某井套管工廠上扣端脫扣原因分析

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(1. 中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院　北京　102249；2.中國(guó)石油塔里木油田公司　新疆　庫(kù)爾勒　841000)

1　事故概況

1.1　井況

該井為一口水平開(kāi)發(fā)井，完鉆井深5 674 m。該井造斜段井深5 095.00～5 474.00 m，實(shí)際井斜范圍37.45～45.71°，每10 m全角變化范圍為4.11～24.7°。

1.2　生產(chǎn)套管下井情況

1月29日該井下完生產(chǎn)套管，生產(chǎn)套管下深5 670.63 m，試壓25 MPa，合格。下套管采用的最佳上扣扭矩值為5 700 N·m，最小上扣扭矩值為4 270 N·m，最大上扣扭矩值為7 120 N·m，實(shí)際上扣扭矩平均值為5 730.9 N·m。下套管過(guò)程未發(fā)現(xiàn)異常。

生產(chǎn)套管規(guī)格型號(hào)為139.70 mm×9.17 mm 3Cr 80 BC。套管外螺紋接頭沒(méi)有經(jīng)過(guò)表面處理，套管接箍?jī)?nèi)螺紋經(jīng)過(guò)鍍銅處理。工廠上扣扭矩控制范圍不詳。139.7 mm套管膠塞芯和承托環(huán)材質(zhì)均為鋁合金，其硬度為127 HB。

1.3　一級(jí)固井情況

該井生產(chǎn)套管采用雙級(jí)固井。1月29日一級(jí)固井，固井采用從套管里注水泥漿的方式。固井采用的泵壓范圍為4.5～19 MPa，排量范圍為10～28 L/s。固井期間出現(xiàn)異常，井口無(wú)返出，共漏失155.6 m3流體。

1.4　鉆水泥塞情況

鉆塞鉆具結(jié)構(gòu)：114.3 mm SD22牙輪鉆頭+88.9 mmDC×9根+73.0 mmDP×222根+88.9 mmDP。

2月3日23：30第1只鉆頭鉆塞在5 180 m位置扭矩增至9 kN·m，鉆時(shí)170 min/m，異常緩慢。其間，振動(dòng)篩有少量膠皮返出，成細(xì)塊狀，返出水泥成細(xì)沫狀。判斷在塞高位置鉆到了139.7 mm套管附件膠塞(膠塞位置應(yīng)當(dāng)在5 603.38 m承托環(huán)位置)。這表明該位置并不是真正的水泥返高位置，而是膠塞位置。同時(shí)也這說(shuō)明膠塞沒(méi)有達(dá)到預(yù)定的位置。起鉆發(fā)現(xiàn)牙輪鉆頭有4個(gè)牙齒崩斷。

該井在處理事故過(guò)程中從井下返出大量鋼鐵殘片，其中含有套管外螺紋殘片，如圖1所示。外螺紋殘片很可能是由銑鞋內(nèi)壁的刃齒從套管外螺紋接頭上切削下來(lái)的。

事故表明，在5 180 m井深附近，鉆具遇阻難以通過(guò)。銑鞋和磨鞋失效形貌特征和井下返出的殘片形貌特征表明，5 180 m處魚(yú)頂為套管螺紋接頭。

圖1　處理事故期間帶出的螺紋殘片形貌

2　殘片材料分析

2.1　螺紋殘片化學(xué)成分分析

對(duì)井下返出的螺紋殘片化學(xué)成分分析結(jié)果見(jiàn)表1所示。

表1　井下返出的螺紋殘片化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù))　%

井下返出的鋼鐵殘片化學(xué)成分與套管化學(xué)成分完全一致，這說(shuō)明魚(yú)頂為套管外螺紋接頭。

2.2　螺紋殘片金相分析

對(duì)井下返出的螺紋殘片金相分析結(jié)果表明，螺紋牙底表面層組織與其它區(qū)域相同。這進(jìn)一步說(shuō)明螺紋殘片為外螺紋接頭殘片，而不是經(jīng)過(guò)鍍銅處理的接箍?jī)?nèi)螺紋接頭殘片。

