某井套管工廠上扣端脫扣原因分析

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(1. 中國石油大學材料科學與工程學院　北京　102249；2.中國石油塔里木油田公司　新疆　庫爾勒　841000)

1　事故概況

1.1　井況

該井為一口水平開發井，完鉆井深5 674 m。該井造斜段井深5 095.00～5 474.00 m，實際井斜范圍37.45～45.71°，每10 m全角變化范圍為4.11～24.7°。

1.2　生產套管下井情況

1月29日該井下完生產套管，生產套管下深5 670.63 m，試壓25 MPa，合格。下套管采用的最佳上扣扭矩值為5 700 N·m，最小上扣扭矩值為4 270 N·m，最大上扣扭矩值為7 120 N·m，實際上扣扭矩平均值為5 730.9 N·m。下套管過程未發現異常。

生產套管規格型號為139.70 mm×9.17 mm 3Cr 80 BC。套管外螺紋接頭沒有經過表面處理，套管接箍內螺紋經過鍍銅處理。工廠上扣扭矩控制范圍不詳。139.7 mm套管膠塞芯和承托環材質均為鋁合金，其硬度為127 HB。

1.3　一級固井情況

該井生產套管采用雙級固井。1月29日一級固井，固井采用從套管里注水泥漿的方式。固井采用的泵壓范圍為4.5～19 MPa，排量范圍為10～28 L/s。固井期間出現異常，井口無返出，共漏失155.6 m3流體。

1.4　鉆水泥塞情況

鉆塞鉆具結構：114.3 mm SD22牙輪鉆頭+88.9 mmDC×9根+73.0 mmDP×222根+88.9 mmDP。

2月3日23：30第1只鉆頭鉆塞在5 180 m位置扭矩增至9 kN·m，鉆時170 min/m，異常緩慢。其間，振動篩有少量膠皮返出，成細塊狀，返出水泥成細沫狀。判斷在塞高位置鉆到了139.7 mm套管附件膠塞(膠塞位置應當在5 603.38 m承托環位置)。這表明該位置并不是真正的水泥返高位置，而是膠塞位置。同時也這說明膠塞沒有達到預定的位置。起鉆發現牙輪鉆頭有4個牙齒崩斷。

該井在處理事故過程中從井下返出大量鋼鐵殘片，其中含有套管外螺紋殘片，如圖1所示。外螺紋殘片很可能是由銑鞋內壁的刃齒從套管外螺紋接頭上切削下來的。

事故表明，在5 180 m井深附近，鉆具遇阻難以通過。銑鞋和磨鞋失效形貌特征和井下返出的殘片形貌特征表明，5 180 m處魚頂為套管螺紋接頭。

圖1　處理事故期間帶出的螺紋殘片形貌

2　殘片材料分析

2.1　螺紋殘片化學成分分析

對井下返出的螺紋殘片化學成分分析結果見表1所示。

表1　井下返出的螺紋殘片化學成分分析結果(質量分數)　%

井下返出的鋼鐵殘片化學成分與套管化學成分完全一致，這說明魚頂為套管外螺紋接頭。

2.2　螺紋殘片金相分析

對井下返出的螺紋殘片金相分析結果表明，螺紋牙底表面層組織與其它區域相同。這進一步說明螺紋殘片為外螺紋接頭殘片，而不是經過鍍銅處理的接箍內螺紋接頭殘片。

3　事故原因分析

該井處理事故后期均在5 180 m附近遇阻。套管變形、套管斷裂和套管脫扣均有可能導致遇阻。下面分別予以分析。

3.1　套管擠毀變形導致遇阻和掛卡的可能性

套管接頭部位抗擠強度高于管體部位，如果套管擠毀變形導致遇阻，變形部位應當在套管管體部位，而不應當在接頭部位。這說明套管擠毀變形導致遇阻和掛卡的可能性比較小。

API BUL 5C2[1]規定139.7 mm×9.17mm N80套管抗擠毀壓力為60.9 MPa,該井在注水泥過程中套管內壓高于外壓，不可能發生外壓導致的擠毀變形。因此，可以排除注水泥過程中套管局部外擠變形導致鉆柱遇阻卡的可能性。

3.2　套管脫扣導致遇阻和掛卡的可能性

在鉆139.7 mm套管水泥塞過程中在5 180 m處就鉆遇膠塞，此位置實際并不是水泥塞高度位置，而設計的承托環位置在5 603.38 m，兩者差423.38 m。這說明膠塞根本沒有達到承托環位置，可能是套管脫扣之后，膠塞留在脫扣位置。

