177.8 mm×12.65 mm V140特殊螺紋接頭套管試驗(yàn)研究

呂拴錄，康延軍，李東風(fēng)，韓 軍，楊 鵬，秦宏德，文志明，劉德英

（1．中國石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系，北京 100249；2．塔里木油田，新疆 庫爾勒 841000；3．中國石油天然氣集團(tuán)公司管材研究所，西安 710065）

177.8 mm×12.65 mm V140特殊螺紋接頭套管試驗(yàn)研究

呂拴錄1，2，康延軍2，李東風(fēng)3，韓 軍3，楊 鵬3，秦宏德2，文志明2，劉德英2

（1．中國石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系，北京 100249；2．塔里木油田，新疆 庫爾勒 841000；3．中國石油天然氣集團(tuán)公司管材研究所，西安 710065）

對177．8 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管材質(zhì)和螺紋接頭參數(shù)進(jìn)行檢測，對套管螺紋接頭進(jìn)行上卸扣試驗(yàn)、彎曲條件下氣體內(nèi)壓＋拉伸試驗(yàn)、拉伸至失效試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明：該種套管接箍內(nèi)螺紋接頭為薄弱環(huán)節(jié)，在進(jìn)行實(shí)物試驗(yàn)過程中應(yīng)當(dāng)按照接箍危險(xiǎn)截面尺寸計(jì)算試驗(yàn)載荷，在進(jìn)行套管設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)當(dāng)按照接箍強(qiáng)度計(jì)算套管連接強(qiáng)度。建議將該種套管用于具有蠕變地層的井段，對于其他井段應(yīng)采用接箍內(nèi)螺紋接頭與管體外螺紋接頭等強(qiáng)度的套管。

套管；特殊螺紋接頭；上卸扣試驗(yàn)；內(nèi)壓試驗(yàn)；拉伸試驗(yàn)

塔里木油田蠕變地層要求套管具有良好的抗擠性能，高壓氣井對套管密封性能有嚴(yán)格要求［1-6］。近年來，塔里木油田發(fā)生了多起套管擠毀或變形事故，陽霞1井等已經(jīng)因套管擠扁而報(bào)廢［7］，多口井因套壓異常升高而進(jìn)行修井作業(yè)。為保證套管柱的抗擠性能和密封性能，塔里木油田已經(jīng)在多口井采用了177．8 mm×12．65 mm 140鋼級API偏梯形螺紋接頭套管和特殊螺紋接頭高抗擠套管。試驗(yàn)研究結(jié)果表明［8］：在水壓爆破試驗(yàn)過程中，當(dāng)內(nèi)壓達(dá)到一定值時(shí)，177．8 mm 140鋼級API偏梯形螺紋接頭套管接箍首先脹大，然后發(fā)生脫扣；在拉伸試驗(yàn)過程中接箍首先發(fā)生斷裂。試驗(yàn)已經(jīng)證實(shí)：177．8 mm 140鋼級API偏梯形螺紋接頭套管壁厚達(dá)到12．65 mm時(shí)，雖然抗擠強(qiáng)度可以提高，但接箍為薄弱環(huán)節(jié)，其接頭抗內(nèi)壓和抗拉強(qiáng)度并不能提高。177．8 mm× 12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管的薄弱環(huán)節(jié)是否也在接箍內(nèi)螺紋，如何科學(xué)地設(shè)計(jì)和使用該種套管，成為塔里木油田目前亟待研究解決的問題。為此，本文進(jìn)行了試驗(yàn)研究。

1 試驗(yàn)要求

1．1 試樣

1．1．1 尺寸規(guī)格及螺紋接頭參數(shù)

177．80 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管試樣公稱外徑為177．80 mm，壁厚為12．65 mm，實(shí)測最小壁厚為11．09 mm；套管接箍公稱外徑193．68 mm，危險(xiǎn)截面處的名義壁厚為9．98 mm，實(shí)測最小壁厚為10．10 mm。試樣內(nèi)、外螺紋接頭參數(shù)符合API SPEC 5B［9］和API SPEC 5CT［10］要求。

1．1．2 材料

套管試樣化學(xué)成分分析結(jié)果如表1，符合油田要求。

表1 965 MPa（140 ksi）鋼級套管化學(xué)成分試驗(yàn)結(jié)果wB%

在套管試樣管體和接箍上分別取樣進(jìn)行拉伸試驗(yàn)和硬度試驗(yàn)，在套管試樣管體和接箍上分別取橫向和縱向夏比V形缺口沖擊試樣進(jìn)行沖擊試驗(yàn)，力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果如表2。

