下井套管上扣不到位原因分析

羅華權，楊力能，劉文紅，王航，張秋芳，耿鵬

（1.中國石油集團工程材料研究院有限公司，陜西 西安 710077；2.長慶油田分公司第十采油廠，陜西 西安 710018；3.中國石油物資有限公司西安分公司，陜西 西安 710000）

2019年6月，某油田在下套管作業(yè)中發(fā)現(xiàn)Φ139.70 mm×7.72 mm J55長圓螺紋防腐套管按規(guī)定扭矩控制上扣，達到扭矩要求時，套管外螺紋有3～4扣外露，即上扣不到位，該次作業(yè)累計損傷套管19根。2019年7月，對失效套管現(xiàn)場取樣，分析該批J55套管上扣不到位的原因。據(jù)委托方介紹，某鉆井隊在下Φ139.70 mm×7.72 mm J55長圓螺紋防腐套管時，從第一根開始，上扣困難，不能一次到位，每根余3～4扣，上扣扭矩報警器報警，此時上扣扭矩為3 300 N·m，增加至3 600 N·m時套管有明顯變形，入井防腐套管共10根。查看現(xiàn)場損壞套管情況，發(fā)現(xiàn)有明顯變形和大鉗鉗牙咬痕現(xiàn)象。現(xiàn)場從未入井套管中抽取樣品，清潔樣品螺紋，使用專用工具測量螺紋參數(shù)，測量結果均滿足API Spec 5B—2008（R2015）《套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗規(guī)范》要求。檢查未入井套管外螺紋保護器，外沿螺紋處存有較多打磨鋼珠，使用鋼絲刷洗、柴油清潔，再用壓縮空氣反復吹掃清洗后，試用2根套管按規(guī)定扭矩上扣，均能一次上到位[1-12]。試樣情況見表1。在試樣兩端分別截取1.5 m長樣品，形貌如圖1所示。

圖1 試樣形貌

表1 試樣情況

1 分析思路

根據(jù)現(xiàn)場失效樣品使用及失效情況，按照分析思路查找套管上扣不到位的原因，失效分析思路具體如圖2所示。

圖2 失效分析思路

2 樣品外觀檢查

對現(xiàn)場取回的1號及2號失效套管進行宏觀形貌觀察，發(fā)現(xiàn)2根套管管體有明顯大鉗夾持痕跡（圖3），接箍螺紋內(nèi)表面銹蝕（圖4）。

圖3 1號管體外表面大鉗夾持痕跡

圖4 1號接箍內(nèi)表面銹蝕形貌

卸掉3～5號樣品螺紋保護器，發(fā)現(xiàn)套管接箍內(nèi)表面有鐵屑和大量鋼珠（圖5），鋼珠較大的直徑約為2 mm，螺紋脂量較少，外螺紋保護器的螺紋內(nèi)嵌有大量鋼珠（圖5），清洗后的5號樣品外螺紋也發(fā)現(xiàn)鋼珠（圖6a），2號試樣外螺紋也發(fā)現(xiàn)存有鋼珠（圖6b）。

圖5 5號試樣內(nèi)螺紋及保護器表面鋼珠

圖6 外螺紋表面鋼珠

對4～5號樣品外螺紋和接箍內(nèi)螺紋用汽油進行清洗，分別對每個鋼管螺紋端清洗后的鋼珠進行收集，鋼珠具體數(shù)量統(tǒng)計見表2。

由表2可以看出，庫存套管的外螺紋表面和接箍內(nèi)螺紋表面存在大量的鋼珠。經(jīng)現(xiàn)場調研，鋼管防腐廠先對該批鋼管外表面進行噴丸（鋼珠）作業(yè)，然后進行外防腐。因此，這些鋼珠為噴丸過程中嵌入套管螺紋內(nèi)，并一直存留在螺紋內(nèi)。

表2 鋼珠數(shù)量統(tǒng)計

3 樣品理化性能試驗

3.1 檢驗項目

為了確定該批套管的材質、螺紋參數(shù)及上/卸扣性能是否符合產(chǎn)品標準要求，制定了檢驗方案，樣品檢驗方案見表3。

表3 樣品檢驗方案

3.2 化學成分分析

分別對失效套管1號及全新庫存套管6號取化學成分分析試樣，依據(jù)ASTM A 751—2014a《鋼制品化學分析標準試驗方法、實驗操作和術語》，用ARL 4460直讀光譜儀對其進行化學成分分析，結果見表4。由檢測結果可知，1號及6號套管化學成分均符合API Spec 5CT—2011《套管和油管規(guī)范》要求。

表4 1號和6號套管化學成分（質量分數(shù)）分析結果 %

3.3 晶粒度檢驗

從庫存套管6號管體上取金相試樣，用MEF4M金相顯微鏡及圖像分析系統(tǒng)檢驗其晶粒度為11.5級。

3.4 力學性能試驗

分別從庫存套管6號管體和接箍上取縱向拉伸試樣和縱向夏比V型缺口沖擊試樣，進行拉伸和夏比沖擊試驗，試驗結果見表5～6。分別從庫存套管6號距焊縫0°，90°位置，管體上取長度為100 mm的Φ139.70 mm壓扁試樣，進行壓扁試驗，平板間距為90 mm，試樣壓扁后未出現(xiàn)裂紋。結果表明，6號管體及接箍拉伸試驗、夏比沖擊試驗、壓扁試驗結果均符合API Spec 5CT標準對J55鋼級的要求。

