API套管抗內(nèi)壓標(biāo)準(zhǔn)解析

滕學(xué)清，朱金智，呂拴錄，2，文志明，秦宏德，董 仁，王曉亮，馬 琰，徐永康，石桂軍

(1.塔里木油田公司 新疆 庫(kù)爾勒 841000；2.中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 1022491)

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·標(biāo)準(zhǔn)化·

API套管抗內(nèi)壓標(biāo)準(zhǔn)解析

滕學(xué)清1，朱金智1，呂拴錄1，2，文志明1，秦宏德1，董 仁1，王曉亮1，馬 琰1，徐永康1，石桂軍1

(1.塔里木油田公司 新疆 庫(kù)爾勒 841000；2.中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 1022491)

對(duì)某油田在套管設(shè)計(jì)中的套管內(nèi)屈服壓力理解方面遇到的問題進(jìn)行了調(diào)查研究，對(duì)API關(guān)于套管水壓試驗(yàn)壓力、套管內(nèi)屈服壓力和套管內(nèi)壓性能試驗(yàn)等標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定進(jìn)行了解析，認(rèn)為API規(guī)定的水壓試驗(yàn)主要是檢查套管管體是否滲漏，并非檢查套管接頭密封性能。對(duì)套管內(nèi)壓至失效試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了分析，認(rèn)為各項(xiàng)參數(shù)符合API標(biāo)準(zhǔn)的套管內(nèi)屈服壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于API TR 5C3規(guī)定值，油田應(yīng)當(dāng)按照API TR 5C3規(guī)定的內(nèi)屈服壓力進(jìn)行套管柱設(shè)計(jì), 而不是按照靜水壓試驗(yàn)壓力進(jìn)行套管柱設(shè)計(jì)。通過對(duì)API TR 5C3規(guī)定的套管內(nèi)屈服壓力計(jì)算公式進(jìn)行解析，對(duì)套管接箍失效事故進(jìn)行調(diào)查研究，認(rèn)為對(duì)套管接箍外壁進(jìn)行機(jī)械加工有利于防止深井和超深井發(fā)生接箍失效事故。建議用戶對(duì)套管上扣所用螺紋脂、水壓試驗(yàn)壓力和穩(wěn)壓時(shí)間、套管內(nèi)屈服強(qiáng)度等主要性能嚴(yán)格要求。

套管；靜水壓試驗(yàn)；內(nèi)屈服壓力；接箍

0 引 言

API標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了套管出廠之前的靜水壓試驗(yàn)壓力和穩(wěn)壓時(shí)間，規(guī)定了套管內(nèi)屈服壓力。一般套管工廠都擁有套管水壓試驗(yàn)設(shè)備，應(yīng)嚴(yán)格按照API標(biāo)準(zhǔn)對(duì)套管逐根進(jìn)行水壓試驗(yàn)。套管密封能力是保證套管柱密封完整性的關(guān)鍵指標(biāo)。為了保證套管柱密封性能，有些油田對(duì)到貨套管逐根進(jìn)行了水壓試驗(yàn)，但是入井套管柱卻多次發(fā)生泄漏事故[1]。API TR 5C3規(guī)定了套管內(nèi)屈服壓力計(jì)算公式，可以通過對(duì)套管進(jìn)行內(nèi)壓至失效試驗(yàn)來驗(yàn)證套管內(nèi)屈服壓力，由于受實(shí)驗(yàn)設(shè)備和成本的影響，工廠并非對(duì)每種套管都抽樣進(jìn)行內(nèi)壓至失效試驗(yàn)。大多數(shù)工廠是按照API TR 5C3規(guī)定為用戶提供給套管內(nèi)屈服壓力的，但個(gè)別廠家提供的套管內(nèi)屈服壓力實(shí)際是套管水壓試驗(yàn)值，理由是水壓值是工廠經(jīng)過驗(yàn)證試驗(yàn)的，比較可靠。如果按照套管內(nèi)屈服壓力設(shè)計(jì)套管，無法保證套管柱密封完整性。油田按照工廠提供的內(nèi)屈服壓力進(jìn)行套管設(shè)計(jì)就遇到了如下問題：同一口井，如果按照工廠提供的水壓試驗(yàn)壓力設(shè)計(jì)套管柱，套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)不足；如果按照API TR 5C3規(guī)定的套管內(nèi)屈服壓力設(shè)計(jì)套管柱，套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)沒有問題。為此，廠家和油田各持己見，最終嚴(yán)重影響了油田正常的套管設(shè)計(jì)和使用。例如，某油田在進(jìn)行365.13 mm×13.88 mm 110 BC套管設(shè)計(jì)時(shí)就遇到了如下問題。廠家提供的365.13 mm×13.88 mm 110 BC套管內(nèi)屈服壓力為33.0 MPa，套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)為0.82，不符合設(shè)計(jì)要求(1.05-1.15)；按照API TR 5C3公式計(jì)算結(jié)果，365.13 mm×13.88 mm 110 BC套管內(nèi)屈服壓力為46.3 MPa，套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)為1.14，符合設(shè)計(jì)要求(1.05-1.15)。