表2 力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果

金相分析結(jié)果如表3。

表3 金相分析結(jié)果

1．2 試驗(yàn)原理及流程

采用套管實(shí)物樣品，模擬套管使用條件進(jìn)行加載試驗(yàn)，最終將試樣拉伸至失效。試驗(yàn)原理及流程如圖1。

圖1 試驗(yàn)原理及流程

1．3 試驗(yàn)設(shè)備

美國H．O．MOHR公司生產(chǎn)的上卸扣試驗(yàn)機(jī)和復(fù)合加載試驗(yàn)機(jī)性能如表4～5。

表4 復(fù)合加載試驗(yàn)機(jī)性能

表5 上卸扣試驗(yàn)機(jī)性能

2 試驗(yàn)結(jié)果

2．1 上卸扣試驗(yàn)

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)API RP 5C5［11］和《塔里木油田特殊螺紋接頭油管、套管抽樣上、卸扣試驗(yàn)補(bǔ)充技術(shù)條件》進(jìn)行上卸、扣試驗(yàn)，采用最大上扣轉(zhuǎn)矩，經(jīng)過2次上、卸扣后，所有試樣均未發(fā)生粘扣和密封面損傷現(xiàn)象。第3次上扣（如表6）之后進(jìn)行后續(xù)試驗(yàn)。

表6 第3次上扣轉(zhuǎn)矩

2．2 彎曲條件下氣體內(nèi)壓+拉伸試驗(yàn)

按照SY／T—6128［12］標(biāo)準(zhǔn)對試樣1Y、2Y和1R進(jìn)行彎曲條件下氣體內(nèi)壓加拉伸試驗(yàn)，加壓介質(zhì)為干燥氮?dú)?，利用氣泡瓶檢測法檢測試樣泄漏情況。試驗(yàn)壓力為管體內(nèi)表面VME達(dá)到60%材料屈服強(qiáng)度時(shí)的壓力；根據(jù)管體內(nèi)表面VME達(dá)到95%材料屈服強(qiáng)度計(jì)算試驗(yàn)加載點(diǎn)。

API RP 5C5—2003／ISO 13679—2002標(biāo)準(zhǔn)7．3．1條規(guī)定：試驗(yàn)載荷（等效復(fù)合應(yīng)力VME）按實(shí)測最小壁厚（不大于95%名義壁厚）、實(shí)測最小屈服強(qiáng)度和名義外徑或?qū)崪y外徑平均值計(jì)算。在載荷包絡(luò)線的任何一個(gè)象限，如果接頭的強(qiáng)度小于管體，制造廠應(yīng)提供該套管試驗(yàn)載荷的計(jì)算方法。試驗(yàn)載荷計(jì)算有3種方法。

1） 按照管體名義外徑177．8 mm、實(shí)測最小管體壁厚11．09 mm和實(shí)測管體最小屈服強(qiáng)度計(jì)算載荷點(diǎn)套管內(nèi)表面等效復(fù)合應(yīng)力VME（如表4）。試樣1Y按方法一和表4所示程序加載，在載荷序號(hào)2保持5 min后接箍現(xiàn)場端斷裂。斷口起源于接箍危險(xiǎn)截面內(nèi)螺紋根部（如圖2）。這說明按照管體壁厚計(jì)算的復(fù)合應(yīng)力超過了內(nèi)螺紋接頭的承載能力。

2） 按照接箍名義外徑193．68 mm、接箍危險(xiǎn)截面處實(shí)測最小壁厚10．10 mm的95%（9．60 mm）和2Y試樣中管體實(shí)測最小屈服強(qiáng)度計(jì)算試驗(yàn)載荷點(diǎn)套管內(nèi)表面等效復(fù)合應(yīng)力VME（如表4）。試樣2Y、1R按表7所示程序加載后，未發(fā)生泄漏和斷裂。

圖2 1Y接箍斷裂位置

3） 按照接箍名義外徑193．68 mm、87．5%接箍危險(xiǎn)截面壁厚8．73 mm和實(shí)測接箍最小屈服強(qiáng)度計(jì)算的載荷點(diǎn)套管內(nèi)表面等效復(fù)合應(yīng)力VME（制造廠提供，如表7）。

