閆 凱１,楊生斌２,楊紅兵１,衛(wèi) 棟１,王冬林１,田新新１

(１．中國(guó)石油集團(tuán) 石油管工程技術(shù)研究院,西安 ７１００７７;

２．中海油田服務(wù)股份有限公司 鉆井事業(yè)部,三河 ０６５２０１)

摘 要:針對(duì)煤層氣開發(fā)用２Ｇ７/８″(７３．０２mm)加厚油管在試氣施工時(shí)通、洗井后出現(xiàn)螺紋接頭嚴(yán)重?fù)p傷的情況,對(duì)油田現(xiàn)場(chǎng)使用工況和操作進(jìn)行了調(diào)查分析,對(duì)損傷接頭的外觀、化學(xué)成分、力學(xué)性能和顯微組織進(jìn)行了分析,并抽取同批次加厚油管進(jìn)行螺紋參數(shù)檢測(cè).結(jié)果表明:現(xiàn)場(chǎng)擰接操作不當(dāng)是造成油管螺紋接頭損傷的主要原因,并據(jù)此提出了油管現(xiàn)場(chǎng)安全使用的建議.

關(guān)鍵詞:煤層氣;加厚油管;螺紋接頭;損傷;失效分析

中圖分類號(hào):TE９３１ 文獻(xiàn)標(biāo)志碼:B 文章編號(hào):１００１Ｇ４０１２(２０１７)０４Ｇ０２８０Ｇ０４

收稿日期:２０１６Ｇ０２Ｇ２９

作者簡(jiǎn)介:閆 凱(１９８５－),男,工程師,碩士,主要從事石油管相

關(guān)研究與技術(shù)服務(wù)工作,yank＠cnpc．ocm．cn.

FailureAnalysisonDamageofUpsetTubingThreadedConnectionsUsedforCoalＧbedGasDevelopmentYANKai１,YANGShengＧbin２,YANGHongＧbing

１,WEIDong

１,WANGDongＧlin１,TIANXinＧxin１

(１．CNPCTubularGoodsResearchInstitute,Xi’an７１００７７,China;

２．DrillingDivision,ChinaOilfieldServicesLimited,Sanhe０６５２０１,China)

Abstract:Thethreadedconnectionsof２Ｇ７/８″(７３．０２ mm)upsettubingusedforcoalＧbedgasdevelopment

wereseriouslydamagedafterpassingandwashingwellingasproductiontest．Theoilfieldserviceconditionand

operationweresurveyedanddiagnosed．Theextrinsicfeature,chemicalcompositions,mechanicalpropertiesand

microstructureofthefailureconnectionswereanalyzed．Thesamebatchupsettubing’sthreadparameterswere

inspected．TheresultsshowthatthemisoperationofmakeＧupwasthemainreasonforthedamagefailureofthe

threadedconnections,andsomesuggestionswereputforwardforsafeuseoftubings．

Keywords:coalＧbedgas;upsettubing;threadedconnection;damage;failureanalysis

我國(guó)煤層氣資源豐富,隨著煤層氣開發(fā)的快速發(fā)展,開采所需的管材用量也越來越大,管材的質(zhì)量安全和使用安全是確保煤層氣開發(fā)能順利進(jìn)行的保障[１].煤層氣開發(fā)與石油和天然氣開發(fā)采用類似的管材,開發(fā)時(shí)發(fā)生的管材失效事故中以螺紋接頭失效問題最為突出[２Ｇ４].某煤層氣開發(fā)公司在使用 API標(biāo)準(zhǔn)的２Ｇ７/８″(７３．０２mm)加厚油管進(jìn)行試氣施工時(shí),通井和洗井后出現(xiàn)了油管螺紋接頭失效的情況,加厚油管規(guī)格為?７３．０２mm×５．５１mm,級(jí)別為 N８０QEU.在施工現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查發(fā)現(xiàn)損傷的油管螺紋出現(xiàn)了嚴(yán)重的粘扣現(xiàn)象,從起始扣開始有８扣已脫落或磨平,導(dǎo)致螺紋連接性能和密封性能均已失效.筆者對(duì)該氣田現(xiàn)場(chǎng)操作情況及螺紋脂使用情況進(jìn)行了調(diào)查,對(duì)損傷接頭的管體和接箍理化性能進(jìn)行了試驗(yàn)分析,并抽取同批次加厚油管進(jìn)行螺紋參數(shù)和幾何尺寸的檢測(cè),綜合分析了該加厚油管螺紋接頭失效的原因,并提出了煤層氣開發(fā)用管安全使用的建議.