3　事故原因分析

該井處理事故后期均在5 180 m附近遇阻。套管變形、套管斷裂和套管脫扣均有可能導(dǎo)致遇阻。下面分別予以分析。

3.1　套管擠毀變形導(dǎo)致遇阻和掛卡的可能性

套管接頭部位抗擠強(qiáng)度高于管體部位，如果套管擠毀變形導(dǎo)致遇阻，變形部位應(yīng)當(dāng)在套管管體部位，而不應(yīng)當(dāng)在接頭部位。這說(shuō)明套管擠毀變形導(dǎo)致遇阻和掛卡的可能性比較小。

API BUL 5C2[1]規(guī)定139.7 mm×9.17mm N80套管抗擠毀壓力為60.9 MPa,該井在注水泥過(guò)程中套管內(nèi)壓高于外壓，不可能發(fā)生外壓導(dǎo)致的擠毀變形。因此，可以排除注水泥過(guò)程中套管局部外擠變形導(dǎo)致鉆柱遇阻卡的可能性。

3.2　套管脫扣導(dǎo)致遇阻和掛卡的可能性

在鉆139.7 mm套管水泥塞過(guò)程中在5 180 m處就鉆遇膠塞，此位置實(shí)際并不是水泥塞高度位置，而設(shè)計(jì)的承托環(huán)位置在5 603.38 m，兩者差423.38 m。這說(shuō)明膠塞根本沒(méi)有達(dá)到承托環(huán)位置，可能是套管脫扣之后，膠塞留在脫扣位置。

鉆水泥塞剛開(kāi)始，就碰到了膠塞，扭矩異常增加，鉆時(shí)非常緩慢，且牙輪鉆頭牙齒斷裂。膠塞芯為鋁合金，其強(qiáng)度(硬度127 HB)比牙輪鉆頭牙齒強(qiáng)度(硬度88 HRC)低的多，不可能導(dǎo)致牙輪鉆頭牙齒斷裂。這說(shuō)明鉆塞鉆頭已經(jīng)碰到了脫扣的套管魚(yú)頂。井下返出的殘片為套管殘片，可以再次證明魚(yú)頂為套管。

處理事故后期每次銑鞋和磨鞋遇阻位置均在靠近5 180 m的位置，該位置靠近第49根套管下深(5 179.62 m)位置(第48根套管接箍現(xiàn)場(chǎng)端端面位置)，如圖2所示。

圖2　遇阻位置附近套管下深

3.3　套管脫扣位置

魚(yú)頂位置在靠近第48根套管接箍位置，該位置處在造斜井段，套管受彎曲載荷。如果套管脫扣，脫扣后套管所受彎曲載荷消失，套管自然伸直之后會(huì)偏離套管柱軸線，脫扣的內(nèi)、外螺紋接頭會(huì)發(fā)生錯(cuò)位。鉆完水泥塞上提鉆柱時(shí)，鉆桿接頭會(huì)在脫扣位置遇卡。在第48根套管接箍位置有兩個(gè)接頭，下面分別對(duì)現(xiàn)場(chǎng)上扣端和工廠上扣端脫扣的可能性予以分析。

1)第49根套管外螺紋與第48根套管接箍現(xiàn)場(chǎng)連接端脫扣的可能性

如果第49根套管外螺紋與第48根套管接箍現(xiàn)場(chǎng)連接端脫扣，鉆塞遇阻位置應(yīng)當(dāng)是第48根套管接箍現(xiàn)場(chǎng)端端面，磨銑過(guò)程中從井下返出的殘片應(yīng)當(dāng)含有接箍?jī)?nèi)螺紋殘片。

實(shí)際從井下沒(méi)有返出接箍?jī)?nèi)螺紋殘片。這說(shuō)明第49根套管外螺紋與第48根套管接箍現(xiàn)場(chǎng)連接端脫扣的假設(shè)不成立。

2)第48根套管工廠上扣端脫扣的可能性

如果第48根套管工廠連接端脫扣，鉆塞遇阻位置應(yīng)當(dāng)是第48根套管工廠連接端外螺紋接頭端面，磨銑過(guò)程中從井下返出的殘片應(yīng)當(dāng)含有外螺紋殘片。