因此，解析API套管抗內(nèi)壓標(biāo)準(zhǔn)，搞清套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和水壓試驗(yàn)的關(guān)系，對(duì)套管生產(chǎn)廠家和油田都非常重要。

1 API螺紋接頭套管密封性能

API套管螺紋接頭配合之后存在泄漏通道，靠螺紋脂填充螺旋通道來實(shí)現(xiàn)密封，如圖1所示。由于API圓螺紋接頭螺旋通道比偏梯形螺紋接頭螺旋通道小，所以API圓螺紋接頭密封性能比偏梯形螺紋接頭密封性能好?？紤]到API套管螺紋接頭配合之后的泄漏通道與螺紋加工精度有關(guān)，API Spec 5B《套管、油管和管線管螺紋加工、測(cè)量和檢驗(yàn)》[2]對(duì)套管螺紋接頭參數(shù)、公差和檢驗(yàn)方法做了嚴(yán)格規(guī)定。為了保證套管接頭上扣連接質(zhì)量，API RP 5A3《套管、油管和管線管螺紋脂推薦做法》[3]對(duì)套管、油管和管線管螺紋脂的材料要求和檢驗(yàn)方法等做了嚴(yán)格規(guī)定。API RP 5C1[4]對(duì)圓螺紋套管接頭上扣扭矩做了規(guī)定，API Spec 5B對(duì)套管接頭上扣位置做了規(guī)定。為了保證套管抗內(nèi)壓性能，API Spec 5CT《套管和油管》[5]對(duì)套管水壓試驗(yàn)做了具體規(guī)定,API TR 5C3規(guī)定了套管內(nèi)屈服壓力值。為了檢驗(yàn)套管密封等實(shí)物性能，API RP 5C5/ISO 13679《套管及油管螺紋接頭試驗(yàn)程序》[6]規(guī)定了套管實(shí)物性能試驗(yàn)方法。為了保證套管柱密封完整性，防止套管發(fā)生泄漏事故，應(yīng)當(dāng)嚴(yán)格執(zhí)行API 相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。對(duì)于油田發(fā)生的套管泄漏事故，應(yīng)當(dāng)進(jìn)行失效分析，找出真正原因。

圖1 API套管螺紋接頭配合示意圖(左圖為偏梯形螺紋，右圖為圓螺紋)

2 API套管抗內(nèi)壓標(biāo)準(zhǔn)解析

2.1 套管水壓試驗(yàn)壓力

API Spec 5CT規(guī)定靜水壓試驗(yàn)?zāi)康氖菫榱藱z查套管管體是否滲漏，而并非檢查套管接頭是否滲漏。API Spec 5CT 10.12條規(guī)定如下：

每根管子都應(yīng)在加厚(若適用)后和最終熱處理(若適用)后進(jìn)行全長(zhǎng)靜水壓試驗(yàn)，至少在規(guī)定的靜水壓試驗(yàn)壓力穩(wěn)壓5s而不滲漏。此處規(guī)定的靜水壓試驗(yàn)壓力是檢驗(yàn)用試驗(yàn)壓力，與工作壓力無關(guān)，不能作為設(shè)計(jì)依據(jù)。

API Spec 5CT附錄G.9對(duì)套管水壓試驗(yàn)壓力規(guī)定如下：

1)平端管靜水壓試驗(yàn)壓力按照(1)式計(jì)算

pm=2×f×YSm×tm/Dm

(1)

