分享：某气井套管螺纹粘扣原因

王 帅1,夏晓辉2,柳 楠2,肖 峰2,邝献任1 

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院,石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室,西安 710077; 

2.中国石油塔里木油田分公司,库尔勒 841000) 

摘 要:针对某气井套管螺纹粘扣的问题,采用宏观观察、螺纹参数测量、扫描电镜分析等方法 对其进行原因分析,并对同类型新套管进行了上、卸扣试验。结果表明:该套管的螺纹参数符合要 求;套管螺纹磷化层厚度分布不均匀和套管抗粘扣性能不好是该套管螺纹粘扣的主要原因。

关键词:套管;粘扣;螺纹参数;上、卸扣;磷化层

中图分类号:TG115.5 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)08-0069-04

石油套管是油气开采过程中必须使用的主要管 件,其用量巨大,占石油工业用钢的50%左右。石 油套管是通过螺纹逐根连接的,在石油套管的服役 过程中,超过80%的事故均发生在螺纹接头处,粘 扣是其主要原因之一。目前国内对石油套管螺纹连 接及粘扣的研究较少,而引发粘扣的原因较多,不仅 与螺纹的加工质量有关,也与现场操作有关。某气 井钢级为 P110的偏梯形螺纹套管接连发生粘扣事 故,笔者采用宏观分析,螺纹参数检测,上、卸扣试验 以及螺纹磷化层扫描电镜分析等方法,分析了该套 管发生粘扣的原因,为此类事故的控制与预防提供 参考。

1 理化检验 

1.1 宏观观察 

该套管的内、外螺纹宏观形貌如图1所示。套管 外螺纹区域整体呈现金属光泽,局部可见明显锈蚀痕 迹,外螺纹变形严重,整个螺纹区域均呈金属熔融状, 大部分区域已看不出螺纹牙形貌[见图1a)];套管接 箍内螺纹区域呈金属光泽,螺纹牙磨损痕迹明显,局 部区域可见螺纹牙金属发生熔融痕迹[见图1b)]。

1.2 螺纹参数测量

螺纹参数对其抗粘扣性能有很大的影响,合理地 控制螺纹参数可以提高套管的抗粘扣性能[1]。因为现 场粘扣套管螺纹的部分区域已模糊不清,选取与粘扣 套管同扣型、同材料及同批次生产的2组新套管(带外 螺纹套管2根,带套管接箍2根),分别编号为1 # ,2 # , 3 # ,4 # ,对其进行螺纹参数测量,结果如表1,2所示。 由表1,2可以看出,套管的螺纹参数符合技术要求。

1.3 扫描电镜及能谱分析

为了提高套管的抗粘扣性能,通常在套管接箍 内表面进行镀层处理,常见的镀层包括磷化、镀铜 等,镀层厚度的分布影响螺纹紧密距及径向过盈量, 从而影响套管的抗粘扣性能[2]。分别从3 # ,4 # 套 管接箍处取样,用 TESCAN VEGA3XMU 型扫描 电子显微镜及INCA3 的剖面镀层进行分析。 50型能谱分析仪分别对试样 经扫描电镜观察可知:套管接箍螺纹表面部分 区域镀层厚度约为0~15μm,厚度分布不均,部分 区域存在镀层缺失的现象。对4 # 试样镀层区域进 行能谱分析,分析位置及其能谱图如图2所示。由 图2可知:镀层的化学成分主要为 元素,该套管接箍表面镀层为磷化层 P 。 ,Mn,O 和 Fe 3 上、卸扣试验 3.1 试验方法 根据该规格套管的粘扣情况,选取编号为1 # 和2 # 的2组新套管,根据 APIRP5C5 《套管及油 管螺纹 接 头 试 验 程 序》中 关 于 套 管 的 上、卸 扣 要 求[3],开展室温(20 ℃)下的套管上、卸扣试验。第 一、第二上扣 位 置 要 求 为 接 箍 端 面 超 过 三 角 形 底 边位置6.53~9.53mm(接箍端面位于三角形标记 底边外侧时 距 离 为 负,位 于 三 角 形 标 记 内 时 距 离 为正),第一、二次上扣位置外观如图3所示,第三 次上扣位置 要 求 为 接 箍 端 面 至 三 角 形 底 边 位 置。 试验用螺 纹 脂 型 号 为 BEST-OLIFE2000,需 将 其 涂抹均匀。 