該井實(shí)際從井下返出了套管外螺紋殘片。套管接箍長(zhǎng)度203.20 mm[2]，第48根套管工廠上扣端井深位置為5 179.404 m(5179.62 m-0.203 2 m-0.012 7 m)，與鉆塞遇阻位置僅差0.594 m。這說(shuō)明第48根套管工廠端脫扣的假設(shè)成立。

3.4　套管脫扣時(shí)間

套管脫扣之后水泥漿無(wú)法按正常通道從浮箍位置向上返，而是從脫扣位置漏出后首先向下流動(dòng)，最后向上流動(dòng)。當(dāng)壓膠塞至套管脫扣位置時(shí)，膠塞在脫扣位置將脫離原來(lái)正常的軌道，無(wú)法移動(dòng)到承托環(huán)位置，最終被卡在脫扣位置。

該井139.7 mm套管水泥塞長(zhǎng)度(490.63 m)比設(shè)計(jì)值(70.62 m)大420.01 m，前者是后者的6.9倍。實(shí)際膠塞位置和水泥塞高度位置均在套管脫扣位置(5 180 m)。這說(shuō)明在壓膠塞至5 180 m之前套管已經(jīng)脫扣。

該井在一級(jí)固井期間共漏失155.6 m3液體，其主要原因是脫扣之后高密度的水泥漿直接從5 180 m井深位置進(jìn)入環(huán)空，壓漏地層所致。當(dāng)套管在注水泥期間脫扣之后，在隨后碰壓過(guò)程中很容易發(fā)現(xiàn)。但由于該井固井設(shè)計(jì)不以碰壓為標(biāo)準(zhǔn)，最終未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)套管脫扣。

4　套管脫扣原因分析

導(dǎo)致套管脫扣的因素一般與使用過(guò)載、套管連接質(zhì)量差、倒扣等有關(guān)。下面對(duì)本次套管脫扣的原因予以分析。

4.1　過(guò)載導(dǎo)致脫扣的可能性

套管在下井過(guò)程中靠近井口位置的套管所受的拉伸載荷最大，套管脫扣位置位于距井底501.99 m的位置，該位置套管所受的拉伸載荷不大。這可排除過(guò)載導(dǎo)致脫扣的可能性。

4.2　接頭連接質(zhì)量差導(dǎo)致脫扣的可能性

套管本身的連接強(qiáng)度是由材質(zhì)、螺紋加工精度和上扣質(zhì)量決定的。該批套管工廠實(shí)際上扣扭矩不詳，油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際上扣扭矩為5 730.9 N·m(平均值)。在工廠和現(xiàn)場(chǎng)上扣扭矩范圍，API偏梯形螺紋套管直接拉伸脫扣的可能性不大[3-5]，但在固井過(guò)程中套管柱受到震動(dòng)等載荷后卻容易從上扣扭矩不足的接頭位置脫扣[6-7]。

4.3　倒扣導(dǎo)致脫扣的可能性

套管在下井過(guò)程中沒(méi)有脫扣，經(jīng)過(guò)循環(huán)泥漿和注入水泥漿之后發(fā)生了脫扣。這說(shuō)明導(dǎo)致套管脫扣的載荷主要來(lái)自內(nèi)壓變化引起的載荷。

△T=0.785 4d2p

(1)

式中，△T為內(nèi)壓變化引起的拉伸載荷；d為套管內(nèi)徑，d=0.121 36 m；p為固井期間最高泵壓，p=19 MPa。

代入(1)式得

△T=0.785 4×0.121 362×19=220 kN

在固井過(guò)程中內(nèi)壓引起的最大拉伸載荷僅有API BUL 5C2 規(guī)定值的7.4%(220/2 968)。

如果接頭沒(méi)有發(fā)生倒扣，在固井過(guò)程中內(nèi)壓引起的最大拉伸載荷是不會(huì)引起套管脫扣的。

一般拉伸載荷或者壓縮載荷有利于防止套管接頭在井下倒扣，靠近管柱下部的套管容易在后續(xù)作業(yè)過(guò)程中倒扣的原因就是其承受的自重拉力小。脫扣套管接頭處在靠近井底的位置，容易發(fā)生套管接頭倒扣。