由于方法三不符合試驗(yàn)載荷點(diǎn)等效復(fù)合應(yīng)力VME按實(shí)測最小壁厚（不大于95%公稱壁厚）計(jì)算的原則，實(shí)際試驗(yàn)沒有采用。

表7 在彎曲條件下氣體內(nèi)壓加拉伸試驗(yàn)加載步驟

2．3 拉伸至失效試驗(yàn)

試樣2 Y、1R通過彎曲條件下氣體內(nèi)壓加拉伸試驗(yàn)后，進(jìn)行拉伸至失效試驗(yàn)。2Y試樣從接箍現(xiàn)場端危險(xiǎn)截面斷裂，失效載荷為7 509．6 k N；1R試樣堵頭焊接質(zhì)量存在問題，試樣從堵頭焊縫位置斷裂，失效載荷為7 408．1 k N。

2．4 斷口分析及尺寸測量

1 Y和2 Y試樣從接箍現(xiàn)場端危險(xiǎn)截面斷裂，斷口起源于接箍危險(xiǎn)截面的內(nèi)螺紋根部（如圖3）。對斷裂的套管試樣接箍尺寸測定結(jié)果表明，接箍斷裂部位沒有明顯的縮頸。

圖3 1Y斷口形貌

3 試驗(yàn)結(jié)果分析

3．1 試驗(yàn)結(jié)果

（3）病情管理主要是關(guān)注患者的具體病情以及病情變化并對其進(jìn)行相應(yīng)的管理，是治療患者的關(guān)鍵部分。該管理模式能夠及時(shí)檢查患者疾病的各個(gè)指標(biāo)，并對這些指標(biāo)進(jìn)行全面的分析。通過觀察患者的治療效果和不良反應(yīng)，以記錄患者的藥物治療情況。此外，還要做好患者的健康教育工作，通過開展科普講座的形式，對心血管疾病患者進(jìn)行知識(shí)教育，使患者對自己的病情和治療情況有所了解，并自覺約束促自身行為，積極配合醫(yī)生的治療。

試驗(yàn)結(jié)果表明：1Y試樣按照管體名義外徑、實(shí)測管體最小壁厚和實(shí)測管體最小屈服強(qiáng)度計(jì)算載荷點(diǎn)，在載荷點(diǎn)2試驗(yàn)時(shí)接箍就發(fā)生斷裂。這說明177．80 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管的接箍內(nèi)螺紋接頭與管體外螺紋接頭不等強(qiáng)度，接箍為薄弱環(huán)節(jié)。

3．2 復(fù)合載荷條件下套管試驗(yàn)載荷確定

對于接頭與套管管體等強(qiáng)度的套管，應(yīng)當(dāng)按照API RP 5C5—2003／ISO 13679—2002標(biāo)準(zhǔn)7．3．1規(guī)定，按實(shí)測管體最小壁厚（不大于95%公稱壁厚）確定試驗(yàn)載荷（等效復(fù)合應(yīng)力VME）。對于接箍內(nèi)螺紋接頭為薄弱環(huán)節(jié)的套管，應(yīng)當(dāng)按照接箍內(nèi)螺紋接頭有關(guān)參數(shù)計(jì)算試驗(yàn)載荷。

試驗(yàn)結(jié)果表明：對于接箍內(nèi)螺紋接頭為薄弱環(huán)節(jié)的套管而言，應(yīng)當(dāng)按照接箍名義外徑、接箍危險(xiǎn)截面處實(shí)測最小壁厚的95%（9．60 mm）和管體實(shí)測最小屈服強(qiáng)度998 MPa（方法二）計(jì)算試驗(yàn)載荷點(diǎn)，不能按照管體名義外徑、實(shí)測管體最小壁厚和實(shí)測管體最小屈服強(qiáng)度計(jì)算載荷點(diǎn)（方法一），也不能按照接箍名義外徑、87．5%接箍危險(xiǎn)截面壁厚和實(shí)測接箍最小屈服強(qiáng)度（方法三）計(jì)算載荷點(diǎn)。

4 套管接箍優(yōu)化設(shè)計(jì)

試驗(yàn)結(jié)果表明：177．8 mm×12．65 mm V140型特殊螺紋接頭套管接箍內(nèi)螺紋接頭與管體外螺紋接頭不等強(qiáng)度，接箍為薄弱環(huán)節(jié)。如果能設(shè)法提高該種套管接箍的承載能力，套管的整體性能將大幅度提高。提高接箍承載能力可以從提高接箍材料強(qiáng)度和增大接箍外徑2方面予以考慮。

