工学油田套管事故分析B

套管失效类型及典型案例分析

[摘要]本文列举了多起套管失效的案例分析，并根据套管使用和设计因素的研究，提出了套管选材与设计中应注意的几个问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。西安摩尔石油工程实验室

2007年6月15日1一、前言目前，在油气田开发生产中，套管损坏问题越来越严重。例如，大庆油田经38年注水开发，1998年前已发现5251口套损井，占投产总井数的17.2%。其中有1366口井已报废核销；有2344口井已修复利用；还有1541口井带“病〞生产。套管损坏的原因由地层滑移、蠕动等造成。辽河油田1998年五个地区的区块3800口热采井的调查说明，发生套管损坏的有489口，占12.64%。套管损坏在封隔器附近至油层部位居多，占套管损坏总井数的64.42%。变形占46.42%，错位占23.31%，螺纹泄漏脱扣占16.35%。胜利油田经过30多年的开发，至1999年套管损坏井已占总井数的1/10。到1992年底，套损井数1659口，占总井数的1/10。套管损坏的类型有变形与破坏，射孔开裂。23所以，套管损坏的研究和治理是各个方面都重视的“永恒〞主题，也是很紧迫的当前任务。大量的数据说明，不管在套管钻井、完井及测试的失效事故中，还是在后期生产开发的套管破坏中，套管本身的质量和操作性能都是很重要的影响因素，甚至是主要的原因。本文列举了多起套管失效的案例，并根据套管使用和设计因素的研究，提出了套管选材与设计中应注意的几个问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。4一、套管失效事故的案例分析案例1：88年6月9日，大庆石油管理局物资供给处检验科试压车间进行套管水压试验。一根套管接箍爆裂，压力16Mpa，有9mm宽纵向裂纹。分析结论认为，外外表存在1－4mm深贯穿接箍全长的原始折叠裂纹，接箍有明显的过热，材料呈脆性状态。内部存在条带状密集分布夹杂物〔图1〕。案例2：88年10月下旬，中原油田管子站例行检验时，有三根套管接箍滚动后自行开裂。分析结论认为，接箍本身有贯穿全长、深度约占2/3壁厚的原始裂纹存在。接箍冲击韧性较差，非金属夹杂物较严重。1、套管破裂或断裂5图1裂纹沿夹杂物扩展〔100倍〕图25-1/2“P110接箍纵向开裂形貌67图3J55套管断裂与撕裂形貌

图4外表折叠缺陷89图59-5/8“J55套管显微组织〔100倍〕图65-1/2“P110接箍开裂起源于深钳印1011案例9：90年3月中原油田发生244.5×11.05mmP110套管接箍开裂失效。分析结论认为，工厂机紧时扭矩过大。同时接箍材料的冲击韧性很差，冲击功仅11－15J〔10×7.5mm试样〕。案例10：中原油田95年5月使用的日本产Φ139.7×9.17mm套管，压裂时发生管体纵裂。分析结论认为，压裂时内压不是造成管体破裂的原因，可能是原始制造缺陷所致。案例11：92年6月17日，中原石油勘探局对濮深12＃准备压裂作业，作业前检查井口装置，发现井口7"V150套管接箍沿纵向全长开裂〔图7〕，但未脱落。分析结论认为，主要原因是套管焊接后的热影响区存在氢致裂纹及焊接冷裂纹〔图8〕。12图77"V150套管接箍纵向开裂

图8焊接区产生的裂纹13可见，造成套管破裂或断裂的原因主要为母材的原始缺陷如裂纹、折叠等，其次为大钳损伤和套管焊接缺陷。为防止此类失效事故，必须加强套管出厂前的探伤检验，并防止套管的机械损伤，杜绝套管焊接作业。142、套管滑脱及粘扣案例12：88年元月31日，四川石油管理局川东矿区铁山三井下国产套管时发生Φ244.5〔9－5/8"〕×11.05mmJ55套管自接箍机紧端滑脱事故。下套管至2098m距转盘处，接箍至机紧端突然一声巨响，接箍落至司钻刹把1m处的钻台上。分析结论认为，套管实际螺纹连接强度缺乏，最主要的可能影响因素是滑脱接箍机紧的管端螺纹锥度不合格。151617图95-1/2"J55套管撞击到平台造成滑脱

