曾 鐘１,王飛宇２,侯 鐸２,張志東１,李 淼１

(１．中石油川慶鉆探工程有限公司 安全環保質量監督檢測研究院,廣漢 ６１８３００;

２．西南石油大學 油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,成都 ６１０５００)

    摘 要:某油田開采井使用的 P１１０鋼級套管在使用過程中出現斷裂失效.使用宏觀形貌分析、化學成分分析、金相檢驗、力學性能測試的方法,結合現場施工過程中失效套管的使用、維護及螺紋端部的使用狀況分析,詳細分析了套管螺紋斷裂失效的原因并提出預防措施.結果表明:該套管斷裂性質屬于疲勞斷裂;套管上卸扣過程中的不規范操作增大了螺紋端局部接觸應力,裝配過程中套管與接箍螺紋的軸線偏斜導致螺紋間存在間隙,局部接觸應力過大導致螺紋面上的金屬產生變形和磨損;螺紋旋進阻力增大、下井前僅部分旋入,是造成套管螺紋斷裂失效的主要原因.

關鍵詞:P１１０套管;疲勞斷裂;偏斜;應力

中圖分類號:TE９８８ 文獻標志碼:B 文章編號:１００１Ｇ４０１２(２０１７)０５Ｇ０３５７Ｇ０４

FractureFailureAnalysisoftheThreadoftheP１１０CasingPipe

ZENGZhong

１,WANGFeiyu２,HOUDuo２,ZHANGZhidong

１,LIMiao１

(１．SafetyEnvironmentalQualitySupervisionandInspectionInstitute,CNPCChuanqingDrilling

EngineeringCompany,Guanghan６１８３００,China;

２．StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleum University,

Chengdu６１０５００,China)

    Abstract:FracturefailureoccurredtoaP１１０gradecasingpipeusedinanoilextractionwellduringtheusing process．Bymethods of macroscopic morphology analysis,chemical composition analysis,metallographicexaminationandmechanicalpropertytest,thereasonsforthefracturefailureofthecasingthreadwereanalyzedin detailandthepreventivemeasureswereputforwardcombinedwiththeuse,maintenanceoffailurecasingandthe behaviorinserviceoftheendofthethreadinthefieldofconstructionprocessanalysis．Theresultsshowthat:the failuremodeofthecasingpipewasfatiguefracture;nonＧstandardoperationduringtheshackleprocessofthecasing pipeincreasedthestressoflocalcontactthreadedend;duringtheassemblyprocessofthecasingpipeandthe couplingthread,theaxisdeviationledtothegapbetweenthethreads;theexcessivelocalcontactstresscausedthe deformationandwearofthemetalonthethreadedsurface;themainreasonsofthefracturefailureofthecasing threadwerethattheresistanceofthescrewthreadincreasedandonlyapartofthethreadscrewedinbeforedown well．                          

  Keywords:P１１０casingpipe;fatiguefracture;deviation;stress 

    套管是石油工業中大量使用的管具,在井筒中起到支撐井壁、封固地層和防坍塌的作用.套管與接箍相連的螺紋接頭部位是套管連接中的薄弱環節,套管長期在交變載荷下工作,加上井內液體腐蝕等因素的影響,導致套管在使用過程中經常會在連接螺紋處發生疲勞斷裂、漏失、擠毀、粘扣、破損、偏磨、腐蝕等失效事件[１Ｇ２],而其中超過８０％的失效事故與螺紋粘扣有關[３].套管螺紋一旦發生粘扣,會嚴重影響套管連接的密封性和結構完整性,往往引發斷裂,甚至導致管柱落井,嚴重時還會導致油井報廢,造成巨大的經濟損失[４].

    筆者以某油田 P１１０鋼級套管螺紋失效事件為案例,通過對失效套管進行宏觀形貌分析、化學成分分析、金相檢驗、力學性能測試,并結合以往套管失效的類型和影響因素[５Ｇ６],尋找套管螺紋斷裂失效的原因,以期為管材的失效分析及油、氣田套管的防護和管理提供參考.

１ 理化檢驗

１．１ 宏觀形貌分析

     該P１１０套管規格為?１３９．７mm×７．７２mm,在服役過程中發生橫向斷裂,斷裂部位在套管螺紋旋入接箍最后一扣處,如圖 １(a)所示.觀察斷口發現,斷面較為平整,其上有明顯的不對稱人字紋,人字紋收斂于斷口裂紋源區,如圖１(b)所示.

