套管失效類型及典型案例分析

[摘要]本文列舉了多起套管失效的案例分析，并根據套管使用和設計因素的研究，提出了套管選材與設計中應注意的幾個問題，以便為防止套管早期失效事故提供參考。西安摩爾石油工程實驗室

2007年6月15日1一、前言目前，在油氣田開發生產中，套管損壞問題越來越嚴重。例如，大慶油田經38年注水開發，1998年前已發現5251口套損井，占投產總井數的17.2%。其中有1366口井已報廢核銷；有2344口井已修復利用；還有1541口井帶“病〞生產。套管損壞的原因由地層滑移、蠕動等造成。遼河油田1998年五個地區的區塊3800口熱采井的調查說明，發生套管損壞的有489口，占12.64%。套管損壞在封隔器附近至油層部位居多，占套管損壞總井數的64.42%。變形占46.42%，錯位占23.31%，螺紋泄漏脫扣占16.35%。勝利油田經過30多年的開發，至1999年套管損壞井已占總井數的1/10。到1992年底，套損井數1659口，占總井數的1/10。套管損壞的類型有變形與破壞，射孔開裂。23所以，套管損壞的研究和治理是各個方面都重視的“永恒〞主題，也是很緊迫的當前任務。大量的數據說明，不管在套管鉆井、完井及測試的失效事故中，還是在后期生產開發的套管破壞中，套管本身的質量和操作性能都是很重要的影響因素，甚至是主要的原因。本文列舉了多起套管失效的案例，并根據套管使用和設計因素的研究，提出了套管選材與設計中應注意的幾個問題，以便為防止套管早期失效事故提供參考。4一、套管失效事故的案例分析案例1：88年6月9日，大慶石油管理局物資供給處檢驗科試壓車間進行套管水壓試驗。一根套管接箍爆裂，壓力16Mpa，有9mm寬縱向裂紋。分析結論認為，外外表存在1－4mm深貫穿接箍全長的原始折疊裂紋，接箍有明顯的過熱，材料呈脆性狀態。內部存在條帶狀密集分布夾雜物〔圖1〕。案例2：88年10月下旬，中原油田管子站例行檢驗時，有三根套管接箍滾動后自行開裂。分析結論認為，接箍本身有貫穿全長、深度約占2/3壁厚的原始裂紋存在。接箍沖擊韌性較差，非金屬夾雜物較嚴重。1、套管破裂或斷裂5圖1裂紋沿夾雜物擴展〔100倍〕圖25-1/2“P110接箍縱向開裂形貌67圖3J55套管斷裂與撕裂形貌

圖4外表折疊缺陷89圖59-5/8“J55套管顯微組織〔100倍〕圖65-1/2“P110接箍開裂起源于深鉗印1011案例9：90年3月中原油田發生244.5×11.05mmP110套管接箍開裂失效。分析結論認為，工廠機緊時扭矩過大。同時接箍材料的沖擊韌性很差，沖擊功僅11－15J〔10×7.5mm試樣〕。案例10：中原油田95年5月使用的日本產Φ139.7×9.17mm套管，壓裂時發生管體縱裂。分析結論認為，壓裂時內壓不是造成管體破裂的原因，可能是原始制造缺陷所致。案例11：92年6月17日，中原石油勘探局對濮深12＃準備壓裂作業，作業前檢查井口裝置，發現井口7"V150套管接箍沿縱向全長開裂〔圖7〕，但未脫落。分析結論認為，主要原因是套管焊接后的熱影響區存在氫致裂紋及焊接冷裂紋〔圖8〕。12圖77"V150套管接箍縱向開裂

圖8焊接區產生的裂紋13可見，造成套管破裂或斷裂的原因主要為母材的原始缺陷如裂紋、折疊等，其次為大鉗損傷和套管焊接缺陷。為防止此類失效事故，必須加強套管出廠前的探傷檢驗，并防止套管的機械損傷，杜絕套管焊接作業。142、套管滑脫及粘扣案例12：88年元月31日，四川石油管理局川東礦區鐵山三井下國產套管時發生Φ244.5〔9－5/8"〕×11.05mmJ55套管自接箍機緊端滑脫事故。下套管至2098m距轉盤處，接箍至機緊端突然一聲巨響，接箍落至司鉆剎把1m處的鉆臺上。分析結論認為，套管實際螺紋連接強度缺乏，最主要的可能影響因素是滑脫接箍機緊的管端螺紋錐度不合格。151617圖95-1/2"J55套管撞擊到平臺造成滑脫

