下井套管上扣不到位原因分析
时间：2023-02-18 22:40:04 来源：千叶帆 本文已影响人
罗华权，杨力能，刘文红，王航，张秋芳，耿鹏
（1.中国石油集团工程材料研究院有限公司，陕西 西安 710077；
2.长庆油田分公司第十采油厂，陕西 西安 710018；
3.中国石油物资有限公司西安分公司，陕西 西安 710000）
2019年6月，某油田在下套管作业中发现Φ139.70 mm×7.72 mm J55长圆螺纹防腐套管按规定扭矩控制上扣，达到扭矩要求时，套管外螺纹有3～4扣外露，即上扣不到位，该次作业累计损伤套管19根。2019年7月，对失效套管现场取样，分析该批J55套管上扣不到位的原因。据委托方介绍，某钻井队在下Φ139.70 mm×7.72 mm J55长圆螺纹防腐套管时，从第一根开始，上扣困难，不能一次到位，每根余3～4扣，上扣扭矩报警器报警，此时上扣扭矩为3 300 N·m，增加至3 600 N·m时套管有明显变形，入井防腐套管共10根。查看现场损坏套管情况，发现有明显变形和大钳钳牙咬痕现象。现场从未入井套管中抽取样品，清洁样品螺纹，使用专用工具测量螺纹参数，测量结果均满足API Spec 5B—2008（R2015）《套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范》要求。检查未入井套管外螺纹保护器，外沿螺纹处存有较多打磨钢珠，使用钢丝刷洗、柴油清洁，再用压缩空气反复吹扫清洗后，试用2根套管按规定扭矩上扣，均能一次上到位[1-12]。试样情况见表1。在试样两端分别截取1.5 m长样品，形貌如图1所示。
图1 试样形貌
表1 试样情况
根据现场失效样品使用及失效情况，按照分析思路查找套管上扣不到位的原因，失效分析思路具体如图2所示。
图2 失效分析思路
对现场取回的1号及2号失效套管进行宏观形貌观察，发现2根套管管体有明显大钳夹持痕迹（图3），接箍螺纹内表面锈蚀（图4）。
图3 1号管体外表面大钳夹持痕迹
图4 1号接箍内表面锈蚀形貌
卸掉3～5号样品螺纹保护器，发现套管接箍内表面有铁屑和大量钢珠（图5），钢珠较大的直径约为2 mm，螺纹脂量较少，外螺纹保护器的螺纹内嵌有大量钢珠（图5），清洗后的5号样品外螺纹也发现钢珠（图6a），2号试样外螺纹也发现存有钢珠（图6b）。
图5 5号试样内螺纹及保护器表面钢珠
图6 外螺纹表面钢珠
对4～5号样品外螺纹和接箍内螺纹用汽油进行清洗，分别对每个钢管螺纹端清洗后的钢珠进行收集，钢珠具体数量统计见表2。
由表2可以看出，库存套管的外螺纹表面和接箍内螺纹表面存在大量的钢珠。经现场调研，钢管防腐厂先对该批钢管外表面进行喷丸（钢珠）作业，然后进行外防腐。因此，这些钢珠为喷丸过程中嵌入套管螺纹内，并一直存留在螺纹内。
表2 钢珠数量统计
3.1 检验项目
为了确定该批套管的材质、螺纹参数及上/卸扣性能是否符合产品标准要求，制定了检验方案，样品检验方案见表3。
表3 样品检验方案
3.2 化学成分分析
分别对失效套管1号及全新库存套管6号取化学成分分析试样，依据ASTM A 751—2014a《钢制品化学分析标准试验方法、实验操作和术语》，用ARL 4460直读光谱仪对其进行化学成分分析，结果见表4。由检测结果可知，1号及6号套管化学成分均符合API Spec 5CT—2011《套管和油管规范》要求。
表4 1号和6号套管化学成分（质量分数）分析结果 %
3.3 晶粒度检验
从库存套管6号管体上取金相试样，用MEF4M金相显微镜及图像分析系统检验其晶粒度为11.5级。
3.4 力学性能试验
分别从库存套管6号管体和接箍上取纵向拉伸试样和纵向夏比V型缺口冲击试样，进行拉伸和夏比冲击试验，试验结果见表5～6。分别从库存套管6号距焊缝0°，90°位置，管体上取长度为100 mm的Φ139.70 mm压扁试样，进行压扁试验，平板间距为90 mm，试样压扁后未出现裂纹。结果表明，6号管体及接箍拉伸试验、夏比冲击试验、压扁试验结果均符合API Spec 5CT标准对J55钢级的要求。