式中：

pm為靜水壓試驗(yàn)壓力，MPa；

Dm為外徑，mm；

YSm為屈服強(qiáng)度，MPa；

tm為壁厚，mm；

f為取決于管子的規(guī)格和鋼級(jí)的系數(shù)(表1)。

2)接箍靜水壓試驗(yàn)壓力按照(2)式計(jì)算

pm=0.8×YSm×(Wm-d1m)/Wm

(2)

式中：

pm為靜水壓試驗(yàn)壓力，MPa；

Wm為接箍外徑，mm；

YSm為屈服強(qiáng)度，MPa；

d1m為機(jī)緊位置管端平面處接箍螺紋根部直徑，mm。

3)E1 或E7 平面處內(nèi)壓泄漏抗力

圓螺紋接頭 E1 平面處和偏梯形螺紋套管E7 平面處內(nèi)壓泄漏抗力按照(3)式計(jì)算：

PLRm=E×τ×N×P×[Wm 2-Es2] / [2×Es×Wm 2]

(3)

式中：

PLRm為E1 或E7 平面處內(nèi)壓泄漏抗力，MPa；

Wm為接箍外徑，mm；

E為彈性模量，207 000 MPa；

Es為密封處中徑，mm，圓螺紋為E1，偏梯形螺紋為E7；

N為機(jī)緊圈數(shù)；

P為螺紋螺距，mm/螺紋牙；

τ為螺紋錐度，mm/25.4 mm。

4)帶螺紋和接箍管子的靜水壓試驗(yàn)壓力

帶螺紋和接箍管子的靜水壓試驗(yàn)壓力為下列的最低壓力：

平端管靜水壓試驗(yàn)壓力；

接箍最大靜水壓試驗(yàn)壓力；

E1或E7 平面處內(nèi)壓泄漏抗力。

2.2 套管內(nèi)屈服壓力

API套管內(nèi)屈服壓力是按照薄壁管理論進(jìn)行計(jì)算的，其中套管管體內(nèi)屈服壓力考慮了壁厚公差，套管接箍?jī)?nèi)屈服壓力沒有考慮壁厚公差。API規(guī)定套管內(nèi)屈服壓力的目的是為了檢查套管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度，故人們通常又將套管內(nèi)屈服壓力稱之為抗內(nèi)壓強(qiáng)度。通過水壓至失效試驗(yàn)可以檢驗(yàn)套管內(nèi)屈服壓力。

API TR5C3(ISO10400)對(duì)套管內(nèi)屈服壓力規(guī)定如下：

1)管體內(nèi)屈服壓力

管體內(nèi)屈服壓力P由公式(4)計(jì)算。公式(4)中出現(xiàn)的系數(shù)0.875是由于考慮使用最小壁厚。

(4)

式中：

P為最小內(nèi)屈服壓力，MPa；

Yp為材料規(guī)定最小屈服強(qiáng)度，MPa；

t為公稱壁厚，mm；

D為公稱外徑，mm。

2)接箍?jī)?nèi)屈服壓力

除了避免由于接箍強(qiáng)度不足導(dǎo)致泄漏而需要較低壓力情況外，帶螺紋和接箍管子的內(nèi)屈服壓力P與平端管相同。較低壓力則由公式(32)計(jì)算，并圓整到最接近的10 psi。

(5)

式中：

P為最小內(nèi)屈服壓力，MPa；

Yc為接箍材料最小屈服強(qiáng)度，MPa；

W為接箍公稱外徑，mm；

d1為機(jī)緊狀態(tài)下與外螺紋端面對(duì)應(yīng)處接箍螺紋根部的直徑，mm；

3)接箍式油套管內(nèi)屈服壓力

接箍式油套管內(nèi)屈服壓力取管體內(nèi)屈服壓力[式(4)]和接箍?jī)?nèi)屈服壓力[式(5)]二者中的較低值。

3 套管靜水壓和內(nèi)屈服壓力試驗(yàn)結(jié)果

3.1 API 螺紋接頭套管

幾種API套管靜水壓和內(nèi)屈服壓力試驗(yàn)結(jié)果見表2。

試驗(yàn)結(jié)果表明，實(shí)際套管靜水壓試驗(yàn)值和內(nèi)壓至失效試驗(yàn)壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于API標(biāo)準(zhǔn)要求。這說明套管產(chǎn)品達(dá)到API TR 5C3規(guī)定的套管最小內(nèi)屈服壓力沒有問題，油田應(yīng)當(dāng)按照API TR 5C3規(guī)定的最小內(nèi)屈服壓力進(jìn)行套管設(shè)計(jì)。