鉆水泥塞剛開始，就碰到了膠塞，扭矩異常增加，鉆時非常緩慢，且牙輪鉆頭牙齒斷裂。膠塞芯為鋁合金，其強度(硬度127 HB)比牙輪鉆頭牙齒強度(硬度88 HRC)低的多，不可能導致牙輪鉆頭牙齒斷裂。這說明鉆塞鉆頭已經碰到了脫扣的套管魚頂。井下返出的殘片為套管殘片，可以再次證明魚頂為套管。

處理事故后期每次銑鞋和磨鞋遇阻位置均在靠近5 180 m的位置，該位置靠近第49根套管下深(5 179.62 m)位置(第48根套管接箍現場端端面位置)，如圖2所示。

圖2　遇阻位置附近套管下深

3.3　套管脫扣位置

魚頂位置在靠近第48根套管接箍位置，該位置處在造斜井段，套管受彎曲載荷。如果套管脫扣，脫扣后套管所受彎曲載荷消失，套管自然伸直之后會偏離套管柱軸線，脫扣的內、外螺紋接頭會發生錯位。鉆完水泥塞上提鉆柱時，鉆桿接頭會在脫扣位置遇卡。在第48根套管接箍位置有兩個接頭，下面分別對現場上扣端和工廠上扣端脫扣的可能性予以分析。

1)第49根套管外螺紋與第48根套管接箍現場連接端脫扣的可能性

如果第49根套管外螺紋與第48根套管接箍現場連接端脫扣，鉆塞遇阻位置應當是第48根套管接箍現場端端面，磨銑過程中從井下返出的殘片應當含有接箍內螺紋殘片。

實際從井下沒有返出接箍內螺紋殘片。這說明第49根套管外螺紋與第48根套管接箍現場連接端脫扣的假設不成立。

2)第48根套管工廠上扣端脫扣的可能性

如果第48根套管工廠連接端脫扣，鉆塞遇阻位置應當是第48根套管工廠連接端外螺紋接頭端面，磨銑過程中從井下返出的殘片應當含有外螺紋殘片。

該井實際從井下返出了套管外螺紋殘片。套管接箍長度203.20 mm[2]，第48根套管工廠上扣端井深位置為5 179.404 m(5179.62 m-0.203 2 m-0.012 7 m)，與鉆塞遇阻位置僅差0.594 m。這說明第48根套管工廠端脫扣的假設成立。

3.4　套管脫扣時間

套管脫扣之后水泥漿無法按正常通道從浮箍位置向上返，而是從脫扣位置漏出后首先向下流動，最后向上流動。當壓膠塞至套管脫扣位置時，膠塞在脫扣位置將脫離原來正常的軌道，無法移動到承托環位置，最終被卡在脫扣位置。

該井139.7 mm套管水泥塞長度(490.63 m)比設計值(70.62 m)大420.01 m，前者是后者的6.9倍。實際膠塞位置和水泥塞高度位置均在套管脫扣位置(5 180 m)。這說明在壓膠塞至5 180 m之前套管已經脫扣。

該井在一級固井期間共漏失155.6 m3液體，其主要原因是脫扣之后高密度的水泥漿直接從5 180 m井深位置進入環空，壓漏地層所致。當套管在注水泥期間脫扣之后，在隨后碰壓過程中很容易發現。但由于該井固井設計不以碰壓為標準，最終未能及時發現套管脫扣。

4　套管脫扣原因分析

導致套管脫扣的因素一般與使用過載、套管連接質量差、倒扣等有關。下面對本次套管脫扣的原因予以分析。

4.1　過載導致脫扣的可能性

套管在下井過程中靠近井口位置的套管所受的拉伸載荷最大，套管脫扣位置位于距井底501.99 m的位置，該位置套管所受的拉伸載荷不大。這可排除過載導致脫扣的可能性。

4.2　接頭連接質量差導致脫扣的可能性

套管本身的連接強度是由材質、螺紋加工精度和上扣質量決定的。該批套管工廠實際上扣扭矩不詳，油田現場實際上扣扭矩為5 730.9 N·m(平均值)。在工廠和現場上扣扭矩范圍，API偏梯形螺紋套管直接拉伸脫扣的可能性不大[3-5]，但在固井過程中套管柱受到震動等載荷后卻容易從上扣扭矩不足的接頭位置脫扣[6-7]。

4.3　倒扣導致脫扣的可能性

套管在下井過程中沒有脫扣，經過循環泥漿和注入水泥漿之后發生了脫扣。這說明導致套管脫扣的載荷主要來自內壓變化引起的載荷。

△T=0.785 4d2p

(1)

