N80Q套管螺紋粘扣原因分析

叢 深，蔡 克，張益銘，李小龍，任繼承，高 楊

(1.中國石油集團石油管工程技術(shù)研究院 陜西 西安 710077；2.中國石油長慶油田分公司物資供應(yīng)處 陜西 西安 710016)

0 引 言

目前國內(nèi)石油鉆采行業(yè)中，油套管的主要連接方式為螺紋連接，其連接性能直接影響井下鉆采過程的安全與效率，而油氣井發(fā)生泄漏等失效事故的原因主要是由于油套管在上卸扣過程中發(fā)生的粘扣現(xiàn)象所致[1-3]。

西部某油田在固井作業(yè)下套管時，發(fā)生了套管粘扣事故，為了確定該套管發(fā)生粘扣的原因，對其材料的化學(xué)成分和機械性能進(jìn)行了試驗，并綜合分析了其發(fā)生粘扣失效的原因。

1 粘扣失效情況

西部某油田J井在使用Φ139.7 mm×9.17 mm N80Q LC生產(chǎn)套管下套管過程中，發(fā)生套管掉井事故，經(jīng)打撈取出發(fā)現(xiàn)2根套管螺紋發(fā)生了嚴(yán)重粘扣失效，該2根粘扣失效的套管編號分別為7974和8019，如圖1所示。同時選取庫存的同批次全新套管3根進(jìn)行試驗分析，該3根新套管樣品的編號分別為5764、6116和5640，如圖2所示。

圖1 粘扣失效套管樣品

圖2 庫存新套管樣品

2 理化試驗及試驗結(jié)果

2.1 宏觀形貌

對現(xiàn)場所送的2根粘扣失效套管7974及8019進(jìn)行宏觀形貌觀察，發(fā)現(xiàn)該2根套管接箍外表面銹蝕且有明顯大鉗夾持痕跡，如圖3所示。將接箍試樣剖開清洗后，7974套管接箍內(nèi)螺紋表面形貌如圖4所示，7974套管接箍內(nèi)螺紋縱向截面形貌如圖5所示。從圖4和圖5可見，7974套管接箍現(xiàn)場端內(nèi)螺紋靠近端面的9牙螺紋發(fā)生了嚴(yán)重粘扣失效，其余螺紋牙體較為完整，無明顯損傷及上扣痕跡，內(nèi)螺紋自端面第1～5牙有嚙合痕跡，牙齒頂部分磨平，螺紋齒底犁溝清晰可見，有多處金屬堆積，有錯扣特征。粘扣失效的8019套管的接箍內(nèi)螺紋表面損傷形貌與7974套管相似。

圖3 7974及8019套管接箍損傷形貌

圖4 7974套管接箍內(nèi)螺紋表面形貌

圖5 7974套管接箍內(nèi)螺紋縱向截面形貌

2.2 化學(xué)成分分析

依據(jù)ASTM A751標(biāo)準(zhǔn)，用ARL 4460直讀光譜儀分別對粘扣失效套管7974接箍及全新庫存套管6116管體取樣進(jìn)行化學(xué)成分分析，化學(xué)成分析結(jié)果見表1。由表1的試驗結(jié)果可知，7974套管接箍和6116套管管體材料的化學(xué)成分均符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求。

表1 化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù)) %

2.3 金相分析

分別從粘扣失效套管7974和8019及全新庫存套管6116上取金相試樣，用MEF4M金相顯微鏡及圖像分析系統(tǒng)對其進(jìn)行金相組織分析，金相組織形貌如圖6～圖9所示。套管非金屬夾雜均未見異常，其中6116套管管體組織為回火索氏體(S回)+少量鐵素體(F)、晶粒度為10.5級，6116套管接箍組織為回火索氏體(S回)、晶粒度為11.0級。而7974和8019套管接箍組織均為回火索氏體(S回)、晶粒度均為10.5級，。

圖6 6116管體金相組織

圖7 6116接箍金相組織

圖9 8019接箍金相組織

2.4 力學(xué)性能試驗

分別從粘扣失效套管7974接箍、8019接箍及全新庫存套管6116管體上取縱向拉伸試樣，試樣直徑為Φ6.25 mm、標(biāo)距為25 mm，依據(jù)API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)、用UH-F 5305型拉伸試驗機進(jìn)行室溫拉伸試驗。另外，從粘扣失效套管7974接箍、8019接箍及全新庫存套管6116管體上取橫向夏比V型缺口沖擊試樣，試樣尺寸為5 mm×10 mm×55 mm，依據(jù)API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行夏比V型缺口沖擊試驗。拉伸試驗和沖擊試驗的結(jié)果見表2。