１ 現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查

對(duì)出現(xiàn)接頭失效事故的現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行調(diào)查,包括對(duì)失效接頭進(jìn)行宏觀觀察,對(duì)事故井施工時(shí)擰接油管所用螺紋脂情況、擰接參數(shù)及操作過程情況進(jìn)行調(diào)查.

１．１ 失效接頭螺紋宏觀觀察

為確定失效接頭的損傷部位以及損傷程度,對(duì)失效接頭的螺紋部分進(jìn)行了宏觀觀察.從由事故井提升出的一支失效油管來看,其中接頭部位,尤其是２８０螺紋部位損傷嚴(yán)重,外螺紋從起始扣開始有８扣均已脫落,不能起到任何連接或密封作用;從外螺紋第９扣開始,螺紋牙型輪廓基本完整,但螺紋表面有輕微損傷;另外,失效接頭螺紋表面有生銹痕跡,如圖１所示.依據(jù) APISpec５B－２００８«套管、油管和管線管螺紋的加工、測(cè)量和檢驗(yàn)規(guī)范»[５],油管的連接應(yīng)能經(jīng)受４次機(jī)緊和卸開操作而不發(fā)生螺紋粘扣損傷,而該失效油管螺紋僅經(jīng)一次機(jī)緊和卸開操作后就已出現(xiàn)了不能再繼續(xù)使用的嚴(yán)重粘扣損傷.

圖１ 失效油管外螺紋宏觀形貌

Fig.１ Macromorphologyofexternalthreadofthefailuretubing

１．２ 現(xiàn)場(chǎng)擰接和螺紋脂使用情況

由于油田現(xiàn)場(chǎng)擰接采用液壓大鉗,該設(shè)備可能造成油管粘扣[６],因此對(duì)現(xiàn)場(chǎng)擰接記錄進(jìn)行核查,與施工人員進(jìn)行交流了解,并對(duì)失效油管擰接痕跡進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)檢查.該批油管在下井?dāng)Q接時(shí)采用液壓大鉗進(jìn)行夾持和上緊,擰接設(shè)備有液壓表顯示,擰接記錄中無擰接扭矩信息記錄.經(jīng)查該批油管擰接時(shí)鉗壓設(shè)定為１２MPa,采用低檔擰接.根據(jù)該型擰接機(jī)鉗壓 與 扭 矩 相 關(guān) 性 曲 線 查 詢 對(duì) 應(yīng) 的 扭 矩 為４０００N??m.擰接時(shí)采用人工手扶對(duì)中,無對(duì)中器.根據(jù) APIRP５C５－２００３«套管和油管接頭評(píng)價(jià)試驗(yàn)推薦法»[７],在進(jìn)行上扣夾持接箍時(shí),應(yīng)確保不使內(nèi)部的螺紋發(fā)生不利變形.按照工廠現(xiàn)場(chǎng)和實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn),擰接時(shí)卡鉗應(yīng)夾持在接箍中部,并控制夾持力,以防止擰接過程中接箍變形或過熱導(dǎo)致螺紋損傷[８].檢查失效油管夾持痕跡,該油管現(xiàn)場(chǎng)擰接時(shí)夾 持 部 位 在 距 離 接 箍 現(xiàn) 場(chǎng) 端 端 部 １cm 處,見圖２.APIRP５C１－１９９１«套管和油管維護(hù)和使用推薦做法»[９]給出了圓螺紋油管的推薦上扣扭矩,并規(guī)定在正常環(huán)境下施工時(shí)扭矩值允許有±2５％的變化量,?７３．０２mm×５．５１mm N８０QEU 規(guī)格油管的推薦扭矩為３１２０N??m[９].該批油管下井?dāng)Q接時(shí)所用螺紋脂為國(guó)內(nèi)某工廠產(chǎn)品,該產(chǎn)品經(jīng)檢測(cè)符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求.

圖２ 失效油管接箍擰接夾持位置

Fig.２ Clampingpositionofthefailuretubingcoupling

２ 理化檢驗(yàn)

為了確定接頭失效是否與管材性能有關(guān),對(duì)失效油管抽樣進(jìn)行理化性能試驗(yàn),包括化學(xué)成分分析、拉伸試驗(yàn)和金相分析.

２．１ 失效接頭化學(xué)成分分析

抽取一支失效油管,截取管體和接箍各１個(gè)化學(xué)成 分 分 析 試 樣,依 據(jù) GB/T ４３３６－２００２ 使 用ARL４４６０型直讀光譜儀和 CS４４４型碳硫分析儀對(duì)試樣進(jìn)行化學(xué)成分分析試驗(yàn),試驗(yàn)溫度為室溫,試驗(yàn)結(jié)果見表１.依據(jù) APISpec５CT－２０１１«套管和油管規(guī)范»[１０],管體和接箍的化學(xué)成分均合格.