API套管偏梯形螺紋承載面角度為3°，在正常上扣狀態(tài)下，接頭與管體等強(qiáng)度，不容易發(fā)生脫扣失效。177.8 mm偏梯形螺紋套管拉伸試驗(yàn)結(jié)果表明，在手緊上扣狀態(tài)，套管在拉伸載荷作用下沒(méi)有發(fā)生脫扣失效，而是斷裂失效。

套管是在固井過(guò)程中發(fā)生脫扣的。在固井過(guò)程中從開(kāi)始注前置液，到替漿結(jié)束，共經(jīng)歷了3.3 h。其間，泵壓范圍為4.5～19 MPa，排量范圍為10～28 L/s。

根據(jù)流量不變?cè)瓌t[8]，洗井液流動(dòng)經(jīng)過(guò)139.7 mm套管的流速計(jì)算如下：

vc=Q/Ac

(2)

式中,vc為套管中液體流速；Q為最大排量，Q=28 L/s=0.028 m3/s；A為套管內(nèi)孔截面積，Ac=0.785 4d2=0.785 4×(0.121 36)2；

代人(2)式：vc=2.4 m/s

從計(jì)算結(jié)果可知，采用大排量注漿過(guò)程中，套管里的流體流動(dòng)速度較快。另外，采用大排量注液時(shí)，泵壓會(huì)有一定波動(dòng)，流體必然對(duì)套管產(chǎn)生一定的震動(dòng)載荷，該井在注漿過(guò)程中碰壓和排量多次變化，也會(huì)增加沖擊和震動(dòng)載荷。

一般套管接頭上扣扭矩越大，所需的倒扣扭矩也越大[9]。在上扣位置一定的情況下，選用摩擦系數(shù)大的螺紋脂上扣扭矩大，不容易倒扣；選用摩擦系數(shù)小的螺紋脂上扣扭矩小,容易倒扣；在上扣扭矩一定的情況下，選用摩擦系數(shù)大的螺紋脂上扣圈數(shù)少，選用摩擦系數(shù)小的螺紋脂上扣圈數(shù)多。

同一接箍?jī)啥耸芰l件差別不大，但卻從工廠上扣端發(fā)生了脫扣。這可能與工廠端上扣扭矩小，在固井過(guò)程中受到震動(dòng)載荷，容易松動(dòng)有關(guān)。

4.4　井身質(zhì)量的影響

在造斜井段，套管會(huì)受到異常彎曲載荷。脫扣套管接頭正好位于造斜井段。這說(shuō)明在造斜井段套管受力條件苛刻，容易發(fā)生套管脫扣事故。

5　結(jié)　論

1)鉆水泥塞時(shí)，鉆柱上提遇卡和下放遇阻是套管脫扣所致。

2)在固井注水泥漿過(guò)程中,套管接頭從工廠端發(fā)生脫扣。

3)套管接頭從工廠端脫扣的原因是在固井過(guò)程中套管承受震動(dòng)等載荷，由于套管接頭工廠端薄弱環(huán)節(jié)，工廠端首先產(chǎn)生松動(dòng)，最終發(fā)生脫扣。

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

[2] API. Specification for Casing and Tubing：API SPEC 5CT[S]. Washington DC：API，2011.

[3] LU Shuanlu, HAN Yong, QIN Changyi,et al. Analysis of well casing connection pullout[J]. Engineering Failure Analysis, 2006, 13(4): 638-645.

[4] 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.

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

[6] 呂拴錄，駱發(fā)前，唐繼平，等.某井177.8 mm套管固井事故原因分析[J].鉆采工藝，2009，32(4)：98-101.

[7] 呂拴錄.Φ139.7 mm×7.72 mm J55 長(zhǎng)圓螺紋套管脫扣原因分析[J]. 鉆采工藝，2005，28(2)：73-77.

[8] 茅春浦.流體力學(xué)[M].上海:上海交通大學(xué)出版社,1995.

[9] 袁鵬斌，呂拴錄，姜濤，等. 長(zhǎng)圓螺紋套管脫扣原因分析[J]. 石油礦場(chǎng)機(jī)械，2007，36(10)：68-72.