某井修復(fù)油管脫扣原因分析

李 巖,謝俊峰,張 旭,宋明哲,劉豇瑜,趙密鋒

(1.中國(guó)石油塔里木油田油氣工程研究院,庫爾勒841000;2.中國(guó)石油塔里木油田天然氣事業(yè)部,庫爾勒841000)

某井修復(fù)油管脫扣原因分析

李 巖1,謝俊峰1,張 旭2,宋明哲2,劉豇瑜1,趙密鋒1

(1.中國(guó)石油塔里木油田油氣工程研究院,庫爾勒841000;2.中國(guó)石油塔里木油田天然氣事業(yè)部,庫爾勒841000)

塔里木油田某井在起甩射孔完井一體化管柱時(shí),發(fā)現(xiàn)第43根油管現(xiàn)場(chǎng)端脫扣。脫扣油管為?73.02 mm×5.51 mm修復(fù)油管,降級(jí)為N80鋼級(jí)使用。為分析該油管脫扣原因,對(duì)脫扣油管及同批次修復(fù)未使用的油管取樣,進(jìn)行了理化檢驗(yàn)和分析。結(jié)果表明:修復(fù)油管材料和力學(xué)性能都符合標(biāo)準(zhǔn)要求;同批次修復(fù)的油管有螺紋參數(shù)不合格和粘扣現(xiàn)象發(fā)生,但修復(fù)油管拉伸至失效載荷符合API TR 5C3—2008中規(guī)定的失效載荷不小于471.5 k N的要求,因此螺紋參數(shù)不合格并不是導(dǎo)致油管脫扣的主要原因。進(jìn)一步對(duì)脫扣油管宏觀形貌及油管脫扣時(shí)管柱的受力情況進(jìn)行分析,認(rèn)為油管脫扣的主要原因是上扣過程中發(fā)生錯(cuò)扣,導(dǎo)致油管粘扣和上扣不到位,使得接頭的連接強(qiáng)度大幅度降低,最終發(fā)生了低載荷滑脫失效。

油管;粘扣;錯(cuò)扣;脫扣

油、套管柱在自重或外力作用下,內(nèi)、外螺紋接頭相互分離脫開的現(xiàn)象稱為脫扣[1]。脫扣會(huì)導(dǎo)致管柱落井,需要對(duì)井下落魚管柱進(jìn)行打撈,不僅會(huì)延長(zhǎng)作業(yè)時(shí)間,還會(huì)造成一定的經(jīng)濟(jì)損失。如果脫扣的落魚管柱不能撈出,則會(huì)導(dǎo)致整口井報(bào)廢,造成的經(jīng)濟(jì)損失則更大[2-4]。

舊油管修復(fù)再利用是各大油田降低生產(chǎn)綜合成本的重要措施。塔里木油田在部分油井完井中使用修復(fù)油管,但在后期生產(chǎn)、作業(yè)過程中發(fā)生多起粘扣、脫扣、擠毀、斷裂等失效事故,給油田的安全生產(chǎn)帶來嚴(yán)重影響。修復(fù)油管發(fā)生脫扣涉及的因素很多,不僅與油管管體本身性能有關(guān),還與螺紋的修復(fù)質(zhì)量、油田現(xiàn)場(chǎng)操作有密切關(guān)系,是一個(gè)復(fù)雜的系統(tǒng)工程。因此,分析修復(fù)油管脫扣原因,尋找預(yù)防脫扣的措施,進(jìn)一步防止或減少修復(fù)油管發(fā)生脫扣失效事故,具有十分重要的意義。

塔里木油田某井在起甩射孔完井一體化管柱時(shí),共起出?73.02 mm×5.51 mm的P110E修復(fù)油管299根,?73.02 mm×5.51 mm的N80修復(fù)油管43根,管柱從第43根N80油管現(xiàn)場(chǎng)端脫扣,外螺紋和接箍?jī)?nèi)螺紋已嚴(yán)重粘扣損壞,落魚長(zhǎng)度達(dá)1 882.53 m。該井脫扣油管為某加工廠修復(fù)的舊油管,降級(jí)為N80鋼級(jí)使用,其油管外螺紋由加工廠修復(fù)加工,接箍為新購。為分析該油管脫扣原因,對(duì)失效油管取樣并進(jìn)行了深入的調(diào)查和研究。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 取樣

