N80Q套管螺纹粘扣原因分析

丛 深，蔡 克，张益铭，李小龙，任继承，高 杨

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院 陕西 西安 710077；2.中国石油长庆油田分公司物资供应处 陕西 西安 710016)

0 引 言

目前国内石油钻采行业中，油套管的主要连接方式为螺纹连接，其连接性能直接影响井下钻采过程的安全与效率，而油气井发生泄漏等失效事故的原因主要是由于油套管在上卸扣过程中发生的粘扣现象所致[1-3]。

西部某油田在固井作业下套管时，发生了套管粘扣事故，为了确定该套管发生粘扣的原因，对其材料的化学成分和机械性能进行了试验，并综合分析了其发生粘扣失效的原因。

1 粘扣失效情况

西部某油田J井在使用Φ139.7 mm×9.17 mm N80Q LC生产套管下套管过程中，发生套管掉井事故，经打捞取出发现2根套管螺纹发生了严重粘扣失效，该2根粘扣失效的套管编号分别为7974和8019，如图1所示。同时选取库存的同批次全新套管3根进行试验分析，该3根新套管样品的编号分别为5764、6116和5640，如图2所示。

图1 粘扣失效套管样品

图2 库存新套管样品

2 理化试验及试验结果

2.1 宏观形貌

对现场所送的2根粘扣失效套管7974及8019进行宏观形貌观察，发现该2根套管接箍外表面锈蚀且有明显大钳夹持痕迹，如图3所示。将接箍试样剖开清洗后，7974套管接箍内螺纹表面形貌如图4所示，7974套管接箍内螺纹纵向截面形貌如图5所示。从图4和图5可见，7974套管接箍现场端内螺纹靠近端面的9牙螺纹发生了严重粘扣失效，其余螺纹牙体较为完整，无明显损伤及上扣痕迹，内螺纹自端面第1～5牙有啮合痕迹，牙齿顶部分磨平，螺纹齿底犁沟清晰可见，有多处金属堆积，有错扣特征。粘扣失效的8019套管的接箍内螺纹表面损伤形貌与7974套管相似。

图3 7974及8019套管接箍损伤形貌

图4 7974套管接箍内螺纹表面形貌

图5 7974套管接箍内螺纹纵向截面形貌

2.2 化学成分分析

依据ASTM A751标准，用ARL 4460直读光谱仪分别对粘扣失效套管7974接箍及全新库存套管6116管体取样进行化学成分分析，化学成分析结果见表1。由表1的试验结果可知，7974套管接箍和6116套管管体材料的化学成分均符合API Spec 5CT标准的要求。

表1 化学成分分析结果(质量分数) %

2.3 金相分析

分别从粘扣失效套管7974和8019及全新库存套管6116上取金相试样，用MEF4M金相显微镜及图像分析系统对其进行金相组织分析，金相组织形貌如图6～图9所示。套管非金属夹杂均未见异常，其中6116套管管体组织为回火索氏体(S回)+少量铁素体(F)、晶粒度为10.5级，6116套管接箍组织为回火索氏体(S回)、晶粒度为11.0级。而7974和8019套管接箍组织均为回火索氏体(S回)、晶粒度均为10.5级，。

图6 6116管体金相组织

图7 6116接箍金相组织

图9 8019接箍金相组织

2.4 力学性能试验

分别从粘扣失效套管7974接箍、8019接箍及全新库存套管6116管体上取纵向拉伸试样，试样直径为Φ6.25 mm、标距为25 mm，依据API Spec 5CT标准、用UH-F 5305型拉伸试验机进行室温拉伸试验。另外，从粘扣失效套管7974接箍、8019接箍及全新库存套管6116管体上取横向夏比V型缺口冲击试样，试样尺寸为5 mm×10 mm×55 mm，依据API Spec 5CT标准进行夏比V型缺口冲击试验。拉伸试验和冲击试验的结果见表2。

表2 力学试验结果

从表2的试验结果可见，粘扣失效套管7974接箍、8019接箍及全新库存套管6116管体的拉伸性能和冲击性能均符合API Spec 5CT标准的规定。

2.5 螺纹参数及几何尺寸检验

依据API Spec 5B—2008(R2015)和API Spec 5CT—2011标准，对新套管样品5764、6116和5640进行螺纹参数和几何尺寸检验，结果见表3和表4。从表3和表4可见，3根新套管样品内、外螺纹参数和几何尺寸均符合API Spec 5CT及API Spec 5B标准的要求。

表4 内螺纹接头检验结果

2.6 上扣和卸扣实物试验

为了检验套管螺纹在上/卸扣过程中的抗粘扣能力，参考SY/T 6128—2012制定套管上卸扣试验方案，试验条件如下：

试验设备：扭矩试验系统(200812023)。

依据标准：SY/T 6128-2012。

检测条件：室温，BESTTOLIFE 72733螺纹脂，上扣前充分手紧。

试样组合：Φ139.7 mm×9.17 mm LC N80Q套管内外螺纹试样组合。

加载条件：推荐扭矩5 800 N.m，最小扭矩4 300 N·m，最大扭矩7 250 N·m。

按照上/卸扣实物试验程序，对库存的新套管样品5764、6116及5640进行上/卸扣试验，试验结果表明，新套管样品5764、6116及5640在最大扭矩及推荐扭矩条件下所进行的上/卸扣试验，均未发生粘扣现象，其中螺纹卸扣后形貌如图10～图12所示。

图11 6116试样第2次卸扣后形貌

3 失效原因综合分析

图3所示的套管螺纹接头损伤形貌特征表明，2根失效套管接箍外表面锈蚀且有明显大钳夹持痕迹。图4和图5的螺纹损伤形貌表明，7974套管接箍现场端内螺纹靠近端面一侧发生严重粘扣现象，而靠近接箍中心一侧螺纹较为完整，无明显损伤痕迹，说明现场7974套管接箍与外螺纹上扣时未上紧。螺纹导向面变形，螺纹牙型顶部磨损，内螺纹自端面起第1～5牙发生损伤变形，牙齿顶部分磨平，有明显的挤压变形痕迹。另外，从粘扣失效的套管8019接箍内螺纹形貌及纵向截面形貌可见，其内螺纹自端面1～9牙发生严重挤压变形，尤其是1～5牙基本磨平，有多处金属堆积，同时根据可分辨牙型的俩牙之间存在明显的错扣痕迹，说明了在此之前的上扣啮合中错扣已发生，并导致了螺纹牙型的严重损伤[4-6]。

在3件未使用的库存新套管试样上卸扣试验过程中，5764试样采用最大扭矩及推荐扭矩进行上扣，6116和5640套管试样采用最大扭矩进行上扣，均没有出现类似现场的粘扣失效现象，这充分说明套管螺纹自身的抗粘扣能力符合标准要求[7]。套管粘扣失效部位主要位于接箍靠近现场端一侧位置，且2根失效套管接箍外表面均有明显的挤压变形，在这种情况下粘扣套管存在现场套管钳夹持位置不当、对扣不准及螺纹错扣等情况，综上所述，本次粘扣套管失效原因是现场上卸扣使用过程中操作不当所致[8-10]。

4 结论及建议

1)该N80Q套管化学成分分析、拉伸性能及夏比冲击试验结果符合API Spec 5CT标准的要求，螺纹参数测量结果符合API Spec 5CT及API Spec 5B标准的要求，金相组织分析及上、卸扣实物试验结果正常。

2)该套管粘扣主要原因是现场作业过程中，上扣时操作不当，发生了螺纹错扣。

3)建议加强油田现场作业规范，增强操作人员技术水平，防患此类事故发生。