Φ139.7 mm×12.7 mmQ125特殊螺紋套管脫扣失效分析

張繼尹，王建東，江 文，李玉飛

(1.中石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院　四川　德陽　618300；2.中石油石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室　陜西　西安　710077；3. 中石油鉆井工程技術(shù)研究院　北京　102206；4.中石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院　四川　廣漢　618300)

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Φ139.7 mm×12.7 mmQ125特殊螺紋套管脫扣失效分析

張繼尹1，王建東2，江 文3，李玉飛4

(1.中石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院四川德陽618300；2.中石油石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室陜西西安710077；3. 中石油鉆井工程技術(shù)研究院北京102206；4.中石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院四川廣漢618300)

摘要：頁巖氣開發(fā)采用水平井多段體積壓裂工藝，壓裂壓力高達(dá)100 MPa以上。生產(chǎn)管柱采用高鋼級(jí)厚壁特殊螺紋接箍式連接套管。接箍沖擊功執(zhí)行API SPEC 5CT《套管和油管規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，在高內(nèi)壓壓裂時(shí)接箍易發(fā)生開裂。本文通過對(duì)1口頁巖氣開發(fā)井生產(chǎn)套管試壓過程中外螺紋脫扣失效分析，揭示了API SPEC 5CT標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定只是針對(duì)API螺紋連接形式，沒有考慮特殊螺紋連接的臺(tái)肩效應(yīng)。特殊螺紋接箍沖擊功，需依據(jù)螺紋結(jié)構(gòu)形式和適用的井下工況載荷確定。

關(guān)鍵詞：生產(chǎn)套管；特殊螺紋；接箍；沖擊功

0引言

螺紋脫扣涉及兩方面的因素，一是套管材料理化性能、缺陷控制及螺紋結(jié)構(gòu)；二是井下工況載荷。通過上述因素的分析揭示套管外螺紋脫扣失效機(jī)理，現(xiàn)場取樣情況見表1。

表1　取樣情況

1常規(guī)技術(shù)指標(biāo)檢測

依據(jù)API SPEC 5CT標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定要求，對(duì)取樣管體和接箍分別采用超聲和熒光磁粉探傷儀進(jìn)行無損探傷，管體和接箍外表面均未發(fā)現(xiàn)超標(biāo)缺陷顯示。幾何尺寸、化學(xué)成分、拉伸力學(xué)性能、縱向和橫向沖擊功、硬度檢測結(jié)果均符合相關(guān)技術(shù)指標(biāo)要求。

2金相分析

金相分析管體和接箍組織均為回火索氏體，內(nèi)外表面無脫碳層，如圖1、圖2；接箍試樣發(fā)現(xiàn)超尺寸B類夾雜物，夾雜物1最大長度282 μm，最大厚度47.8 μm，如圖3(a)；夾雜物2最大長度569 μm，最大厚度63.6 μm，如圖3(b)。

圖1　管體金相組織

圖2　接箍金相組織

圖3　接箍試樣B類(復(fù)合)夾雜物

3微觀形貌分析

脫扣外螺紋接頭上分別對(duì)稱在180°方向取2個(gè)長條，取樣位置如圖4所示。微觀形貌分析結(jié)果見表2。1-2位置的7扣～10扣和2-1位置的2扣～3扣承載面齒頂位置圓弧均有顯著損傷變形，螺紋其余位置齒形完好。

4井下測井檢測

采用MIT60多臂井徑儀及MID-K電磁探傷測井儀檢測，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)套管脫扣位置，接箍存在嚴(yán)重?fù)p傷開裂，如圖5；套管接箍端面鉛印痕跡，局部表現(xiàn)出不連續(xù)，如圖6。

圖4　第103號(hào)套管外螺紋取樣位置與取樣形貌

螺紋位置形貌描述不同位置取樣形貌1-1螺紋小端起始扣1扣～5扣承載面和導(dǎo)向面形貌完好。1-27扣～10扣導(dǎo)向面完好,承載面齒頂位置圓弧有顯著損傷變形。1-311扣到螺紋消失點(diǎn)為非完整扣,齒形完好。2-1起始扣開始2扣～3扣,承載面齒頂位置圓弧有顯著損傷變形,4扣～5扣齒形完好。2-27扣～11扣承載面和導(dǎo)向面形貌完好。2-313扣到螺紋消失點(diǎn)為非完整扣,齒形完好。

圖5　井下脫扣接箍測井曲線及三維成像圖

圖6　井下落魚鉛印形貌

5螺紋脫扣分析

圖7　第103號(hào)套管外螺紋脫扣螺紋接觸狀態(tài)

從正常上扣條件到圖7所示狀態(tài)，表明接箍在試壓過程中發(fā)生嚴(yán)重脹大變形或開裂，使螺紋失去連接性能。對(duì)比井下測井三維形貌可知，接箍端面最小內(nèi)徑是154.12 mm，比企業(yè)規(guī)定值143.05 mm大11.07 mm，即端部沿圓周產(chǎn)生7.7%的塑性應(yīng)變，與三維形貌顯示接箍端面局部有不連續(xù)凹坑一致。金相分析發(fā)現(xiàn)超標(biāo)夾雜物最大長度是0.569 mm，即接箍端部壁厚8 mm的7.1%，超過API SPEC 5CT規(guī)定(缺陷或裂紋深度是壁厚的5%)，因此推斷，套管脫扣可能是接箍含有超標(biāo)缺陷在拉伸加內(nèi)壓條件下造成開裂，致使外螺紋發(fā)生脫扣，與測井曲線顯示一致，局部位置沿接箍的縱向曲線有明顯不連續(xù)并延伸至臺(tái)肩。