現(xiàn)場(chǎng)取脫扣油管外螺紋接頭及與之匹配的內(nèi)螺紋接箍(分別編號(hào)為5,5-1)。由于脫扣油管的內(nèi)、外螺紋已粘扣損壞,其螺紋參數(shù)檢測(cè)、上卸扣試驗(yàn)和拉伸至失效試驗(yàn)無法進(jìn)行,因此,對(duì)同批次修復(fù)但未使用的油管也進(jìn)行了取樣,取外螺紋接頭和內(nèi)螺紋接箍各4節(jié)(依次編號(hào)為1,2,3,4和1-1,2-1,3-1,4-1)。

1.2 宏觀形貌分析

脫扣油管宏觀形貌如圖1所示。從圖1可以看出,脫扣油管外螺紋可明顯分成兩個(gè)區(qū)域,從外螺紋起始扣至第14扣螺紋有明顯粘扣痕跡,螺紋牙頂變形明顯,局部被磨平,具有錯(cuò)扣特征;外螺紋末端第15～19扣螺紋牙型完整,表面光滑,未見明顯粘扣、磨損痕跡。脫扣油管接箍?jī)?nèi)螺紋從起始扣至第12扣螺紋牙變形嚴(yán)重,局部區(qū)域已看不清螺紋牙痕跡;靠近內(nèi)螺紋末端第13～19扣螺紋牙型完整,表面光滑,鍍層完好,呈暗黑色。

圖1 脫扣油管內(nèi)、外螺紋宏觀形貌Fig.1 Macroscopic morphology of internal and external threads of the tripping oil tube：

1.3 螺紋參數(shù)檢測(cè)

對(duì)同批次修復(fù)但未使用的1,2,3,4號(hào)油管外螺紋及1-1,2-1,3-1,4-1號(hào)油管接箍?jī)?nèi)螺紋以及5-1號(hào)脫扣油管接箍?jī)?nèi)螺紋無明顯嚙合痕跡的區(qū)域進(jìn)行螺紋檢測(cè),結(jié)果見表1～2。檢測(cè)結(jié)果表明,1～3號(hào)油管外螺紋的緊密距超出API Spec 5B—2008中規(guī)定的上限值,其他所檢樣品內(nèi)、外螺紋參數(shù)均符合API Spec 5B—2008的要求。

表1 油管外螺紋檢測(cè)結(jié)果Tab.1 Detecting results of external threads of the oil tubes

1.4 化學(xué)成分分析

依據(jù)ASTM A751—2014的要求,采用ARL 4460直讀光譜儀對(duì)1,1-1,2,2-1,3,3-1,4,4-1號(hào)及5號(hào)油管本體進(jìn)行化學(xué)成分分析,結(jié)果見表3。分析結(jié)果表明,以上各油管的化學(xué)成分均符合API Spec 5CT—2011的要求。

表2 油管內(nèi)螺紋檢測(cè)結(jié)果Tab.2 Detecting results of internal threads of the oil tubes

表3 油管化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù))Tab.3 Analysis results of chemical compositions of the oil tubes（mass）%

1.5 金相檢驗(yàn)

分別從1,1-1,2,2-1,3,3-1,4,4-1號(hào)及5號(hào)油管管體上取樣進(jìn)行金相檢驗(yàn)。分析結(jié)果表明,油管的顯微組織為回火索氏體,晶粒度等級(jí)大于8.0級(jí),夾雜物級(jí)別不大于2.0級(jí),顯微組織未見異常,如圖2～3所示。

圖2 1號(hào)油管管體的顯微組織形貌Fig.2 Microstructure morphology of No.1 oil tube body

圖3 5號(hào)油管管體的顯微組織形貌Fig.3 Microstructure morphology of No.5 oil tube body

1.6 拉伸試驗(yàn)

根據(jù)API Spec 5CT—2011要求,分別在1, 1-1,2,2-1,3,3-1,4,4-1及5號(hào)油管管體上取樣進(jìn)行拉伸試驗(yàn),結(jié)果見表4。由于修復(fù)油管降級(jí)為N80使用,因此其力學(xué)性能符合API Spec 5CT—2011對(duì)N80鋼級(jí)的要求。