4．1 提高接箍材料強(qiáng)度

GB／9711．3—2005／ISO3183-3：1999《石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件》［7］第3部分C級鋼管表7規(guī)定，壓力鋼管橫向最低沖擊功為

CVN＝σy／10

式中：σy為屈服強(qiáng)度，MPa。

因此，對于965 MPa（140 ksi）鋼級（σy＝965 MPa），CVN≥97 J（圓整為100 J）；對于1 034 MPa（150 ksi）鋼級（σy＝1 034 MPa），CVN≥103 J（圓整為105 J）。

鋼的強(qiáng)度與韌性、塑性通常表現(xiàn)為互為消長的關(guān)系，強(qiáng)度高的韌性、塑性就低。反之，為求得高的韌性、塑性，必須犧牲強(qiáng)度。鋼級越高需要匹配的韌性越高，否則會(huì)發(fā)生套管脆性開裂事故［14］。1994年，KS1井所用1 034 MPa（150 ksi）鋼級套管螺紋開裂；2003年，TK218井又發(fā)生了2起1 034 MPa（150 ksi）套管接箍開裂事故［15-16］，其主要原因就是接箍材料韌性不足所致。

目前，國內(nèi)外還沒有強(qiáng)度和韌性匹配的1 034 MPa（150 ksi）鋼級套管。如果將接箍鋼級提高到1 034 MPa（150 ksi），其韌性不能保證，在使用過程中很容易發(fā)生脆性開裂事故。因此，試圖采用提高接箍鋼級的方法來增加接箍強(qiáng)度的方案目前還不成熟。

4．2 增加接箍外徑

增大接箍外徑可以增加接箍壁厚，提高接箍承載能力，增大接箍外徑必須考慮井眼尺寸。2010年發(fā)布的API SPEC 5CT第9版已經(jīng)將177．8 mm套管接箍外徑由原來的194．46 mm改為200．03 mm。API SPEC 5CT對177．8 mm套管接箍外徑改進(jìn)前后實(shí)物性能計(jì)算結(jié)果如表8。由表8可知：177．8 mm套管接箍外徑增大5．57 mm后，套管抗內(nèi)壓能力提高了17．7%，接頭連接強(qiáng)度提高了6．6%?？梢?，增大接箍外徑之后，套管承載能力大幅度提高。

表8 API SPEC 5CT對177.8 mm套管接箍外徑改進(jìn)前后實(shí)物性能計(jì)算結(jié)果

一般套管柱都是依據(jù)管體強(qiáng)度進(jìn)行設(shè)計(jì)的［17］。按照API SPEC 5CT第8版生產(chǎn)的177．8 mm× 12．65 mm V140套管，其連接強(qiáng)度和密封性能低于管體，但其抗擠強(qiáng)度是不會(huì)受影響的。因此，應(yīng)當(dāng)將現(xiàn)有庫存的該種套管用在對抗內(nèi)壓和抗拉伸性能要求不高，但對抗擠性能要求高的井段，充分發(fā)揮其抗擠性能優(yōu)越的特點(diǎn)。按照API SPEC 5CT第9版生產(chǎn)的177．8 mm×12．65 mm V140套管，可用于對抗內(nèi)壓、抗拉伸和抗擠性能要求高的井段。這既能滿足使用要求，又能減少庫存，節(jié)約成本。

177．80 mm×12．65 mm V140特殊螺紋接頭套管用于塔里木油田215．9 mm井眼。按照接箍外徑為194．46 mm計(jì)算，接箍位置與井眼單邊間隙僅10．72 mm；按照接箍外徑為200．03 mm計(jì)算，接箍位置與井眼單邊間隙僅7．94 mm。這說明若采用API SPEC 5CT第9版規(guī)定的接箍外徑，接箍位置與井眼單邊間隙會(huì)更小，無法保證固井質(zhì)量。因此，若使用177．8 mm套管，應(yīng)當(dāng)考慮適當(dāng)增大鉆頭尺寸。

5 結(jié)論

1） 177．8 mm×12．65 mm套管接箍為薄弱環(huán)節(jié)，應(yīng)當(dāng)按照接箍危險(xiǎn)截面尺寸計(jì)算試驗(yàn)載荷，應(yīng)當(dāng)按照接箍強(qiáng)度進(jìn)行套管柱設(shè)計(jì)。