表2 幾種API套管靜水壓和內(nèi)屈服壓力試驗(yàn)結(jié)果

備注：(1)在內(nèi)壓達(dá)到水壓試驗(yàn)值之后穩(wěn)壓30 min，沒有泄漏，然后在加壓到套管失效。

(2)API SPEC 5CT規(guī)定的靜水壓穩(wěn)壓時(shí)間為5 s。

3.2 特殊螺紋接頭套管

3.2.1 特殊螺紋接頭套管靜水壓和內(nèi)屈服壓力

幾種特殊螺紋接頭套管靜水壓和內(nèi)屈服壓力試驗(yàn)結(jié)果見表3。

試驗(yàn)結(jié)果表明，實(shí)際特殊螺紋接頭套管靜水壓試驗(yàn)值和內(nèi)壓至失效試驗(yàn)壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于API標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定值。雖然API標(biāo)準(zhǔn)對(duì)特殊螺紋接頭套管靜水壓試驗(yàn)壓力和內(nèi)屈服壓力沒有規(guī)定，但實(shí)物試驗(yàn)結(jié)果表明，特殊螺紋接頭套管產(chǎn)品達(dá)到API TR 5C3規(guī)定的套管管體最小內(nèi)屈服壓力沒有問題，油田應(yīng)當(dāng)按照API TR 5C3規(guī)定的套管管體最小內(nèi)屈服壓力進(jìn)行特殊螺紋接頭套管柱設(shè)計(jì)。

表3 幾種特殊螺紋接頭套管靜水壓和內(nèi)屈服壓力試驗(yàn)結(jié)果 (MPa)

3.2.2 氣密封壓力

特殊螺紋接頭套管氣密封壓力與內(nèi)屈服壓力不同，套管氣密封壓力由其特殊螺紋接頭金屬對(duì)金屬密封結(jié)構(gòu)、接觸壓力和接觸面積等因素決定，特殊螺紋接頭套管氣密封壓力可以按照ISO 13679標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行評(píng)價(jià)試驗(yàn)而獲得。

4 保證API套管密封性能的措施

4.1 加強(qiáng)探傷檢查

API標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的套管內(nèi)壓性能是按照完好套管計(jì)算的，如果套管上存在原始缺陷(如圖2所示)[6]，在使用過程中很容易發(fā)生失效事故。因此，應(yīng)當(dāng)在出廠之前對(duì)套管進(jìn)行嚴(yán)格的探傷檢查。

圖2 外螺紋接頭裂紋形貌

4.2 接箍外壁進(jìn)行機(jī)械加工

如前所述，API TR5C3規(guī)定的套管接箍?jī)?nèi)屈服壓力是按照薄壁管理論(公式5)計(jì)算的，沒有考慮接箍壁厚公差。實(shí)際加工接箍的管坯外壁難免存在熱軋和熱處理后存在的脫碳層等缺欠。如果不對(duì)接箍表面進(jìn)行機(jī)械加工，將接箍管坯表面存在的脫碳層等缺欠也視為壁厚的一部分，按照API TR 5C3規(guī)定的公式計(jì)算的套管接箍?jī)?nèi)屈服壓力可能存在風(fēng)險(xiǎn)。實(shí)際有些工廠對(duì)API套管和特殊螺紋接頭套管均要求對(duì)接箍外壁進(jìn)行機(jī)械加工。有些工廠不要求對(duì)API套管接箍外壁進(jìn)行加工，要求對(duì)特殊螺紋接頭套管接箍外壁進(jìn)行機(jī)械加工，但并沒有規(guī)定接箍表面加工之后不許殘留“黑皮”。由于不經(jīng)過機(jī)械加工的接箍表面為“黑皮”，加工之后表面殘留的“黑皮”，磁粉探傷容易漏檢缺陷。某深井油田已經(jīng)發(fā)生多起由于接箍表面“黑皮”位置殘留的缺陷導(dǎo)致的失效事故[7](如圖3所示)，造出了巨大經(jīng)濟(jì)損失。為了防止深井和超深井發(fā)生接箍失效事故，應(yīng)當(dāng)對(duì)套管接箍外壁進(jìn)行機(jī)械加工，不允許存在“黑皮”。