    為了更好地觀察和分析套管螺紋端部斷裂失效的原因,將接箍沿縱向切開觀察接箍與兩側套管連接的縱向形貌,如圖２(a)所示.可見左側螺紋正常旋入接箍內,經測量旋合長度為７４ mm;右螺紋未完全旋入接箍內,旋入部分的長度僅為４５ mm;旋合部分的內螺紋與外螺紋之間存在約１ mm 的間隙,間隙內充滿了泥漿涸化物,套管在旋入螺紋的最后一扣處發生斷裂.測得套管斷裂處的管壁厚為４．４６mm,完 好 套 管 最 后 一 扣 螺 紋 處 的 壁 厚 為５．５６mm,套管內孔直徑為１２４．７０ mm.將斷裂套管螺紋的有效旋入部分取出發現,螺紋表面布滿銹跡,螺紋溝槽處充滿泥漿涸化物,螺紋嚙合面嚴重 受損,如圖２(b)所示.

    為了了解失效套管的螺紋損傷形式,將圖２(b)所示螺紋進行除銹和清洗后觀察發現,螺紋端部出現嚴重的黏著磨損和擠壓變形,并主要集中于外螺紋第一扣上,其余螺紋嚙合面上的磨損、擠壓現象不明顯,如圖３所示.失效套管的宏觀分析結果顯示,接箍與套管外表面未出現擠壓變形,可排除液壓鉗過扭矩或夾緊力過大的因素造成套管失效;左側套管的外螺紋已

    全部旋入接箍內,旋合長度為７４ mm;而右側套管的外螺紋旋入部分的長度僅為４５mm,比較斷裂部分與左側未斷部分相應位置的壁厚可見,右側螺紋的加工情況與左側套管的沒有很大差別,因此排除螺紋加工因素對套管失效的影響.

１．２ 化學成分分析

    在失效套管斷裂部位取樣,使用移動式金屬分析光譜儀 對 試 樣 進 行 化 學 成 分 分 析,試 驗 結 果 見表１.將其與 APISpec５CT－２０１１(第９版)«套管和油管規范»對 P１１０套管的要求進行比較,可見失效套管的化學成分符合標準要求.

１．３ 金相檢驗

    在失效套管斷裂部位取樣,并用１~７號金相砂紙逐級打磨,經拋光處理后置于金相顯微鏡下進行觀 察,失效套管的組織形貌如圖４所示.失效套管

２ 分析與討論

２．１ 螺紋顯微形貌分析

    采用掃描電子顯微鏡(SEM)對圖３(a)中的螺紋損傷部位進一步觀察,結果如圖５所示.由圖５(a)可以看到,螺紋嚙合面上存在大量的黏著磨損和擠壓變形,將圖５(a)中黃色區域放大可看到一處明顯的金屬碎屑.這表明在起下扣過程中套管螺紋處于過載狀態,造成局部接觸應力過大,在旋進過程中產生的金屬碎屑附著于螺紋表面從而阻礙了螺紋的旋進,于是加大旋進力度,又進一步提高了螺紋嚙合面的局部接觸應力,螺紋嚙合面上出現了黏著磨損和擠壓變形,最終發生粘扣失效.

２．２ 斷口顯微分析

    套管螺紋的斷口微觀形貌顯示,起裂處的金屬開裂面光滑,無夾雜物、腐蝕坑等易引發開裂的缺陷,如圖６(a)所示;裂紋源附近區域有疲勞條紋,并向裂紋源區收斂,如圖６(b)所示.接箍內螺紋與套管外螺紋之間存在約１mm 的間隙,間隙內充滿了泥漿涸化物,其原因在于裝配時的軸線偏斜.已有資料和分析結果表明:公扣大端第一扣螺紋和最后一扣螺紋處的應力集中最為嚴重[７Ｇ８].如圖７(a)所示,正常旋合的螺紋雖然在箭頭區域存在應力集中,但并不會造成套管螺紋的斷裂失效.但在軸線偏斜的情況下,套管旋入接箍第一扣螺紋處產生過大的局部接觸應力,導致螺紋嚙合面上產生黏著磨損和擠壓流變;在液壓鉗扭矩的作用下繼續旋進,旋進過程中產生的金屬碎屑附著于螺紋面上,阻礙了螺紋的旋進,直到液壓鉗施加的扭矩不能使套管螺紋繼續前進為止.圖７(b)所示的螺紋尾部箭頭所指的凹槽可看成螺紋的缺陷部位,在應力的作用下萌生裂紋源,隨著裂紋的擴展,最終導致套管在該處發生疲勞斷裂.

