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(huán)保質(zhì)量監(jiān)督檢測研究院,廣漢 ６１８３００;
２．西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)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(xiàn)斷裂失效.使用宏觀形貌分析、化學(xué)成分分析、金相檢驗、力學(xué)性能測試的方法,結(jié)合現(xiàn)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(yù)防措施.結(jié)果表明:該套管斷裂性質(zhì)屬于疲勞斷裂;套管上卸扣過程中的不規(guī)范操作增大了螺紋端局部接觸應(yīng)力,裝配過程中套管與接箍螺紋的軸線偏斜導(dǎo)致螺紋間存在間隙,局部接觸應(yīng)力過大導(dǎo)致螺紋面上的金屬產(chǎn)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(guān)鍵詞:P１１０套管;疲勞斷裂;偏斜;應(yīng)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(yè)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(huán)節(jié),套管長期在交變載荷下工作,加上井內(nèi)液體腐蝕等因素的影響,導(dǎo)致套管在使用過程中經(jīng)常會在連接螺紋處發(fā)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(guān)[３].套管螺紋一旦發(fā)生粘扣,會嚴重影響套管連接的密封性和結(jié)構(gòu)完整性,往往引發(fā)斷裂,甚至導(dǎo)致管柱落井,嚴重時還會導(dǎo)致油井報廢,造成巨大的經(jīng)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(xué)成分分析、金相檢驗、力學(xué)性能測試,并結(jié)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(guī)格為?１３９．７mm×７．７２mm,在服役過程中發(fā)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(fā)現(xiàn),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(qū),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(cè)套管連接的縱向形貌,如圖２(a)所示.可見左側(cè)螺紋正常旋入接箍內(nèi),經(jīng)測量旋合長度為７４ mm;右螺紋未完全旋入接箍內(nèi),旋入部分的長度僅為４５ mm;旋合部分的內(nèi)螺紋與外螺紋之間存在約１ mm 的間隙,間隙內(nèi)充滿了泥漿涸化物,套管在旋入螺紋的最后一扣處發(fā)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(nèi)孔直徑為１２４．７０ mm.將斷裂套管螺紋的有效旋入部分取出發(fā)現(xiàn),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(fā)現(xiàn),螺紋端部出現(xiàn)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(xiàn)象不明顯,如圖３所示.失效套管的宏觀分析結(jié)果顯示,接箍與套管外表面未出現(xiàn)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(cè)套管的外螺紋已
全部旋入接箍內(nèi),旋合長度為７４ mm;而右側(cè)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(cè)未斷部分相應(yīng)位置的壁厚可見,右側(cè)螺紋的加工情況與左側(cè)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(xué)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(xué) 成 分 分 析,試 驗 結(jié) 果 見表１.將其與 APISpec５CT－２０１１(第９版)«套管和油管規(guī)范»對 P１１０套管的要求進行比較,可見失效套管的化學(xué)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(jīng)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(jié)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(qū)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(tài),造成局部接觸應(yīng)力過大,在旋進過程中產(chǎn)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(yīng)力,螺紋嚙合面上出現(xiàn)了黏著磨損和擠壓變形,最終發(fā)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(fā)開裂的缺陷,如圖６(a)所示;裂紋源附近區(qū)域有疲勞條紋,并向裂紋源區(qū)收斂,如圖６(b)所示.接箍內(nèi)螺紋與套管外螺紋之間存在約１mm 的間隙,間隙內(nèi)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(jié)果表明:公扣大端第一扣螺紋和最后一扣螺紋處的應(yīng)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(qū)域存在應(yīng)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(chǎn)生過大的局部接觸應(yīng)力,導(dǎo)致螺紋嚙合面上產(chǎn)生黏著磨損和擠壓流變;在液壓鉗扭矩的作用下繼續(xù)旋進,旋進過程中產(chǎn)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(xù)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(yīng)力的作用下萌生裂紋源,隨著裂紋的擴展,最終導(dǎo)致套管在該處發(fā)生疲勞斷裂.
３ 結(jié)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(xù)旋進至規(guī)定位置,其原因與裝配時的軸線偏斜等操作不當有較大關(guān)系.
(２)裝配時該套管軸線偏斜,使螺紋產(chǎn)生局部接觸應(yīng)力,在套管螺紋面局部產(chǎn)生了明顯的黏著磨損和擠壓流變,旋入螺紋最后一扣處發(fā)生非正常疲勞斷裂,最終導(dǎo)致套管螺紋粘扣和斷裂.
(３)規(guī)范的操作是預(yù)防套管失效的重要因素.建議井隊加強現(xiàn)場操作管理,嚴格控制上扣扭矩,并均勻涂抹螺紋脂,改進現(xiàn)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(zhì)量問題
根據(jù)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(zhì)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(chǎn)品加工成型時在最大彎處已經(jīng)出現(xiàn)裂紋,在進行表面熱浸鍍鋅處理時鋅液滲入到裂紋內(nèi)部[７].在實際使用中,該直角掛板使用線路處于沿海山區(qū),大氣環(huán)境含有氯離子等腐蝕性介質(zhì),且該地區(qū)常年風(fēng)力較大,線路走向垂直于常年的風(fēng)力方向,導(dǎo)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(fēng)的作用下發(fā)生振動,導(dǎo)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(zhì)和大風(fēng)的共同作用下,裂紋逐漸擴展,最終導(dǎo)致直角掛板腐蝕疲勞斷裂,發(fā)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(xiàn)場設(shè)計要求,但這種連接方式使用的金具數(shù)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(qū))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(fēng)影響,金具承受長期循環(huán)變化的風(fēng)載,而且直角掛板ZSＧ７受力截面為４點受力,在風(fēng)偏振動和舞動的作用下,直角掛板一側(cè)受力過大,造成其
連接處過緊,自由度受到限制,易產(chǎn)生彎曲應(yīng)力.從宏觀檢測可知該直角掛板已經(jīng)產(chǎn)生彎曲變形.
４ 結(jié)論及建議
該直角掛板在加工成型時最大彎處已經(jīng)存在裂紋,在隨后的使用過程中,由于腐蝕介質(zhì)和周期性風(fēng)偏振動的共同作用,裂紋不斷擴展,最終發(fā)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(jié)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(jié)構(gòu)組合,宜采用加強U 型環(huán)組結(jié)構(gòu).
(２)在大檔距以及位于風(fēng)口特殊環(huán)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(jiān)督的重視程度,加強對金屬監(jiān)督檢查項目及標準規(guī)范的執(zhí)行,保證金具材料內(nèi)部組織、力學(xué)性能、裝配等方面的質(zhì)量.