表5 6號試樣拉伸試驗結果

表6 6號試樣夏比沖擊試驗結果

3.5 螺紋參數(shù)及幾何尺寸檢驗

依據(jù)API Spec 5B和API Spec 5CT標準，對庫存新管進行螺紋參數(shù)和幾何尺寸檢驗，檢驗結果符合API Spec 5B和API Spec 5CT標準要求，外螺紋接頭和內(nèi)螺紋接頭檢驗結果及API Spec 5B和API Spec 5CT的標準要求見表7～8。

表7 外螺紋接頭檢驗結果

表8 內(nèi)螺紋接頭檢驗結果

3.6 實驗室正常上扣/卸扣試驗

為了檢驗此批套管螺紋的抗黏結能力，先對4號套管樣品洗凈，螺紋內(nèi)無鋼珠（圖7），然后進行上卸扣試驗，如圖8（a）所示，試驗參考SY/T 6128—2012《套管、油管螺紋接頭性能評價試驗方法》。

圖7 4號試樣清洗示意

實驗室正常上扣/卸扣試驗采用NXQ140/25油管扭矩試驗系統(tǒng)（201812055），對編號為4號（套管內(nèi)外螺紋試樣組合）進行上卸扣試驗，上卸扣試驗溫度為室溫，上扣前充分手緊。規(guī)定最大上扣扭矩為4 190 N·m，采用最大上扣扭矩4 190 N·m進行上扣（表9）。4號套管上扣/卸扣試驗結果見表10，4號試樣上卸扣正常，如圖8（b）、圖9所示。

圖9 4號試樣第2次卸扣后形貌

表9 4號套管上/卸扣試驗條件

表10 4號套管A上扣端抗黏扣上/卸扣試驗結果

圖8 4號試樣上/卸扣前后外螺紋和接箍內(nèi)螺紋位置對比

3.7 模擬現(xiàn)場情況上扣試驗

把5號套管螺紋部位清洗干凈，在內(nèi)外螺紋部位均勻涂抹上螺紋脂，在清洗干凈的5號套管樣品內(nèi)螺紋上放置原來清洗下來的鋼珠（圖10），進行試驗（圖11a）。試驗采用NXQ140/25油管扭矩試驗系統(tǒng)，對編號5號（套管內(nèi)外螺紋試樣組合）的樣品組合進行上卸扣試驗，試驗溫度為室溫，上扣前充分手動擰緊，采用最大扭矩4 190 N·m進行上扣。試驗結果表明5號上扣不到位，如圖11（b）所示，卸扣后螺紋距端部外螺紋第6、7、8、11扣嚴重黏結，距端部內(nèi)螺紋第3扣嚴重黏結，外螺紋有4牙外露，如圖12所示。

圖10 5號接箍內(nèi)螺紋鋼珠放置示意

圖11 5號試樣上扣前后外螺紋和接箍內(nèi)螺紋位置對比

圖12 5號試樣卸扣黏扣形貌

4 綜合分析

試驗結果表明，失效套管和庫存新管的化學成分及庫存新管的拉伸性能試驗、壓扁試驗、夏比沖擊試驗和晶粒度檢驗結果均符合API Spec 5CT標準對J55鋼級的要求，表明套管材質符合產(chǎn)品標準要求。庫存新管的螺紋參數(shù)及幾何尺寸檢驗結果符合API Spec 5CT和API Spec 5B標準的要求。

對4號庫存新管的外螺紋和接箍內(nèi)螺紋進行清洗后，去除鋼珠，均勻涂抹上螺紋脂，按照SY/T 6128標準要求進行上卸扣試驗，按最大扭矩進行上扣，第一次卸扣結束后和第二次卸扣結束后，均未發(fā)現(xiàn)螺紋黏結現(xiàn)象。在鉆井現(xiàn)場，2根套管的螺紋經(jīng)過清洗，去除螺紋上的鋼珠后，均上扣正常。

對5號庫存新管的外螺紋和接箍內(nèi)螺紋進行清洗后，均勻涂抹螺紋脂，并把前期從5號外螺紋和接箍內(nèi)螺紋清洗出的鋼珠均勻放置在內(nèi)螺紋上，按照SY/T 6128標準要求進行上卸扣試驗，按最大扭矩進行上扣，當扭矩值達到控制扭矩，還剩4牙外螺紋外露。此時停止上扣，進行卸扣。卸扣后，對5號外螺紋和接箍內(nèi)螺紋進行清洗，發(fā)現(xiàn)外螺紋和接箍內(nèi)螺紋發(fā)生黏結。庫存套管清洗后的外螺紋和接箍內(nèi)螺紋發(fā)現(xiàn)大量的鋼珠。經(jīng)現(xiàn)場調研，該批套管在進行外防腐時先進行了外表面噴丸（鋼珠）作業(yè)。因此，這些鋼珠應該是在噴丸過程中嵌入套管螺紋內(nèi)，之后一直存留螺紋內(nèi)。

5號庫存新管上卸扣試驗表明，螺紋上存在的鋼珠導致套管上扣不到位（還剩4扣），外螺紋和接箍內(nèi)螺紋發(fā)生黏結。綜上所述，此次套管現(xiàn)場施工過程中，上扣未上到位原因是因為螺紋中存在鋼珠所致。

5 結論

（1）此次套管現(xiàn)場施工過程中，由于螺紋中存在鋼珠，從而導致上扣不到位。

（2）建議下套管作業(yè)時，作業(yè)隊伍嚴格按照施工要求對螺紋徹底清洗，避免因套管螺紋存在異物而引起上扣不到位。