表4 油管拉伸試驗(yàn)結(jié)果Tab.4 Tensile test results of the oil tubes

1.7 上卸扣試驗(yàn)

分別將1和1-1號(hào)、2和2-1號(hào)、3和3-1號(hào)、4和4-1油管試樣對(duì)接,對(duì)4組螺紋接頭進(jìn)行上卸扣試驗(yàn),上扣試驗(yàn)參數(shù)見表5,試驗(yàn)結(jié)果見表6。上卸扣試驗(yàn)結(jié)果表明,2號(hào)油管經(jīng)2次上扣后發(fā)生粘扣,其中外螺紋第10～12扣、第14～16扣發(fā)生粘扣,內(nèi)螺紋起始扣發(fā)生粘扣。

表5 油管上扣試驗(yàn)參數(shù)Tab.5 Making-up test parameters of the oil tubes

1.8 拉伸至失效試驗(yàn)

取上卸扣試驗(yàn)中1和1-1號(hào)、2和2-1號(hào)、3和3-1號(hào)、4和4-1號(hào)4組對(duì)接油管,對(duì)其進(jìn)行拉伸至失效試驗(yàn),結(jié)果見表7和圖4。拉伸至失效試驗(yàn)結(jié)果表明:1號(hào)、2號(hào)油管采用標(biāo)準(zhǔn)要求的最大扭矩上扣后拉伸至失效時(shí),1號(hào)油管工廠端螺紋拉脫失效, 2號(hào)油管工廠端外螺紋末端發(fā)生斷裂,失效載荷分別為774 k N和876.7 k N,符合API TR 5C3—2011中規(guī)定的失效載荷不低于471.5 k N的要求;3號(hào)、4號(hào)油管采用標(biāo)準(zhǔn)要求的最小扭矩上扣后拉伸至失效,均在現(xiàn)場(chǎng)端外螺紋末端發(fā)生斷裂失效,載荷分別為906.6 k N和901.6 k N,符合API TR 5C3—2011中規(guī)定的失效載荷不低于471.5 k N的要求。

表6 油管上卸扣試驗(yàn)結(jié)果Tab.6 Making-up test results of the oil tubes

表7 拉伸至失效試驗(yàn)結(jié)果Tab.7 The results of tensile test to failure

2 綜合分析

螺紋參數(shù)檢測(cè)及材料性能分析結(jié)果表明:由于修復(fù)油管降級(jí)為N80鋼級(jí)使用,其材料、抗拉強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度和斷后伸長(zhǎng)率都符合標(biāo)準(zhǔn)對(duì)N80鋼級(jí)的要求;1～3號(hào)油管外螺紋緊密距超出API Spec 5B—2011中規(guī)定的上限值,2號(hào)油管經(jīng)兩次上卸扣后發(fā)生粘扣,說明螺紋加工質(zhì)量存在問題。

圖4 4組油管的失效形貌Fig.4 Failure morphology of four groups of the oil tubes：

脫扣油管宏觀形貌分析結(jié)果表明,從外螺紋起始扣至第14扣螺紋有明顯的粘扣痕跡,螺紋牙頂變形明顯,局部被磨平,說明螺紋接頭在上扣過程中發(fā)生了嚴(yán)重的錯(cuò)扣現(xiàn)象。而該油管外螺紋末端第15～19扣螺紋牙無明顯變形,螺紋牙表面未見明顯劃痕。同時(shí),在與之對(duì)應(yīng)的內(nèi)螺紋區(qū)域,螺紋鍍層表面光滑、完好,無明顯嚙合痕跡,說明該螺紋錯(cuò)扣后上扣不到位,內(nèi)、外螺紋存在4～5扣螺紋未嚙合。由于上扣時(shí)螺紋嚴(yán)重粘扣,加大了現(xiàn)場(chǎng)端螺紋屈服滑脫的可能性[5]。最終導(dǎo)致油管在遠(yuǎn)低于其屈服強(qiáng)度的情況下發(fā)生低載荷滑脫失效。