圖105-1/2“N80套管滑脫螺紋損傷形貌18案例16：冀東油田廟4×1井是一口開窗側鉆井。99年3月25日，下套管〔西德產Φ139.7×9.17mmLCSGN80套管〕，上提時發生脫扣，位置在311號套管外螺紋端與310號套管內螺紋連接部位〔圖10〕。分析結論認為，套管螺紋抗粘扣性能較差。上扣時發生錯扣，連接強度顯著降低。內外螺紋公差配合不合理。案例17：遼河油田雙209井下套管作業時，下放遇阻，最大上提懸重650kN，再次下放仍遇阻，提出管柱，發現5＃套管接箍工廠端脫扣。分析結論認為，由于接箍在下井前被撞擊碰扁〔圖11〕，使套管連接強度降低。另外，也發現套管管體外外表存在折疊裂紋。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長圓螺紋套管至2754.29米，循環處理泥漿后，上提套管準備作封井口錐掛，懸重自44噸升至88噸時，井內套管自井口向下第20根從現場端滑脫。分析結論認為，主要原因是上扣時發生嚴重粘扣，使其連接強度降低所致。發生嚴重粘扣的主要原因是現場操作存在問題，套管本身抗粘扣性能較差也有一定影響。案例19：2000年1月20日，華北油田鉆井二公司在高30－40X定向井下139.7×7.72mmN80LCSG套管時發生脫扣和粘扣事故。當時，套管下深2529.6m。分析結論認為，套管脫扣是由于上扣之后螺紋發生嚴重粘扣損壞使其連接強度大幅降低〔圖12〕。粘扣原因是現場作業中不正確的選用鉆桿液壓大鉗上扣，且井口不正，存在偏斜對扣、上扣問題。另外，接頭抗粘扣性能也存在一定問題。20圖1113－3/8"接箍在下井前被撞扁圖125-1/2"N80套管外螺紋粘扣形貌21套管滑脫事故主要是API圓螺紋接頭，失效的原因有螺紋公差不合格、下方套管速度過快而撞擊井口、以及螺紋發生粘扣等，這些因素降低了接頭的連接強度。關于API圓螺紋接頭套管的滑脫問題，在“九五〞期間開展了“圓螺紋套管滑脫原因及影響因素的研究〞科研工程。研究證實，螺紋公差是很重要的影響因素〔圖13〕。建議在套管柱拉伸載荷較高時選用API偏梯形螺紋接頭或特殊螺紋接頭。2223目前，套管在油田使用中常遇到的問題是粘扣，粘扣可以誘發套管的滑脫失效，也可以造成套管柱的泄漏失效。在ISO/TC67/SC5中，明確的定義了螺紋的粘扣，即粘扣是接觸金屬外表的一種冷焊，這種冷焊在進一步滑動/旋轉過程中發生撕裂。在APISPEC5B中，要求油管接頭應經過4次上、卸扣不發生粘扣而損傷螺紋。在APIRP5C5中，要求套管接頭能經過3次上、卸扣而不發生粘扣，油管接頭能經過10次上、卸扣不發生粘扣。24開展的“API螺紋粘扣機理及影響因素的試驗研究〞科研工程，主要結論為：〔1〕螺紋公差的匹配可以減少粘扣現象的發生建立了一套合理的螺紋匹配體系，該體系要求確保螺距參數的匹配重點是控制緊密距和錐度以及螺距參數，減小波動性，外表精度要高。〔2〕合理選擇鍍層的類型及厚度可改善螺紋的粘扣性能。電鍍條件比磷化條件的粘扣性能好。當鍍層的厚度到達一定大小，可以大大提高螺紋的粘扣性能。〔3〕標準現場作業也可防止螺紋粘扣現場使用方法對螺紋粘扣性能有很大的影響，運輸保管、上扣設備、對中方法、上扣扭矩與速度、螺紋脂的清潔度等對粘扣性能有直接影響。253、應力腐蝕開裂〔ＳＣＣ〕案例20：青海石油管理局躍21井發生日本產5-1/2"P110油層套管接箍破裂。1981年8月25日完井，井深3900米。83年底和84年初兩次放噴正常，85年3月26日發現該井油、技套管環形鐵板刺壞約40mm口子。磁定位測井發現498.12m處5-1/2"套管接箍斷裂錯位，斷距1米。