3.2 试验结果 

上、卸扣试验结果如表3所示。结果表明:1 # 试样第一次上、卸扣后,外螺纹第16~19扣发生粘 扣,内螺纹第1~3扣、第11扣发生粘扣,1 # 试样内 螺纹第一次上、卸扣后宏观形貌如图4所示。1 # 试 样第二次上、卸扣后,外螺纹第15~19扣发生粘扣 (见图 5)。2 # 试 样 第 一 次 上、卸 扣 后,外 螺 纹 第 15~22扣发生粘扣(见图6)。

4 综合分析

从现场情况来看,该井连续5根套管发生粘扣。 粘扣套管外螺纹变形严重,整个螺纹区域均为金属 熔融状,大部分区域已看不出螺纹牙形貌。接箍内 螺纹牙磨损痕迹明显,局部区域可见螺纹牙金属发 生熔融痕迹。根据粘扣定义和等级划分确定,该井 套管粘扣等级为严重。 从与粘扣套管同规格、同扣型新套管的上、卸扣 试验结果可以看出:一组套管第一次上、卸扣后发生 轻微粘扣,第二次上、卸扣后发生严重粘扣;另一组套 管第一次上、卸扣后就发生严重粘扣,说明套管螺纹 的抗粘扣性能差,不满足 APIRP5C5标准的要求。 一般而 言,套 管 粘 扣 是 由 以 下 几 种 因 素 造 成 的[4-6]:① 现场操作不当,即上扣扭矩过大和错扣的 问题,套管上扣时发生错扣或者上扣扭矩大(超过套 管规定的最大扭矩)均会破坏套管螺纹,导致其粘 扣,此次套管粘扣虽然严重,但粘扣螺纹牙表面划痕 均平行于螺纹牙走向,由此可以排除因错扣导致的 粘扣,其上扣位置均没有超过最大上扣位置,可以排 除因上扣扭矩过大导致粘扣的因素;② 螺纹表面清 理不干净、螺纹脂使用不当或套管椭圆度大等均可 导致套管粘扣,根据多根套管发生粘扣的现象及粘 扣位置分布情况(整个螺纹区域均可见不同程度粘 扣),可以排除因螺纹表面清理不干净造成套管粘扣 的因素;③ 套管螺纹质量问题,即套管螺纹不匹配 和套管抗粘扣性能差均会导致套管粘扣。 由螺纹参数测量结果可知:该套管螺纹参数符 合要求,可排除螺纹参数不匹配的影响。螺纹表面 镀层厚度影响螺纹紧密距及径向过盈量,镀层厚度 分布越不均匀,螺纹表面粗糙度越大,螺纹配合时 内、外螺纹表面的摩擦力越大,螺纹抗粘扣性能越 低。该套管螺纹为偏梯形螺纹,则有 d= δ(cosθ1 +cosθ2) cosθ1cosθ2(tanθ1 +tanθ2) (1) 式中:d 为镀层厚度引起的径向过盈变化量;δ为镀层 厚度;θ1 为螺纹导向面角度;θ2 为螺纹承载面角度。 该套管螺纹的θ1 为10°,θ2 为3°,则该套管螺 纹由于镀层厚度引起的径向过盈变化量d 为镀层 厚度δ 的8.8倍。由套管螺纹镀层分析结果可知: 该螺纹镀层为磷化层,部分区域存在磷化层缺失的 现象,厚度约为0~15μm,厚度分布严重不均,折算 径向过盈变化量d 约为0~132μm,该变化量对套 管的抗粘扣性能影响较大。 综合以上分析可以看出:该井套管粘扣的主要 原因是套管螺纹磷化层厚度分布不均,螺纹抗粘扣 性能差。 5 结论与建议 (1)该套管接箍螺纹磷化层厚度分布不均,从 而降低了套管螺纹的抗粘扣性能。 (2)建议生产商及油田用户重点关注螺纹表面涂 层厚度、粗糙度等影响套管螺纹抗粘扣性能的因素。

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