表2 力學(xué)試驗結(jié)果

從表2的試驗結(jié)果可見，粘扣失效套管7974接箍、8019接箍及全新庫存套管6116管體的拉伸性能和沖擊性能均符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。

2.5 螺紋參數(shù)及幾何尺寸檢驗

依據(jù)API Spec 5B—2008(R2015)和API Spec 5CT—2011標(biāo)準(zhǔn)，對新套管樣品5764、6116和5640進(jìn)行螺紋參數(shù)和幾何尺寸檢驗，結(jié)果見表3和表4。從表3和表4可見，3根新套管樣品內(nèi)、外螺紋參數(shù)和幾何尺寸均符合API Spec 5CT及API Spec 5B標(biāo)準(zhǔn)的要求。

表4 內(nèi)螺紋接頭檢驗結(jié)果

2.6 上扣和卸扣實物試驗

為了檢驗套管螺紋在上/卸扣過程中的抗粘扣能力，參考SY/T 6128—2012制定套管上卸扣試驗方案，試驗條件如下：

試驗設(shè)備：扭矩試驗系統(tǒng)(200812023)。

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)：SY/T 6128-2012。

檢測條件：室溫，BESTTOLIFE 72733螺紋脂，上扣前充分手緊。

試樣組合：Φ139.7 mm×9.17 mm LC N80Q套管內(nèi)外螺紋試樣組合。

加載條件：推薦扭矩5 800 N.m，最小扭矩4 300 N·m，最大扭矩7 250 N·m。

按照上/卸扣實物試驗程序，對庫存的新套管樣品5764、6116及5640進(jìn)行上/卸扣試驗，試驗結(jié)果表明，新套管樣品5764、6116及5640在最大扭矩及推薦扭矩條件下所進(jìn)行的上/卸扣試驗，均未發(fā)生粘扣現(xiàn)象，其中螺紋卸扣后形貌如圖10～圖12所示。

圖11 6116試樣第2次卸扣后形貌

3 失效原因綜合分析

圖3所示的套管螺紋接頭損傷形貌特征表明，2根失效套管接箍外表面銹蝕且有明顯大鉗夾持痕跡。圖4和圖5的螺紋損傷形貌表明，7974套管接箍現(xiàn)場端內(nèi)螺紋靠近端面一側(cè)發(fā)生嚴(yán)重粘扣現(xiàn)象，而靠近接箍中心一側(cè)螺紋較為完整，無明顯損傷痕跡，說明現(xiàn)場7974套管接箍與外螺紋上扣時未上緊。螺紋導(dǎo)向面變形，螺紋牙型頂部磨損，內(nèi)螺紋自端面起第1～5牙發(fā)生損傷變形，牙齒頂部分磨平，有明顯的擠壓變形痕跡。另外，從粘扣失效的套管8019接箍內(nèi)螺紋形貌及縱向截面形貌可見，其內(nèi)螺紋自端面1～9牙發(fā)生嚴(yán)重擠壓變形，尤其是1～5牙基本磨平，有多處金屬堆積，同時根據(jù)可分辨牙型的倆牙之間存在明顯的錯扣痕跡，說明了在此之前的上扣嚙合中錯扣已發(fā)生，并導(dǎo)致了螺紋牙型的嚴(yán)重?fù)p傷[4-6]。

在3件未使用的庫存新套管試樣上卸扣試驗過程中，5764試樣采用最大扭矩及推薦扭矩進(jìn)行上扣，6116和5640套管試樣采用最大扭矩進(jìn)行上扣，均沒有出現(xiàn)類似現(xiàn)場的粘扣失效現(xiàn)象，這充分說明套管螺紋自身的抗粘扣能力符合標(biāo)準(zhǔn)要求[7]。套管粘扣失效部位主要位于接箍靠近現(xiàn)場端一側(cè)位置，且2根失效套管接箍外表面均有明顯的擠壓變形，在這種情況下粘扣套管存在現(xiàn)場套管鉗夾持位置不當(dāng)、對扣不準(zhǔn)及螺紋錯扣等情況，綜上所述，本次粘扣套管失效原因是現(xiàn)場上卸扣使用過程中操作不當(dāng)所致[8-10]。

4 結(jié)論及建議

1)該N80Q套管化學(xué)成分分析、拉伸性能及夏比沖擊試驗結(jié)果符合API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)的要求，螺紋參數(shù)測量結(jié)果符合API Spec 5CT及API Spec 5B標(biāo)準(zhǔn)的要求，金相組織分析及上、卸扣實物試驗結(jié)果正常。

2)該套管粘扣主要原因是現(xiàn)場作業(yè)過程中，上扣時操作不當(dāng)，發(fā)生了螺紋錯扣。

3)建議加強油田現(xiàn)場作業(yè)規(guī)范，增強操作人員技術(shù)水平，防患此類事故發(fā)生。