取出套管50根，發現51＃套管從接箍處脫扣，原因接箍縱向破裂〔圖15〕。分析結論認為，套管接箍屬于應力腐蝕破裂〔圖16〕。其中原因之一是接箍屈服強度偏高〔超過API標準規定上限〕，外外表金相組織及晶粒粗大，并存在脫碳層，增加了材料的脆性及腐蝕裂紋源產生幾率。26圖155-1/2"P110接箍應力腐蝕開裂圖16開裂源區腐蝕形貌27案例21：90年3月8日中原油田濮深12井試氣過程中，起油管過程中發現有遇卡現象，割開井口提出Φ177.8mm〔7"〕套管58根并帶有破斷的半截接箍〔現場端〕，魚頂井深574.27m。分析結論認為，破斷起源于接箍端面外外表碰傷處，先縱向破裂，后引起橫向斷裂〔圖17〕。破斷的主要原因是應力腐蝕開裂〔圖18〕。28圖177"V150VAM接箍應力腐蝕開裂圖18較多的二次裂紋29套管應力腐蝕開裂的控制因素有介質、材料及使用條件。對有H2S介質的環境下，要選用抗應力腐蝕開裂的材料。除控制鋼材的化學成分外，還須限定材料的強度和硬度，NACEMR0175-94推薦在酸性環境中，材料的硬度極限是HRC22。304、套管接頭泄漏案例〔24〕：97年5月至6月，大慶油田使用的國產Φ139.7mmJ55套管在固井施工中連續出現事故。永84－70井：531.25m－533.94m刺漏。永82－76井：958－959m泄漏。杏6－11－612井：下完套管發現井漏無法固井，上提套管達57噸時脫扣，拔出后發現大批粘扣。分析結論認為，接箍螺紋加工質量差，螺紋參數分布不合理，分散性大。311980年以來，多個油田都發生過油氣井泄漏事故。許多事故都是由于API8R油套管螺紋連接局部密封失效引起，給各油田造成很大的經濟損失。如1994年對大慶、遼河油田套管損壞事故的調查結果說明，大慶油田自1988~1994年間共發生固井套管泄漏〔試不住壓〕事故達18起，遼河油田1991年3月~1994年2月共發生固井套管泄漏〔試不住壓〕事故3起。河南油田1993年10月~1995年1月共發生固井泄漏〔試不住壓〕事故。吐哈油田也發生多起套管試壓泄漏事故。另外，在長慶、四川油田的天然氣井開發過程中，也出現了許多井不同程度的漏氣問題，有的套管環空套壓上升，有的井口漏氣，有的在井附近的農田里發現冒天然氣等。32

為此，開展了“API8RLTC油套管接頭和APIBTC套管接頭泄漏抗力研究〞科研工程。主要研究結論為：〔1〕不同螺紋形式及參數配合條件下密封性能螺紋錐度公差對泄漏抗力的影響大于其他螺紋參數，而在相同螺紋公差條件下，上扣位置及扭矩對泄漏抗力的影響很大。偏梯形螺紋泄漏抗力遠小于API圓螺紋泄漏抗力。〔2〕氣、水介質的下泄漏抗力在氣態條件下API螺紋的泄漏抗力遠小于液態條件，且晚期泄漏幾率遠大于早期泄漏。由此意義上說，目前我國氣井中使用普通圓螺紋及偏梯形螺紋根本是不密封的。〔3〕螺紋脂對API套管螺紋密封性能的影響不同螺紋脂對API套管螺紋的密封性影響很大，最好的螺紋脂的最大氣密封壓力是最差的螺紋脂的2.5倍左右。335、套管磨損343536三、選材與設計考慮的問題API套管〔APILTC，APIBTC接頭〕由API5CT、API5B、APIRP5C1、APIBUL5C2、APIBUL5C3、APIBUL5C4、APIRP5C5、APIRP5A2等規定或推薦了根本的操作性能。但事實上，按API制造的套管在使用中仍發生的破裂、滑脫與粘扣、泄漏〔特別是氣井〕、擠毀與變形等。目前，我國的套管損壞情況較為嚴重，對以下所列的套管破壞情況，API套管性能缺乏或無適當的標準化設計方法：37注蒸汽井的套管損壞，如遼河、克拉瑪依油田，存在套管高溫變形和接頭強度缺乏。鹽巖層和軟泥巖蠕變引起的套管損壞，如江漢、中原、華北油田，主要為套管擠毀破壞。