某井φ177.8 mm偏梯形螺纹接头套管脱扣原因分析

2 韩 勇 马 磊 艾 勇

(1. 中国石油塔里木油田分公司, 库尔勒 841000； 2. 中国石油大学 机电工程学院, 北京 102249； 3. 西安摩尔石油工程实验室, 西安 710065)

某井采用扭矩仪下套管，现场端接头上扣使用的螺纹脂型号为TOP-1704，摩擦因数为1.08，上扣控制的最佳扭矩为16 000 N·m，上扣扭矩曲线正常。套管工厂端接头上扣采用的螺纹脂型号为BESTOLIFE-2000，摩擦因数为0.9，最佳控制扭矩为12 000 N·m。该井三开钻进至7 764 m处完钻后出现了φ177.8 mm偏梯形螺纹接头套管脱扣现象。为查明套管脱扣的原因，笔者对施工情况进行了梳理，并对失效套管进行了检验和分析。

1 施工概况

图1 井眼轨迹Fig.1 Well trajectory

该井在下尾管之前的通井过程中多次在造斜井段遇阻，井眼轨迹见图1，具体施工情况为：2017年12月31日开始下长度为177.80 mm的尾管，下套管期间灌浆量、返出量与下入套管体积相符。下尾管至井深7 424.6 m(井斜75°)开始遇阻，下入过程共遇阻11次，遇阻期间悬重最小变化量为229 kN，最大变化量为1 804 kN。2018年1月3日正常下尾管至井深7 764 m。下完套管循环期间发生漏失，密度为1.26 g·cm-3的钻井液累计循环漏失78.5 m3。固井注密度为1.90 g·cm-3的水泥浆20 m3后出口失返，固井注水泥期间累计漏失固井流体135 m3，替浆到量未碰压。固井期间最大泵压为28 MPa，排量为0.8～1.2 m3·min-1，共注入水泥浆等液体104 m3，替浆53.5 m3，固井注水泥期间未发现套管脱扣的异常情况。2018年1月10日采用152.40 mm HJ517G三牙轮钻塞至7 423.40 m，扭矩从4.1 kN·m增加至17.8 kN·m，上提钻具悬质量218 t。改变参数后钻塞无明显进尺，循环起钻，随后井下返出套管外螺纹残片(图2)，可见套管接头工厂上扣端脱扣。

图2 套管残片宏观形貌Fig.2 Macro morphology of casing fragments

2 理化检验

该批套管理化检验分析结果表明：套管的化学成分符合用户要求；套管的屈服强度为809 MPa，抗拉强度为927 MPa，断后伸长率为25%，硬度为25.7～28.3 HRC，-10 ℃冲击吸收能量为153 J,其力学性能符合用户要求；套管晶粒度为8.0级，显微组织为回火索氏体。该批套管到货商检时未发现质量问题。

3 套管脱扣失效分析

3.1 套管失效位置

依据钻塞遇阻之后井下返出的套管外螺纹残片判断，套管工厂上扣端接头脱扣。钻塞钻头首次遇阻位置井深为7 423.40 m，这说明钻头在该井深位置与工厂端发生脱扣的外螺纹接头发生异常摩擦干涉，但由于测井遇阻，没有检测到套管损坏位置。通过对套管失效位置的钻塞深度、下套管深度和测井深度的分析，认为36号接箍工厂上扣端脱扣。

3.2 套管脱扣时间

该井2018年1月3日下尾管作业正常，说明在下套管过程中套管没有脱扣。

1月3日晚固井作业完成，固井注水泥期间未发现套管脱扣的异常情况。

1月10日该井钻水泥塞在井深7 423.40 m位置钻到套管接头工厂端脱扣的外螺纹接头遇阻。这说明在固井注水泥后、钻水泥塞之前的水泥凝固期间套管发生脱扣。

3.3 套管脱扣原因分析

3.3.1 钻塞钻头对套管脱扣的影响

钻塞钻头尺寸偏大容易磨损套管。该井钻水泥塞采用φ152.40 mm的牙轮钻头，110 BC套管内径为157.08 mm，通径为153.90 mm，钻头外径比套管内径小4.68 mm，比套管通径小1.50 mm。因此，可以排除由于钻头外径偏大将套管磨损导致脱扣的可能性，即套管脱扣与钻塞钻头尺寸无关。另外，套管在钻塞之前已经脱扣，因此钻塞钻具组合及工艺参数对套管脱扣的影响可以不予考虑。

3.3.2 套管受力分析

(1) 套管自重

套管脱扣位置钻塞井深为7 423.40 m，落鱼长度为340.60 m，按照直井计算落鱼质量仅为144.1 kN，加上遇阻增加的最大附加载荷1 804 kN，套管承受的最大拉伸载荷仅为套管抗拉强度的47.2 %。实际套管脱扣位置至套管鞋位置位于造斜井段，加之套管鞋以下的口袋深度为0，套管所受的拉伸载荷更小，套管不可能因拉伸过载脱扣。研究表明[1]，规格为φ177.8 mm×8.05 mm 的L80 BC套管按照API(美国石油学会)公差上限(上扣至△顶点位置)、公差下限(上扣至距△底边位置5.08 mm)和手紧(接箍端面距△底边12.7 mm)上扣后拉伸载荷分别达到了API标准值的1.28，1.27和1.27倍。这进一步说明套管过载拉伸脱扣的可能性不存在，套管脱扣可能是在出现倒扣之后才发生的。