該油管接頭失效機(jī)理屬于低載荷滑脫失效,造成這種滑脫失效的主要原因是上扣過程中發(fā)生了錯(cuò)扣,而錯(cuò)扣會(huì)導(dǎo)致油管粘扣,進(jìn)而導(dǎo)致油管上扣不到位,使得接頭的連接強(qiáng)度大幅度降低,最終發(fā)生了滑脫失效。部分修復(fù)油管外螺紋緊密距超標(biāo)和抗粘扣性能差也對(duì)螺紋接頭的連接強(qiáng)度造成一定影響。

3 結(jié)論及建議

(1)修復(fù)油管降級(jí)為N80鋼級(jí)使用,其抗拉強(qiáng)度符合標(biāo)準(zhǔn)對(duì)N80鋼級(jí)的要求。

(2)同批次修復(fù)的油管有外螺紋緊密距超出API Spec 5B—2011中規(guī)定上限值和經(jīng)兩次上卸扣后發(fā)生粘扣的現(xiàn)象,說明油管的修復(fù)質(zhì)量有待提升。

(3)修復(fù)油管發(fā)生脫扣的主要原因是上扣過程中發(fā)生了錯(cuò)扣,導(dǎo)致油管粘扣,進(jìn)而導(dǎo)致油管上扣不到位,使得接頭的連接強(qiáng)度大幅度降低,最終發(fā)生了滑脫失效。

(4)建議油田現(xiàn)場(chǎng)上扣操作時(shí)使用對(duì)扣器、引扣鉗和扭矩儀,同時(shí)修復(fù)油管廠家須提高油管的修復(fù)質(zhì)量。

[1] 呂拴錄,楊向同,周理志,等.ZXG6-1井88.9 mm特殊螺紋接頭油管脫扣原因分析[J].石油管材與儀器, 2015(1):50-54.

[2] 高林,呂拴錄,李鶴林,等.油、套管脫扣、擠毀和破裂失效分析[J].理化檢驗(yàn)-物理分冊(cè),2013,49(3):177-181.

[3] 張鈞,趙國(guó)仙,呂祥鴻,等.塔里木油田某井油管脫扣原因分析[J].理化檢驗(yàn)-物理分冊(cè),2014,50(11):845-848.

[4] 潘志勇,韓新利,王新虎,等.某油井圓螺紋套管接頭脫扣原因分析[J].理化檢驗(yàn)-物理分冊(cè),2015,51(2): 143-146.

[5] 張連業(yè),王雙來,彭娜.某井油管脫扣原因分析[J].鋼管,2012,41(5):66-71.

Analysis on Tripping Reasons of a Repaired Tube in One Well

LI Yan1,XIE Jun-feng1,ZHANG Xu2,SONG Ming-zhe2,LIU Jiang-yu1,ZHAO Mi-feng1
(1.Oil and Gas Engineering Research Institute,Tarim Oilfield Company of Petro China,Korla 841000,China; 2.Natural Gas Department,Tarim Oilfield Company of Petro China,Korla 841000,China)

Thread tripping happened to the forty-third oil tube in one well of Tarim Oilfield during playing out perforated completion integrated pipe string.The tripping tube was a?73.02 mm×5.51 mm repaired tube, which was degraded to N80 steel.The tripping tube and several unused tubes of the same repairing batch were sampled and tested physically and chemically to analyze the tripping reasons.The results show that:the material and mechanical properties of the repaired tube all met the requirements of standards;unqualified thread parameter and galling phenomenon happened to the repaired tubes of the same batch,however the tensile failure load of the repaired tubes met the requirements of API TR 5C3—2008 that the failure load should be no less than 471.5 k N,so the unqualified thread parameter was not the main reason for the tripping of the oil tube.The macro morphology of the oil tube and stress situation of the tubing string during tripping were further analyzed,it was considered that the main reason of the thread tripping was thread alternating during making-up,which made the tube galling and incompletely making up.The joint strength of the joint was greatly reduced,and a low load slip failure happened at last.

oil tube;thread gluing;thread alternating;thread tripping

TE931

:B

:1001-4012(2017)01-0046-05

10.11973/lhjy-wl201701011

2016-03-03

李巖(1986—),女,工程師,碩士,主要從事油井管研究工作,liyan4195＠163.com。