砂巖層壓力虧空引起的套管損壞，如勝利孤島、中原油田，主要為復合載荷下套管擠毀、剪切變形破壞。注水開發地層壓力不平衡引起的套管損壞，如大慶、吐哈油田，主要為不均勻載荷下套管擠毀、剪切變形破壞。38非強性腐蝕條件下的套管腐蝕，如塔里木、長慶油田，CO2腐蝕、SRB腐蝕。使用API普通管材腐蝕速度快，采用Cr鋼價格昂貴。射孔完井作業引起的套管損壞，如青海、冀東油田，存在套管射孔開裂破壞。所以，為防止套管在鉆井和完井中的早期失效，并延長套管在采油氣作業中的壽命，從套管材料和螺紋接頭本身來說，在選材和設計中還應注意以下問題：391.密封性考慮40以上公式可以理解為，在一定的壓力下，隨著時間的增長，油、套管柱的密封可靠性逐漸下降。也可以這樣理解，把t看作內壓系數〔表現使用工況下壓力與套管性能的關系〕，隨著壓力系數的增長，油、套管柱的密封可靠性逐漸下降。因此，要保證油套管柱的整體密封可靠性，每一個附件螺紋接頭及井口裝置也必須具有很高的密封性，并進行密封性驗證試驗。一般來講，對于氣密封極限壓力，API8RLTC圓螺紋接頭為30Mpa，APIBTC偏梯形螺紋接頭為20Mpa，特殊螺紋接頭為60-120Mpa〔具體根據接頭的類型與規格鋼級〕。412、腐蝕性考慮套管SCC開裂存在H2S、CO2、CL-等介質時，依據NACEMR0175-94標準，由生產廠提供數據或用戶進行試驗評價。通常，H2S發生SSCC的溫度低于79℃。國外在鉆探第一口探井時，設計的首要條件是要假設會遇到H2S。這樣，在套管設計中考慮抗應力腐蝕開裂管材。套管柱的腐蝕壽命用預測軟件或進行實際環境下的腐蝕試驗，預計或測試腐蝕速率，用以校核管柱剩余強度外，其腐蝕壽命要滿足油氣井開發的設計要求。在套管的鋼級方面，不要選擇V150材料。除國內油田發生V150套管破裂事故外，在國外油田也發生破裂事故。套管鋼級的選擇可參見圖24。42圖24H2S環境下套管推薦鋼級433、溫度影響考慮在深井、超深井中，一般存在高溫高壓〔HTHP〕問題。溫度對油、套管柱的強度、螺紋密封性及腐蝕性具有較大的影響。對常用的幾種套管材料進行了溫度系列拉伸性能研究，發現不同鋼種在不同溫度下的降低程度不同，這可能于材料成分與熱處理方式。所選的幾種鋼材屈服強度在180C以內，最大下降8%。對P110鋼級的套管在不同溫度時的實際承載能力的進行了研究，結果說明，隨溫度的變化，套管實際承載能力與材料強度的變化規律根本一致。44由于材料強度的降低，所以，管柱設計中必須考慮溫度的影響。對于地溫梯度異常的油氣井，管柱強度校核應考慮溫度對管材實際強度的降低作用。對注蒸汽熱采井，除要求套管材料要有較高的高溫強度外，還要求套管接頭具有較高的熱變形抗力，例如，J55177.8mm套管在熱循環下變形能力低，不能用于熱采井條件〔圖27〕。45圖26J55177.8mm套管在熱循環下變形能力464、壓縮載荷的考慮在套管柱設計中，要較核壓縮強度。〔1〕API8R和APIBTC螺紋套管接頭壓縮試驗圓螺紋接頭套管受壓縮載荷作用時可能出現整體彎曲和跳扣兩種失效形式。51/2"等外徑較小的套管會出現整體失穩彎曲的情況，而95/8"等外徑較大的套管會出現跳扣的情況。偏梯形螺紋套管接頭的壓縮屈服強度比同鋼級、同壁厚特殊扣螺紋套管接頭的低6.7%～7.7%。〔2〕特殊螺紋接頭NSCC與3SB壓縮試驗特殊螺紋接頭抗壓縮強度與偏梯形螺紋接頭的僅大約高7%。上扣是否到位，直接影響套管接頭局部的抗壓縮能力，特別是特殊螺紋套管接頭局部的抗壓縮性能。上扣不到位的特殊螺紋套管接頭局部的抗壓縮性能甚至低于偏梯形螺紋接頭。47所以，通過以上試驗研究，一般套管的抗壓縮平安系數可以取1.2~1.5。具體數值根據螺紋形式選擇。當然這種考慮前提是不考慮屈曲，僅考慮壓縮極限載荷。但是，對于一些特殊接頭，如IFJ接頭，其壓