(2) 水泥凝固过程对套管受力的影响

导致套管脱扣的载荷也与固井过程中的温度载荷有关。水泥环凝固过程中温度变化过程可分为3个阶段：第一阶段为注水泥结束后，地层向井眼环空放热(吸热)，此时深部地层主要是井眼从地层中吸热升温，浅部地层与之相反，同时地层与套管之间也会发生热交换；第二阶段为水泥自发水化凝固放热升温，水泥凝固时的放热现象使得水泥环及套管内流体与附近井壁岩石温度升高，套管也会升温伸长从而承受压缩载荷；第三阶段为温度递减阶段，这一阶段水泥虽然存在水化放热，但放出的热量不能与周围物体吸收的热量维持平衡，温度逐渐接近地层温度[2]，套管也随之降温缩短而承受拉伸载荷。

(3) 井眼口袋深度对套管受力的影响

若套管下井之后浮鞋距井底的口袋深度过小，下部套管容易承受压缩和弯曲载荷。该井实际口袋长度为0，远小于设计的口袋长度(2.0 m)，这不但阻碍了套管柱受热伸长，增加其承受的压缩和弯曲载荷，而且导致套管柱中性点上移，使套管接头具备了倒扣和脱扣的条件。

(4) 井眼轨迹对套管受力的影响

在造斜井段，套管在下井过程中和下入后容易受到异常载荷。该井造斜点井深6 775 m，在井深6 905.06～7 075.03 m的造斜井段，全角变化率为6.556～7.353°·(30 m)-1，超过了不大于6°·(30 m)-1的设计要求。套管脱扣位置钻塞井深为7 423.40 m，位于造斜井段，在套管下井过程、注水泥过程和水泥凝固过程中，套管失效位置必然受到异常载荷的影响。

3.3.3 上扣扭矩对套管脱扣的影响

套管脱扣一般发生在套管柱最薄弱的接头位置。在一定扭矩范围内，套管接头上扣扭矩与卸扣扭矩成正比。上扣扭矩越大，卸扣扭矩越大；上扣扭矩越小，卸扣扭矩越小。螺纹脂摩擦因数越大，所需卸扣扭矩越大；反之，螺纹脂摩擦因数越小，所需卸扣扭矩越小。同一根套管接箍两端的接头受力情况差别很小，其中上扣扭矩偏小的接头容易发生倒扣和脱扣。

当套管在井下受到异常扭转载荷卸扣时，由于套管接头工厂端上扣扭矩(12 000 N·m)仅为现场端上扣扭矩(16 000 N·m)的75%，螺纹脂摩擦因数(0.9)仅有现场端上扣所用螺纹脂摩擦因数(1.08)的83%，所以对于同一个接箍两端的接头，工厂上扣端接头更容易卸扣，而套管接头卸扣到一定程度之后就会发生脱扣。

3.3.4 导致套管接头松动的载荷来源

(1) 井眼全角变化率大导致套管柱承受异常卸扣扭矩

井斜越大，井眼全角变化率越大，套管柱与井壁之间摩擦干涉的可能性越大。全角变化率增加时，套管与井壁接触力增大，会限制套管的下入及轴向载荷沿套管的传递，导致套管柱承受异常扭矩，在极端情况下甚至导致卸扣，例如在全角变化率较大的井眼起下钻过程中，经常出现钻柱自行转动的现象[3]。该井在下套管和之前的通井过程中多次在造斜井段遇阻且全角变化率过高，增大了套管柱承受异常卸扣扭转载荷的可能性。

(2) 下套管遇阻使套管柱承受异常卸扣扭矩

该井在下套管遇阻期间最大悬重变化值达1 804 kN，遇阻位置均在套管脱扣位置之下，每次遇阻悬质量变化使得套管柱承受了交变载荷，即异常拉伸、压缩和扭转载荷[4-5]。

(3) 固井注水泥过程中管柱振动导致接头松动

管柱螺纹接头在振动载荷作用下容易发生松动[6-7]。该井在固井过程中泵压为0～28 MPa，排量为0.8～1.2 m3·min-1，共注入水泥浆等液体104 m3，替浆53.5 m3，难以避免会产生振动载荷而导致管柱接头从薄弱环节发生松动。

4 结论及建议

(1) 在固井水泥凝固期间该套管接箍工厂上扣端接头脱扣；造斜井段全角变化率过大、井眼不规则、套管引鞋下面没有预留口袋导致套管承受异常载荷是其发生脱扣的原因。

(2) 建议严格控制工厂上扣环节，工厂端上扣扭矩应稍大于现场端上扣扭矩，上扣位置一般略超过△底边位置；保证井眼质量，防止下套管遇阻。