API长圆螺纹在水平井工况中的适用性试验研究

戈 晓，张培毅，赵延延，郝玉华

（天津钢管集团股份有限公司，天津 300301）

水平井钻井技术的大力发展，使复杂油气藏和老油田不可开采的剩余储量得到开发，油气采收率显著提高，开发成本进一步降低。API长圆（LC）螺纹具有易加工、易修复、成本低等特点，得到了广泛应用。国内某油田区块井身设计的水垂比大于1，最大井斜角91°/1 200 m，属水平井，下套管作业摩擦阻力较大，当管柱遇阻时，为使套管下放到设计位置，不得不进行“上提下放”等解卡作业［1］。该区块选用套管螺纹类型为API LC螺纹类型，目前有2口井发生螺纹泄漏，针对这一情况，天津钢管集团股份有限公司开展相关试验研究，以评估该螺纹类型在水平井中的适用性。

1 有限元工况模拟

以Φ139.7 mm×10.54 mm N80钢级套管的LC螺纹为研究对象，进行分析和数值模拟，其使用性能［2-3］及加载载荷见表1。施加的拉伸载荷设定为螺纹连接强度的95%，压缩载荷设定为螺纹连接强度的50%。

1.1 有限元建模

按规定中的API LC螺纹参数标准值及最佳位置拧紧螺纹。上扣时根据API Spec 5B—2008《套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范》首先完成手紧上扣，因该规格紧密距为3圈，因此需要再机紧3圈，以完成上扣［4］，此时外螺纹与内螺纹的相对位置即最佳上扣位置。分别按无轴向载荷、50%压缩载荷和95%拉伸载荷建立3个模型，不同载荷下LC接头的等效应力分布如图1所示。图1（a）所示为不承受轴向载荷，其高应力区为外螺纹的1～4个螺纹和内螺纹的1～4个螺纹，该位置是上卸扣试验时容易发生螺纹黏结的位置；图1（b）所示为承受50%压缩载荷后，高应力区转移到内螺纹的2～5个螺纹，而拧紧螺纹后外螺纹形成的高应力区（图1a），应力虽变化不大，但已经不处于最高应力区了；图1（c）所示为承受95%拉伸载荷，整个外螺纹成为新的高应力区。因此，套管串在“上提下放”作业时，外螺纹和内螺纹将承受交变载荷作用。

表1 Φ139.7 mm×10.54 mm N80钢级LC螺纹类型套管使用性能及加载载荷

1.2 螺纹密封能力分析

图1 不同载荷下LC接头的等效应力分布

将等效应力云图的螺纹部放大后，观察不同载荷下的螺纹接触面情况。不同载荷下螺纹接触情况如图2所示。对比可知，压缩载荷对螺纹的接触面积影响不明显，而拉伸载荷对螺纹的接触面积影响非常大。不同载荷下接触应力沿螺纹分布情况如图3所示，2D建模时是按照0.6 mm划分的网格节点，因此每个接触线段代表了一个接触面，且接触长度为0.6 mm。当该接触线段的接触应力大于0时，接触面能够起到密封作用，视为有效接触面；接触应力为0时，视为无效接触，其密封只能依靠于优质螺纹密封脂来实现。有效接触面所占比例越高，表征螺纹的密封能力越强。将所有接触线和对应的接触应力导入Excel表中，统计出不同载荷下的螺纹有效接触面所占比值情况，见表2。分析可知，当拉伸载荷达到螺纹连接强度的95%时，有效接触面由65.3%下降到37.8%，密封能力明显下降。

图2 不同载荷下螺纹接触情况

2 实物验证试验

2.1 试样准备

随机选取一支Φ139.70 mm×10.54 mm N80 LC成品管，截取外螺纹和内螺纹作为试验样，经测量螺纹参数，符合API Spec 5B—2008要求［4］，螺纹参数测量结果见表3。为了模拟API LC螺纹服役的最苛刻情况，一般应选择最小扭矩控制螺纹拧紧后进行静水压试验。需要说明的是，此时外螺纹与内螺纹的相对位置并非最佳位置，而是符合API RP 5C1—1999《套管和油管维护与使用推荐作法》要求的最小过盈配合，也是可接受的最苛刻（密封能力最差）的一种配合。因此该试样按照最小扭矩5 115 N·m拧紧螺纹，试样螺纹拧紧扭矩-圈数曲线如图4所示。

2.2 “上提下放”工况模拟试验

图3 不同载荷下接触应力沿螺纹分布情况

表2 不同载荷下的螺纹有效接触面占比%

为模拟不同载荷下套管管柱“上提下放”工况，实物试验方案分成两部分，试验方案及试验结果见表4。第一部分为10次30%～80%拉压载荷循环试验，80%拉压循环加载曲线如图5所示，试验结束后按照API TR 5C3—2008《套管、管道和用作套管或管道的线管的等式和计算技术报告》试水压68.1 MPa，80%拉压循环结束后试压曲线如图6所示，接头未发生泄漏；第二部分为10次50%～95%拉压载荷循环试验，95%拉压循环加载曲线如图7所示，加载结束后试水压68.1 MPa，95%拉压循环结束后试压曲线如图8所示，接头发生泄漏，螺纹泄漏实物如图 9 所示［5-15］。

表3 螺纹参数测量结果

图4 试样螺纹拧紧扭矩-圈数曲线

表4 模拟拉压工况试验方案及试验结果

图5 80%拉压循环加载曲线

3 分析讨论

图6 80%拉压循环结束后试压曲线

实物试验结果表明，“上提下放”施加的载荷低于连接强度80%时，对长圆螺纹的密封能力影响不大，循环加载10次后螺纹密封未失效；当“上提下放”施加的载荷增加到连接强度的95%时，循环加载10次后进行水压测试，螺纹发生泄漏，螺纹密封能力已不能满足产品抗内压泄漏要求。由有限元模拟可知，当拉压载荷循环加载时，外螺纹和内螺纹的有效接触面是在37.5%～65.3%反复变化的，这种螺纹间隙的变化为螺纹脂的缓慢流变提供了空间和动能，从而产生了对接头密封性不利的影响。

图7 95%拉压循环加载曲线

图8 95%拉压循环结束后试压曲线

图9 螺纹泄漏实物示意

4 结 语

（1）API LC螺纹拧紧后存在螺纹间隙，当施加拉压循环载荷时，内外螺纹将承受交变载荷，同时螺纹间隙也是变化的，对螺纹接头水密封能力可能会产生消极影响。

（2）当拉伸载荷小于80%螺纹连接强度时，API LC螺纹密封可靠；当拉伸载荷达到95%螺纹连接强度时，API LC螺纹密封能力显著下降，甚至丧失密封能力。

（3）对于水平井，因下套管作业遇阻情况较多，经多次大载荷“上提下放”管串进行解阻作业后，接头将承受密封失效风险。