３ 結論與建議

    (１)該 P１１０套管的斷裂失效屬于疲勞斷裂,套管材料的性能符合標準要求.套管與接箍的螺紋組合在下井之前僅部分旋入,螺紋間存在間隙,在這種情況下套管螺紋未能繼續旋進至規定位置,其原因與裝配時的軸線偏斜等操作不當有較大關系.

    (２)裝配時該套管軸線偏斜,使螺紋產生局部接觸應力,在套管螺紋面局部產生了明顯的黏著磨損和擠壓流變,旋入螺紋最后一扣處發生非正常疲勞斷裂,最終導致套管螺紋粘扣和斷裂.

    (３)規范的操作是預防套管失效的重要因素.建議井隊加強現場操作管理,嚴格控制上扣扭矩,并均勻涂抹螺紋脂,改進現有液壓鉗的操作方式,對液壓鉗的上螺紋速率和上卸扭矩進行控制;盡可能按照 APIRP５C１－１９９９和 GB/T１７７４５－２０１１的要求進行套管的使用和維護;改進套管卡緊方式,減小接箍形變,提高上扣過程中的對中性.

３．１ 直角掛板質量問題

    根據宏觀檢測、斷口掃描電鏡形貌和能譜分析,直角掛板存在明顯的質量問題.直角掛板在加工成型后再進行表面熱浸鍍鋅處理,６個斷口中的２個最大彎處斷口存在大量的鋅元素,說明該產品加工成型時在最大彎處已經出現裂紋,在進行表面熱浸鍍鋅處理時鋅液滲入到裂紋內部[７].在實際使用中,該直角掛板使用線路處于沿海山區,大氣環境含有氯離子等腐蝕性介質,且該地區常年風力較大,線路走向垂直于常年的風力方向,導致該直角掛板不可避免地受到周期性振動.直角掛板在加工成型時最大彎處已存在裂紋,又在風的作用下發生振動,導致直角掛板最大彎處的裂紋在周期性載荷作用下擴展,因此在斷口處可見疲勞條紋.在腐蝕介質和大風的共同作用下,裂紋逐漸擴展,最終導致直角掛板腐蝕疲勞斷裂,發生掉線事故.

３．２ 金具連接方式不合理

    該線路３號事故塔采用 U 型掛板 UBＧ７、三腿直角掛板 ZSＧ７、連板 LＧ１０４０、三腿平行掛板 PSＧ７、懸掛線夾 XGHＧ４的單掛點雙懸垂連接方式.盡管直角掛板ZSＧ７所能承受的理論最大荷載符合現場設計要求,但這種連接方式使用的金具數量多,造成連接點、摩擦點以及受損點增多,容易形成隱患.特別是 U 型掛板和三腿直角掛板的連接,兩者連接部位的接觸面積較小,強度明顯下降,而單掛點雙懸垂的連接方式增加了金具本身的負載,使得強度進一步下降.３號事故塔處于大檔距和微地形(海邊山區)等對金具受力不利的條件下,常年受到基本垂直于線路的大風影響,金具承受長期循環變化的風載,而且直角掛板ZSＧ７受力截面為４點受力,在風偏振動和舞動的作用下,直角掛板一側受力過大,造成其

連接處過緊,自由度受到限制,易產生彎曲應力.從宏觀檢測可知該直角掛板已經產生彎曲變形.

４ 結論及建議

    該直角掛板在加工成型時最大彎處已經存在裂紋,在隨后的使用過程中,由于腐蝕介質和周期性風偏振動的共同作用,裂紋不斷擴展,最終發生腐蝕疲勞斷裂.針對該情況,提出以下防范措施.

    (１)加大對該線路同批次金具的巡檢,結合停電進行更換,新更換的金具需檢查合格才能投入使用.新建或改建線路連接金具不建議采用 U 型掛板 UB＋三腿直角掛板 ZS的結構組合,宜采用加強U 型環組結構.

    (２)在大檔距以及位于風口特殊環境的線路段宜采用加強型金具,以提高其承受運行載荷和抗振動疲勞破壞能力.

   (３)提高對線路金屬監督的重視程度,加強對金屬監督檢查項目及標準規范的執行,保證金具材料內部組織、力學性能、裝配等方面的質量.

（材料與測試網-理化檢驗－物理分冊 > 2017年 > 5期 > pp.357）