圖3 接箍斷口局部形貌及靠近端面外壁“黑皮”形貌

5 結(jié)束語

1)API套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度設(shè)計(jì)應(yīng)當(dāng)按照API TR5C3規(guī)定的內(nèi)屈服壓力為依據(jù)。

2)特殊螺紋接頭套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度設(shè)計(jì)應(yīng)當(dāng)執(zhí)行API TR 5C3規(guī)定的套管管體最小內(nèi)屈服壓力。

3)為了防止深井和超深井發(fā)生接箍失效事故，應(yīng)當(dāng)對(duì)套管接箍外壁進(jìn)行機(jī)械加工，不允許存在“黑皮”。

4)建議油田應(yīng)以訂貨補(bǔ)充技術(shù)協(xié)議的形式對(duì)套管上扣所用螺紋脂、水壓試驗(yàn)壓力和穩(wěn)壓時(shí)間、套管內(nèi)屈服強(qiáng)度等主要性能指標(biāo)提出嚴(yán)格要求。

[1] 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(chǎng)機(jī)械,2011, 40( 4):21-25.

[2] API SPEC 5B SPECIFICATION FOR THREADING,GAGING, AND THREADED INSPECTION OF CASING, TUBING, AND LINE PIPE THREADS. 15th ed [S]. Washington (DC); September 2004.

[3] API SPEC 5CT Specification for Casing and Tubing. 9th ed[S]. Washington(DC); October 2011.

[4] API RP 5A3 Recommended Practice on Thread Compounds[S].2nd ed Washington DC：API, July 2003.

[5] API RP 5C1 Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing[S]. 18th ed. Washington DC: API; May 1999.

[6] API RP 5C5, Recommended Practice for Evaluation Procedure for Casing and Tubing Connection[S]. Third Edition, July 2003 / ISO 13679:2002,Petroleum and natural gas industries—Practice for testing casing and tubing connection [S].

[7] 滕學(xué)清,呂拴錄,丁 毅,等. 140ksi高強(qiáng)度套管外螺紋接頭裂紋原因分析[J].物理測(cè)試，2012 ，30(2):59-62 .

[8] 楊向同,呂拴錄,宋 文,等.某井超級(jí)13Cr油管接箍開裂原因分析[J].石油管材與儀器,2016,2(1):40-45.

Analysis on Casing Capability Resisting to Internal Pressure in API Specification

TENG Xueqing1，ZHU Jinzhi1，LYU Shuanlu1，2，WEN Zhiming1，QING Hongde1，DONG Ren1，WANG Xiaoliang1，MA Yan1，XU Yongkang1，SHI Guijun1

(1.TarimOilField,Kuerle,Xinjiang841000，China；2.MaterialScienceandEngineeringDepartmentofChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The investigation was done on the problems to understand the casing internal yield pressure. It was considered that the purpose of hydrostatic pressure test specified by API was mainly to inspect whether casing pipe body leaks, instead of to inspect connection seal performance per analyzing casing hydrostatic pressure test, casing internal yield pressure, and internal pressure test specified in API standard. Through casing full size test result analyzing, it was found that the casing internal yield pressure is much higher than that specified by API as long as the various parameters of casing are in accordance with API specification, so the casing string should be designed in accordance with casing internal yield pressure, instead of hydrostatic pressure specified by API. Through investigating casing coupling failure accident, it was deduced that casing coupling failure could be prevent in deep and ultra - deep wells by machine coupling outside surface by means of analyzing the calculation formula of casing internal yield pressure specified in API TR 5C3. It is suggested that the thread compounds, hydrostatic test pressure and hold time, and casing internal yield pressure etc should be required strictly by user.

casing; hydrostatic pressure test; internal yield pressure; coupling

滕學(xué)清，男，1965年生, 高級(jí)工程師，1989年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)鉆井專業(yè)，主要從事石油鉆井和完井工程技術(shù)工作。E-mail: lvshuanlu@163.com

TE931+.2

A

2096-0077(2016)05-0096-05

2016-07-05 編輯：葛明君)