根據(jù)特殊螺紋結(jié)構(gòu)尺寸，有限元[1]分析了不同工況條件下螺紋受力，結(jié)果見圖8和表3。可以看出，接箍在環(huán)向拉應(yīng)力下開裂，最可能部位是最大拉應(yīng)力位置或端部壁厚最薄位置。接箍最大環(huán)向拉應(yīng)力位置，夾雜長度與壁厚比為5%，且拉應(yīng)力是端部的30%以上，判斷如果發(fā)生接箍開裂，應(yīng)從臺(tái)肩尖角位置處開始。

表3　螺紋受力分析結(jié)果

臺(tái)肩尖角位置壁厚13 mm為依據(jù)，參考API 579-1-2007《適用性評(píng)價(jià)方法》標(biāo)準(zhǔn)和平面應(yīng)變斷裂韌性與沖擊功關(guān)系[2]，計(jì)算分析不同拉應(yīng)力下接箍抗開裂韌性指標(biāo)，如圖9。

采用API SPECT 5CT接箍橫向沖擊功計(jì)算方法，按臺(tái)肩尖角位置壁厚13 mm計(jì)算結(jié)果與井下工況載荷適用性比較分析見表4。

表4　比較分析結(jié)果

圖8　螺紋受力分析

圖9　接箍臺(tái)肩位置不同缺陷深度下拉應(yīng)力與橫向沖擊功的關(guān)系

對(duì)現(xiàn)場取樣的同批次套管3#(見表1)進(jìn)行實(shí)物試驗(yàn)評(píng)價(jià)。試樣螺紋參數(shù)偏差檢測結(jié)果均符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。試樣現(xiàn)場端按脫扣位置上扣扭矩控制進(jìn)行1次上扣，如圖10所示井下工況載荷[3]進(jìn)行實(shí)物試驗(yàn)評(píng)價(jià)。在1、2、3載荷點(diǎn)處均未發(fā)生泄漏，在高內(nèi)壓加拉伸至失效試驗(yàn)時(shí)工廠端泄漏，管體內(nèi)壁復(fù)合應(yīng)力是材料名義屈服強(qiáng)度的112.1%。在試驗(yàn)后接箍上取樣進(jìn)行沖擊功檢測和金相分析，結(jié)果見表5和圖11。

試驗(yàn)結(jié)果表明：上扣及材料組織正常，接箍無缺陷且橫向沖擊功大于80J條件下，該螺紋接頭滿足實(shí)際使用要求。

圖10　井下工況載荷及實(shí)物試驗(yàn)加載示意圖

圖11　實(shí)物試驗(yàn)樣接箍金相組織

試樣位置取向規(guī)格/mm試驗(yàn)溫度/℃試驗(yàn)結(jié)果吸收能量/J單個(gè)值平均值全尺寸接箍橫向7.5×10×55縱向10×10×55070686886105104100103

6結(jié)論與建議

1)油層套管首先脫扣導(dǎo)致全井筒套管失效，分析認(rèn)為接箍存在超標(biāo)缺陷(大型夾雜物)導(dǎo)致試壓中接箍開裂，致使油層套管脫扣。

2)API SPEC 5CT規(guī)定的螺紋接箍橫向沖擊功計(jì)算方法，沒有考慮特殊螺紋的臺(tái)肩效應(yīng)，即螺紋上扣后臺(tái)肩過盈產(chǎn)生的高環(huán)向拉應(yīng)力。

3)建議該特殊螺紋結(jié)構(gòu)和鋼級(jí)，接箍最小橫向沖擊功應(yīng)大于80J，確保高內(nèi)壓壓裂使用的安全。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 莊茁.ABAQUS非線性有限元分析與實(shí)例[M].北京,科學(xué)出版社.2005.

[2] Roberts, R. and Newton, C .Interpretive Report on Small Scale Test Correlations with KICData[S].Welding Research Council, Bulletin265 (Feb.1981),England.

[3] Robert F.Mitchell. Casing Design with Flowing Fluids [J].SPE Drilling &Completion, 2011,3(9):432-435.

Failure Analysis on Casing Dropout ofΦ139.7×12.7mm Q125 Premium Connection

ZHANG Ji yin1, WANG Jian dong2, JIANG Wen3, LI Yu fei4

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofSouthwestOilandGasBranchCompany,Sinopec,Deyang, 618300,China;2.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,StateKeyLaboratoryforPerformanceandStructureSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials，Xi′an710065,China; 3.DrillingEngineeringTechnologyResearchInstitute,CNPC,Beijing102206,China;4.EngineeringTechnologyResearchInstituteofSouthwestOilandGasFieldCompany,Petrochina,Guanghan618300,China)

Abstract：The horizontal well and multistage hydraulic fracturing was used on shale gas development, and the fracturing pressure was more than 100MPa.The high grade, thick wall, premium connection T&C casing was used in production string. Calculating coupling impact energy according to the standard of API 5CT casing and tubing, coupling was prone to cracking on high internal pressure fracturing. In this paper，through failure analysis on production casing pin dropout in one development well of shale gas, which the API 5CT standard only fit for API connection form but didn’t take into account the premium connection shoulder effect was revealed. The premium connection coupling impact energy was determined by the thread structure and applicable condition of load.

Key words：production casing; premium connection; coupling; impact energy

(收稿日期：2016-01-01編輯：葛明君)

中圖法分類號(hào)：TE925+.2

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：2096-0077(2016)02-0047-06

第一作者簡介：張繼尹，女，1978年生，工程師，2008年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣井鉆井與固井方面的科研工作。E-mail: 529730083@qq.com

·失效分析與預(yù)防·