图105-1/2“N80套管滑脱螺纹损伤形貌18案例16：冀东油田庙4×1井是一口开窗侧钻井。99年3月25日，下套管〔西德产Φ139.7×9.17mmLCSGN80套管〕，上提时发生脱扣，位置在311号套管外螺纹端与310号套管内螺纹连接部位〔图10〕。分析结论认为，套管螺纹抗粘扣性能较差。上扣时发生错扣，连接强度显著降低。内外螺纹公差配合不合理。案例17：辽河油田双209井下套管作业时，下放遇阻，最大上提悬重650kN，再次下放仍遇阻，提出管柱，发现5＃套管接箍工厂端脱扣。分析结论认为，由于接箍在下井前被撞击碰扁〔图11〕，使套管连接强度降低。另外，也发现套管管体外外表存在折叠裂纹。19案例18：西南石油管理局川孝370－2井在2000年7月15日，下Φ139.7×7.72mmN80长圆螺纹套管至2754.29米，循环处理泥浆后，上提套管准备作封井口锥挂，悬重自44吨升至88吨时，井内套管自井口向下第20根从现场端滑脱。分析结论认为，主要原因是上扣时发生严重粘扣，使其连接强度降低所致。发生严重粘扣的主要原因是现场操作存在问题，套管本身抗粘扣性能较差也有一定影响。案例19：2000年1月20日，华北油田钻井二公司在高30－40X定向井下139.7×7.72mmN80LCSG套管时发生脱扣和粘扣事故。当时，套管下深2529.6m。分析结论认为，套管脱扣是由于上扣之后螺纹发生严重粘扣损坏使其连接强度大幅降低〔图12〕。粘扣原因是现场作业中不正确的选用钻杆液压大钳上扣，且井口不正，存在偏斜对扣、上扣问题。另外，接头抗粘扣性能也存在一定问题。20图1113－3/8"接箍在下井前被撞扁图125-1/2"N80套管外螺纹粘扣形貌21套管滑脱事故主要是API圆螺纹接头，失效的原因有螺纹公差不合格、下方套管速度过快而撞击井口、以及螺纹发生粘扣等，这些因素降低了接头的连接强度。关于API圆螺纹接头套管的滑脱问题，在“九五〞期间开展了“圆螺纹套管滑脱原因及影响因素的研究〞科研工程。研究证实，螺纹公差是很重要的影响因素〔图13〕。建议在套管柱拉伸载荷较高时选用API偏梯形螺纹接头或特殊螺纹接头。2223目前，套管在油田使用中常遇到的问题是粘扣，粘扣可以诱发套管的滑脱失效，也可以造成套管柱的泄漏失效。在ISO/TC67/SC5中，明确的定义了螺纹的粘扣，即粘扣是接触金属外表的一种冷焊，这种冷焊在进一步滑动/旋转过程中发生撕裂。在APISPEC5B中，要求油管接头应经过4次上、卸扣不发生粘扣而损伤螺纹。在APIRP5C5中，要求套管接头能经过3次上、卸扣而不发生粘扣，油管接头能经过10次上、卸扣不发生粘扣。24开展的“API螺纹粘扣机理及影响因素的试验研究〞科研工程，主要结论为：〔1〕螺纹公差的匹配可以减少粘扣现象的发生建立了一套合理的螺纹匹配体系，该体系要求确保螺距参数的匹配重点是控制紧密距和锥度以及螺距参数，减小波动性，外表精度要高。〔2〕合理选择镀层的类型及厚度可改善螺纹的粘扣性能。