式中，△T為內壓變化引起的拉伸載荷；d為套管內徑，d=0.121 36 m；p為固井期間最高泵壓，p=19 MPa。

代入(1)式得

△T=0.785 4×0.121 362×19=220 kN

在固井過程中內壓引起的最大拉伸載荷僅有API BUL 5C2 規定值的7.4%(220/2 968)。

如果接頭沒有發生倒扣，在固井過程中內壓引起的最大拉伸載荷是不會引起套管脫扣的。

一般拉伸載荷或者壓縮載荷有利于防止套管接頭在井下倒扣，靠近管柱下部的套管容易在后續作業過程中倒扣的原因就是其承受的自重拉力小。脫扣套管接頭處在靠近井底的位置，容易發生套管接頭倒扣。

API套管偏梯形螺紋承載面角度為3°，在正常上扣狀態下，接頭與管體等強度，不容易發生脫扣失效。177.8 mm偏梯形螺紋套管拉伸試驗結果表明，在手緊上扣狀態，套管在拉伸載荷作用下沒有發生脫扣失效，而是斷裂失效。

套管是在固井過程中發生脫扣的。在固井過程中從開始注前置液，到替漿結束，共經歷了3.3 h。其間，泵壓范圍為4.5～19 MPa，排量范圍為10～28 L/s。

根據流量不變原則[8]，洗井液流動經過139.7 mm套管的流速計算如下：

vc=Q/Ac

(2)

式中,vc為套管中液體流速；Q為最大排量，Q=28 L/s=0.028 m3/s；A為套管內孔截面積，Ac=0.785 4d2=0.785 4×(0.121 36)2；

代人(2)式：vc=2.4 m/s

從計算結果可知，采用大排量注漿過程中，套管里的流體流動速度較快。另外，采用大排量注液時，泵壓會有一定波動，流體必然對套管產生一定的震動載荷，該井在注漿過程中碰壓和排量多次變化，也會增加沖擊和震動載荷。

一般套管接頭上扣扭矩越大，所需的倒扣扭矩也越大[9]。在上扣位置一定的情況下，選用摩擦系數大的螺紋脂上扣扭矩大，不容易倒扣；選用摩擦系數小的螺紋脂上扣扭矩小,容易倒扣；在上扣扭矩一定的情況下，選用摩擦系數大的螺紋脂上扣圈數少，選用摩擦系數小的螺紋脂上扣圈數多。

同一接箍兩端受力條件差別不大，但卻從工廠上扣端發生了脫扣。這可能與工廠端上扣扭矩小，在固井過程中受到震動載荷，容易松動有關。

4.4　井身質量的影響

在造斜井段，套管會受到異常彎曲載荷。脫扣套管接頭正好位于造斜井段。這說明在造斜井段套管受力條件苛刻，容易發生套管脫扣事故。

5　結　論

1)鉆水泥塞時，鉆柱上提遇卡和下放遇阻是套管脫扣所致。

2)在固井注水泥漿過程中,套管接頭從工廠端發生脫扣。

3)套管接頭從工廠端脫扣的原因是在固井過程中套管承受震動等載荷，由于套管接頭工廠端薄弱環節，工廠端首先產生松動，最終發生脫扣。

[1] API. Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing and Drill Pipe：API Bulletin 5C2[S].Washington DC: API，1999.

[2] API. Specification for Casing and Tubing：API SPEC 5CT[S]. Washington DC：API，2011.

[3] LU Shuanlu, HAN Yong, QIN Changyi,et al. Analysis of well casing connection pullout[J]. Engineering Failure Analysis, 2006, 13(4): 638-645.

[4] 呂拴錄，李鶴林. V150套管接箍破裂原因分析[J]. 理化檢驗,2005，41(Sl)：285-290.

[5] 呂拴錄. 套管抗內壓強度試驗研究[J]. 石油礦場機械，2001，30(Sl)：51-55.

[6] 呂拴錄，駱發前，唐繼平，等.某井177.8 mm套管固井事故原因分析[J].鉆采工藝，2009，32(4)：98-101.

[7] 呂拴錄.Φ139.7 mm×7.72 mm J55 長圓螺紋套管脫扣原因分析[J]. 鉆采工藝，2005，28(2)：73-77.

[8] 茅春浦.流體力學[M].上海:上海交通大學出版社,1995.

[9] 袁鵬斌，呂拴錄，姜濤，等. 長圓螺紋套管脫扣原因分析[J]. 石油礦場機械，2007，36(10)：68-72.