表5 6号试样拉伸试验结果
表6 6号试样夏比冲击试验结果
3.5 螺纹参数及几何尺寸检验
依据API Spec 5B和API Spec 5CT标准，对库存新管进行螺纹参数和几何尺寸检验，检验结果符合API Spec 5B和API Spec 5CT标准要求，外螺纹接头和内螺纹接头检验结果及API Spec 5B和API Spec 5CT的标准要求见表7～8。
表7 外螺纹接头检验结果
表8 内螺纹接头检验结果
3.6 实验室正常上扣/卸扣试验
为了检验此批套管螺纹的抗黏结能力，先对4号套管样品洗净，螺纹内无钢珠（图7），然后进行上卸扣试验，如图8（a）所示，试验参考SY/T 6128—2012《套管、油管螺纹接头性能评价试验方法》。
图7 4号试样清洗示意
实验室正常上扣/卸扣试验采用NXQ140/25油管扭矩试验系统（201812055），对编号为4号（套管内外螺纹试样组合）进行上卸扣试验，上卸扣试验温度为室温，上扣前充分手紧。规定最大上扣扭矩为4 190 N·m，采用最大上扣扭矩4 190 N·m进行上扣（表9）。4号套管上扣/卸扣试验结果见表10，4号试样上卸扣正常，如图8（b）、图9所示。
图9 4号试样第2次卸扣后形貌
表9 4号套管上/卸扣试验条件
表10 4号套管A上扣端抗黏扣上/卸扣试验结果
图8 4号试样上/卸扣前后外螺纹和接箍内螺纹位置对比
3.7 模拟现场情况上扣试验
把5号套管螺纹部位清洗干净，在内外螺纹部位均匀涂抹上螺纹脂，在清洗干净的5号套管样品内螺纹上放置原来清洗下来的钢珠（图10），进行试验（图11a）。试验采用NXQ140/25油管扭矩试验系统，对编号5号（套管内外螺纹试样组合）的样品组合进行上卸扣试验，试验温度为室温，上扣前充分手动拧紧，采用最大扭矩4 190 N·m进行上扣。试验结果表明5号上扣不到位，如图11（b）所示，卸扣后螺纹距端部外螺纹第6、7、8、11扣严重黏结，距端部内螺纹第3扣严重黏结，外螺纹有4牙外露，如图12所示。
图10 5号接箍内螺纹钢珠放置示意
图11 5号试样上扣前后外螺纹和接箍内螺纹位置对比
图12 5号试样卸扣黏扣形貌
试验结果表明，失效套管和库存新管的化学成分及库存新管的拉伸性能试验、压扁试验、夏比冲击试验和晶粒度检验结果均符合API Spec 5CT标准对J55钢级的要求，表明套管材质符合产品标准要求。库存新管的螺纹参数及几何尺寸检验结果符合API Spec 5CT和API Spec 5B标准的要求。
对4号库存新管的外螺纹和接箍内螺纹进行清洗后，去除钢珠，均匀涂抹上螺纹脂，按照SY/T 6128标准要求进行上卸扣试验，按最大扭矩进行上扣，第一次卸扣结束后和第二次卸扣结束后，均未发现螺纹黏结现象。在钻井现场，2根套管的螺纹经过清洗，去除螺纹上的钢珠后，均上扣正常。
对5号库存新管的外螺纹和接箍内螺纹进行清洗后，均匀涂抹螺纹脂，并把前期从5号外螺纹和接箍内螺纹清洗出的钢珠均匀放置在内螺纹上，按照SY/T 6128标准要求进行上卸扣试验，按最大扭矩进行上扣，当扭矩值达到控制扭矩，还剩4牙外螺纹外露。此时停止上扣，进行卸扣。卸扣后，对5号外螺纹和接箍内螺纹进行清洗，发现外螺纹和接箍内螺纹发生黏结。库存套管清洗后的外螺纹和接箍内螺纹发现大量的钢珠。经现场调研，该批套管在进行外防腐时先进行了外表面喷丸（钢珠）作业。因此，这些钢珠应该是在喷丸过程中嵌入套管螺纹内，之后一直存留螺纹内。
5号库存新管上卸扣试验表明，螺纹上存在的钢珠导致套管上扣不到位（还剩4扣），外螺纹和接箍内螺纹发生黏结。综上所述，此次套管现场施工过程中，上扣未上到位原因是因为螺纹中存在钢珠所致。
（1）此次套管现场施工过程中，由于螺纹中存在钢珠，从而导致上扣不到位。
（2）建议下套管作业时，作业队伍严格按照施工要求对螺纹彻底清洗，避免因套管螺纹存在异物而引起上扣不到位。
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