2） 對于存在蠕變地層的井段采用177．8 mm ×12．65 mm V140特殊螺紋套管，對于其他井段采用接箍內(nèi)螺紋接頭與管體外螺紋接頭等強(qiáng)度的套管。

［1］劉衛(wèi)東，呂拴錄，韓勇，等．特殊螺紋接頭油套管驗(yàn)收關(guān)鍵項(xiàng)目及影響因素［J］．石油礦場機(jī)械，2009，38（12）：23-26．

［2］安文華，駱發(fā)前，呂拴錄，等．塔里木油田油套管國產(chǎn)化研究［J］．石油礦場機(jī)械，2010，39（6）：20-24．

［3］姬丙寅，呂拴錄，張宏．非API規(guī)格偏梯形螺紋接頭套管連接強(qiáng)度計(jì)算研究［J］．石油礦場機(jī)械，2011，40（2）：58-62．

［4］呂拴錄，龍平，趙盈，等．339．7mm偏梯形螺紋接頭套管密封性能和連接強(qiáng)度試驗(yàn)研究［J］．石油礦場機(jī)械，2011，40（5）：25-29．

［5］呂拴錄，李鶴林，藤學(xué)清，等．油、套管粘扣和泄漏失效分析綜述［J］．石油礦場機(jī)械，2011，40（4）：21-25．

［6］呂拴錄，姬丙寅，楊成新，等．244．5mm套管偏梯形螺紋接頭L4長度公差分析及控制［J］．石油礦場機(jī)械，2012，41（6）：63-66．

［7］Shuanlu Lu，Zhihou Li，Yong Han，et al．High dogleg severity，wear ruptures casing string［J］．OIL＆GAS，2004，98（49）：74-80．

［8］呂拴錄．套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度試驗(yàn)研究［J］．石油礦場機(jī)械，2001，30（Z）：51-55．

［9］API SPEC 5CT Specification for Casing and Tubing．7th ed［S］．Washington（DC），2001．

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［11］API RP 5C5，Recommended Practice for Evaluation Procedure for Casing and Tubing Connection［S］．Third Edition．

［12］SY／T-6128—1995，油套管螺紋連接性能評價(jià)方法［S］．

［13］API Bulletin 5C2 Bulletin on Performance Properties of Casing，Tubing and Drill pipe［S］．Washington DC，1999．

［14］GB／9711．3—2005／ISO3183-3：1999石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第3部分：C級鋼管［S］．

［15］呂拴錄，康延軍，劉勝，等．井口套管裂紋原因分析［J］．石油鉆探技術(shù)，2009，37（5）：85-88．

［16］呂拴錄，李鶴林．V150套管接箍破裂原因分析［J］．理化檢驗(yàn)，2005，41（Sl）：285-290．

［17］《鉆井手冊（甲方）》編寫組．鉆井手冊（甲方）［K］．北京：石油工業(yè)出版社，1990．

Test and Research on Premium Connection of 177.8 mm×12.65 mm V140 Casing

LV Shuan-lu1，2，KANG Yan-jun2，LI Dong-feng3，HAN Jun3，YANG Peng3，QIN Hong-de2，WEN Zhi-ming2，LIU De-ying1
（1．Material Science and Engineering Department，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2．Tarim Oilfield，Korla 841000，China；3．Tubular Goods Research Center，China National Petroleum Corporation，Xi’an 710065，China）

The tests and inspection on material and thread parameter for the premium connection of 177．8 mm×12．65 mm V140 casing specimens were given，and make-up and break-out tests，internal nitrogen pressure and tension tests under bend，and tension to failure tests were carried out．Based on analysis on test result，it is considered that the coupling box was weaker than that of pin，so the test load should be calculated in accordance with the coupling danger section dimension in full-size casing connection tests，and casing connection strength should be counted according to the coupling joint strength for to design casing sting．It is suggested that such casing should be applied in well segment with squirm stratum，and the casing with equal strength between pin and box should be applied in other well segment．

casing；premium connection；make up and break out test；internal pressure test；tension test

TE931．2

A

1001-3482（2014）01-0052-06

2013-07-20

呂拴錄（1957-），男，陜西寶雞人，教授級高級工程師，主要從事石油管材和石油機(jī)械質(zhì)量檢驗(yàn)及失效分析研究。