２．２ 失效接頭力學(xué)性能試驗(yàn)

從抽取的失效油管的管體和接箍上分別制?。硞€(gè)縱 向 拉 伸 試 樣. 管 體 試 樣 為 板 狀,規(guī) 格 為１９．１mm×５０mm;接 箍 試 樣 為 圓 棒 狀,規(guī) 格 為?６．２５mm×２５mm.依據(jù) ASTM E８/E８M－２００８在 RBO６００型電液伺服萬能材料試驗(yàn)機(jī)上進(jìn)行拉伸試驗(yàn),試驗(yàn)溫度為２５ ℃,試驗(yàn)結(jié)果見表２.依據(jù)APISpec５CT－２０１１,管體和接箍的拉伸性能均符合標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求.

２．３ 失效接頭金相分析

從抽取的失效油管的管體和接箍上分別制取金相試樣進(jìn)行分析.結(jié)果顯示油管管體和接箍顯微組織均為珠光體＋鐵素體,如圖３和圖４所示.管體晶粒度等級(jí)為 ８．５ 級(jí),夾雜物含量為:A０．５,B１．５,C０,D０．５.接箍晶粒度等級(jí)為８．５級(jí),夾雜物含量為:A０．５,B０．５,C０,D０．５.管體和接箍的顯微組織均未見異常.

３ 螺紋參數(shù)及幾何尺寸檢測(cè)

３．１ 加厚油管螺紋參數(shù)檢測(cè)

對(duì)與失效油管同批次未使用油管接頭的螺紋參數(shù)進(jìn)行了抽樣檢測(cè),共抽查了８組內(nèi)外螺紋,檢測(cè)項(xiàng)目包括螺紋緊密距、齒高偏差、錐度、螺距偏差等參

數(shù),檢測(cè)結(jié)果見表３.對(duì)比 APISpec５B－２００８[５]相應(yīng)要求,抽查的油管接頭的螺紋參數(shù)均合格.

３．２ 加厚油管幾何尺寸檢測(cè)

對(duì)失效批次油管的幾何尺寸進(jìn)行了抽樣檢測(cè),共抽查了８組,檢測(cè)項(xiàng)目包括管體外徑 D、壁厚t,加厚部 位 外 徑 D４、管 端 到 加 厚 開 始 減 小 處 長(zhǎng) 度Leu、接箍長(zhǎng)度 Nl、接箍外徑W 等,檢測(cè)結(jié)果見表４.對(duì)比 APISpec５CT－２０１１[１０]相應(yīng)要求,抽檢油管的幾何尺寸均合格.

４ 分析與討論

由理化檢驗(yàn)結(jié)果可知,失效油管管體和接箍的化學(xué)成分和力學(xué)性能均符合標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求,顯微組織也無異常.同批次油管螺紋參數(shù)及幾何尺寸檢測(cè)結(jié)果也均符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求.通過對(duì)施工現(xiàn)場(chǎng)的調(diào)查得知,該批油管下井前,未清洗干凈螺紋上的儲(chǔ)存脂和雜物,下井時(shí)采用人工對(duì)中,擰接采用液壓大鉗上扣.經(jīng)查擰接記錄,液壓大鉗產(chǎn)生的扭矩約４０００N??m,遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過 APIRP５C１－１９９９推薦的上扣扭矩３１２０N??m,也超過標(biāo)準(zhǔn)可接受變化量的最大扭矩３９００N??m;過大的夾持力會(huì)造成接箍現(xiàn)場(chǎng)端變形;未合理控制上扣扭矩會(huì)導(dǎo)致扭矩過大從而造成螺紋損傷;螺紋表面存留雜物和對(duì)扣不對(duì)中也會(huì)導(dǎo)致上扣時(shí)螺紋被損傷。

綜合試驗(yàn)結(jié)果和施工現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查結(jié)果,分析認(rèn)為下井?dāng)Q接操作中未合理控制上扣扭矩導(dǎo)致扭矩過大是造成油管接頭嚴(yán)重?fù)p傷失效的主要原因,人工對(duì)中引起的擰接偏斜也在一定程度上促使螺紋受到損傷.

５ 結(jié)論及建議

現(xiàn)場(chǎng)施工過程中,擰接操作不符合規(guī)范要求,導(dǎo)致夾持部位出現(xiàn)偏差、擰接扭矩過大,是造成油管螺紋損傷的主要原因.建議在煤層氣開發(fā)中使用管材時(shí),一方面要保證管材質(zhì)量符合要求,另一方面現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)要嚴(yán)格按照規(guī)范要求進(jìn)行操作,從而確保煤層氣開發(fā)用管材的使用安全.

（文章來源：材料與測(cè)試網(wǎng)）