2011要求。同批次新套管试样的螺纹参数符合API Spec 5B—2008和API Spec 5CT—2011要求，在3次上卸扣试验中，按照标准进行螺纹清洗、干燥、均匀涂抹CATTS101螺纹脂，内、外螺纹均未发生黏结，接箍表面处理层完好。表明螺纹的抗黏结性能符合相关标准要求。
对失效套管的螺纹黏结部位进行宏观分析可知，黏结部位从内、外起始螺纹位置开始，从螺纹消失端起至螺纹中部4～5个螺纹基本完好，随后螺纹损伤特别严重，形成挤压磨痕，已看不出齿形的外观轮廓。造成这种情况的原因很可能是在对错螺纹的情况下就开始旋合，导致螺纹黏结现象越来越严重，旋合部位温度升高形成焊点，强行拆卸最终剥离基体；也有可能是存在于螺纹金属表面的沙粒等硬质颗粒导致螺纹在过盈接触及摩擦运动过程中，发生塑性变形、挤压剥落、犁沟和嵌入金属的损伤，从而发生黏结，这一点可以从上卸扣试验中得到证实。
7 结 语
（1）套管材料理化性能及螺纹参数符合API Spec 5CT—2011、API Spec 5B—2008及Q/SY 1572.1—2013要求。
（2）现场螺纹清洗不当及作业不规范是套管螺纹发生黏结的根本原因。