电镀条件比磷化条件的粘扣性能好。当镀层的厚度到达一定大小，可以大大提高螺纹的粘扣性能。〔3〕标准现场作业也可防止螺纹粘扣现场使用方法对螺纹粘扣性能有很大的影响，运输保管、上扣设备、对中方法、上扣扭矩与速度、螺纹脂的清洁度等对粘扣性能有直接影响。253、应力腐蚀开裂〔ＳＣＣ〕案例20：青海石油管理局跃21井发生日本产5-1/2"P110油层套管接箍破裂。1981年8月25日完井，井深3900米。83年底和84年初两次放喷正常，85年3月26日发现该井油、技套管环形铁板刺坏约40mm口子。磁定位测井发现498.12m处5-1/2"套管接箍断裂错位，断距1米。取出套管50根，发现51＃套管从接箍处脱扣，原因接箍纵向破裂〔图15〕。分析结论认为，套管接箍属于应力腐蚀破裂〔图16〕。其中原因之一是接箍屈服强度偏高〔超过API标准规定上限〕，外外表金相组织及晶粒粗大，并存在脱碳层，增加了材料的脆性及腐蚀裂纹源产生几率。26图155-1/2"P110接箍应力腐蚀开裂图16开裂源区腐蚀形貌27案例21：90年3月8日中原油田濮深12井试气过程中，起油管过程中发现有遇卡现象，割开井口提出Φ177.8mm〔7"〕套管58根并带有破断的半截接箍〔现场端〕，鱼顶井深574.27m。分析结论认为，破断起源于接箍端面外外表碰伤处，先纵向破裂，后引起横向断裂〔图17〕。破断的主要原因是应力腐蚀开裂〔图18〕。28图177"V150VAM接箍应力腐蚀开裂图18较多的二次裂纹29套管应力腐蚀开裂的控制因素有介质、材料及使用条件。对有H2S介质的环境下，要选用抗应力腐蚀开裂的材料。除控制钢材的化学成分外，还须限定材料的强度和硬度，NACEMR0175-94推荐在酸性环境中，材料的硬度极限是HRC22。304、套管接头泄漏案例〔24〕：97年5月至6月，大庆油田使用的国产Φ139.7mmJ55套管在固井施工中连续出现事故。永84－70井：531.25m－533.94m刺漏。永82－76井：958－959m泄漏。杏6－11－612井：下完套管发现井漏无法固井，上提套管达57吨时脱扣，拔出后发现大批粘扣。分析结论认为，接箍螺纹加工质量差，螺纹参数分布不合理，分散性大。311980年以来，多个油田都发生过油气井泄漏事故。许多事故都是由于API8R油套管螺纹连接局部密封失效引起，给各油田造成很大的经济损失。如1994年对大庆、辽河油田套管损坏事故的调查结果说明，大庆油田自1988~1994年间共发生固井套管泄漏〔试不住压〕事故达18起，辽河油田1991年3月~1994年2月共发生固井套管泄漏〔试不住压〕事故3起。河南油田1993年10月~1995年1月共发生固井泄漏〔试不住压〕事故。吐哈油田也发生多起套管试压泄漏事故。另外，在长庆、四川油田的天然气井开发过程中，也出现了许多井不同程度的漏气问题，有的套管环空套压上升，有的井口漏气，有的在井附近的农田里发现冒天然气等。32

为此，开展了“API8RLTC油套管接头和APIBTC套管接头泄漏抗力研究〞科研工程。主要研究结论为：〔1〕不同螺纹形式及参数配合条件下密封性能螺纹锥度公差对泄漏抗力的影响大于其他螺纹参数，而在相同螺纹公差条件下，上扣位置及扭矩对泄漏抗力的影响很大。偏梯形螺纹泄漏抗力远小于API圆螺纹泄漏抗力。〔2〕气、水介质的下泄漏抗力在气态条件下API螺纹的泄漏抗力远小于液态条件，且晚期泄漏几率远大于早期泄漏。由此意义上说，目前我国气井中使用普通圆螺纹及偏梯形螺纹根本是不密封的。〔3〕螺纹脂对API套管螺纹密封性能的影响不同螺纹脂对API套管螺纹的密封性影响很大，最好的螺纹脂的最大气密封压力是最差的螺纹脂的2.5倍左右。335、套管磨损343536三、选材与设计考虑的问题API套管〔APILTC，APIBTC接头〕由API5CT、API5B、APIRP5C1、APIBUL5C2、APIBUL5C3、APIBUL5C4、APIRP5C5、APIRP5A2等规定或推荐了根本的操作性能。但事实上，按API制造的套管在使用中仍发生的破裂、滑脱与粘扣、泄漏〔特别是气井〕、挤毁与变形等。目前，我国的套管损坏情况较为严重，对以下所列的套管破坏情况，API套管性能缺乏或无适当的标准化设计方法：37注蒸汽井的套管损坏，如辽河、克拉玛依油田，存在套管高温变形和接头强度缺乏。盐岩层和软泥岩蠕变引起的套管损坏，如江汉、中原、华北油田，主要为套管挤毁破坏。砂岩层压力亏空引起的套管损坏，如胜利孤岛、中原油田，主要为复合载荷下套管挤毁、剪切变形破坏。注水开发地层压力不平衡引起的套管损坏，如大庆、吐哈油田，主要为不均匀载荷下套管挤毁、剪切变形破坏。38非强性腐蚀条件下的套管腐蚀，如塔里木、长庆油田，CO2腐蚀、SRB腐蚀。使用API普通管材腐蚀速度快，采用Cr钢价格昂贵。射孔完井作业引起的套管损坏，如青海、冀东油田，存在套管射孔开裂破坏。所以，为防止套管在钻井和完井中的早期失效，并延长套管在采油气作业中的寿命，从套管材料和螺纹接头本身来说，在选材和设计中还应注意以下问题：391.密封性考虑40以上公式可以理解为，在一定的压力下，随着时间的增长，油、套管柱的密封可靠性逐渐下降。也可以这样理解，把t看作内压系数〔表现使用工况下压力与套管性能的关系〕，随着压力系数的增长，油、套管柱的密封可靠性逐渐下降。因此，要保证油套管柱的整体密封可靠性，每一个附件螺纹接头及井口装置也必须具有很高的密封性，并进行密封性验证试验。一般来讲，对于气密封极限压力，API8RLTC圆螺纹接头为30Mpa，APIBTC偏梯形螺纹接头为20Mpa，特殊螺纹接头为60-120Mpa〔具体根据接头的类型与规格钢级〕。412、腐蚀性考虑套管SCC开裂存在H2S、CO2、CL-等介质时，依据NACEMR0175-94标准，由生产厂提供数据或用户进行试验评价。通常，H2S发生SSCC的温度低于79℃。国外在钻探第一口探井时，设计的首要条件是要假设会遇到H2S。这样，在套管设计中考虑抗应力腐蚀开裂管材。套管柱的腐蚀寿命用预测软件或进行实际环境下的腐蚀试验，预计或测试腐蚀速率，用以校核管柱剩余强度外，其腐蚀寿命要满足油气井开发的设计要求。在套管的钢级方面，不要选择V150材料。除国内油田发生V150套管破裂事故外，在国外油田也发生破裂事故。套管钢级的选择可参见图24。42图24H2S环境下套管推荐钢级433、温度影响考虑在深井、超深井中，一般存在高温高压〔HTHP〕问题。温度对油、套管柱的强度、螺纹密封性及腐蚀性具有较大的影响。对常用的几种套管材料进行了温度系列拉伸性能研究，发现不同钢种在不同温度下的降低程度不同，这可能于材料成分与热处理方式。所选的几种钢材屈服强度在180C以内，最大下降8%。对P110钢级的套管在不同温度时的实际承载能力的进行了研究，结果说明，随温度的变化，套管实际承载能力与材料强度的变化规律根本一致。44由于材料强度的降低，所以，管柱设计中必须考虑温度的影响。对于地温梯度异常的油气井，管柱强度校核应考虑温度对管材实际强度的降低作用。对注蒸汽热采井，除要求套管材料要有较高的高温强度外，还要求套管接头具有较高的热变形抗力，例如，J55177.8mm套管在热循环下变形能力低，不能用于热采井条件〔图27〕。45图26J55177.8mm套管在热循环下变形能力464、压缩载荷的考虑在套管柱设计中，要较核压缩强度。〔1〕API8R和APIBTC螺纹套管接头压缩试验圆螺纹接头套管受压缩载荷作用时可能出现整体弯曲和跳扣两种失效形式。51/2"等外径较小的套管会出现整体失稳弯曲的情况，而95/8"等外径较大的套管会出现跳扣的情况。偏梯形螺纹套管接头的压缩屈服强度比同钢级、同壁厚特殊扣螺纹套管接头的低6.7%～7.7%。〔2〕特殊螺纹接头NSCC与3SB压缩试验特殊螺纹接头抗压缩强度与偏梯形螺纹接头的仅大约高7%。上扣是否到位，直接影响套管接头局部的抗压缩能力，特别是特殊螺纹套管接头局部的抗压缩性能。上扣不到位的特殊螺纹套管接头局部的抗压缩性能甚至低于偏梯形螺纹接头。47所以，通过以上试验研究，一般套管的抗压缩平安系数可以取1.2~1.5。具体数值根据螺纹形式选择。当然这种考虑前提是不考虑屈曲，仅考虑压缩极限载荷。但是，对于一些特殊接头，如IFJ接头，其压