J55 LC 套管断裂失效原因分析*

曾 锋， 杨专钊， 李德君， 李兰云

（1. 西安石油大学 材料科学与工程学院， 西安710065；2. 中国石油集团石油管工程技术研究院， 西安710077）

1 概 述

套管是油井中至关重要的部件之一， 起到支撑井壁、 封固地层和防止坍塌的作用[1]。 套管失效是各油田生产过程中不可避免的问题， 其中最为严重的问题是套管接头的失效[2]。 生产使用中，在套管连接螺纹处经常会发生疲劳断裂、 漏失、挤毁、 粘扣、 破损、 偏磨、 腐蚀等失效事件[3]， 螺纹连接处的失效事故占比超过80%[4]。 套管失效严重时会导致整个油气井报废和重大安全生产事故的发生， 给油田带来巨大经济损失[5-6]。

某公司在Φ193.7 mm×8.83 mm J55 LC 套管固井作业时， 需将套管柱上提5 mm， 上提悬重6 t，在校正环形钢板时套管突然发生异响， 造成第15 根套管公扣断裂， 公扣残余7 扣12 mm， 剩余88 mm 公扣残留在第16 根母接箍内， 裂痕参差不齐， 几处丝扣因断裂有磨平现象， 井下套管鱼头处在表套之内。 送检断脱套管实物照片如图1所示， 送检套管仅保留部分外螺纹， 失效套管的接箍在井内尚未打捞出， 残留的外螺纹与接箍并未送检， 故无法对接箍进行观察。 本研究通过管体尺寸测量、 断口宏观形貌和微观形貌分析， 以及管材理化性能检测， 对套管断裂失效原因进行分析， 希望对油田的安全生产提供参考借鉴。

图1 送检失效套管实物照片

2 理化试验及结果

2.1 套管尺寸测量

2.1.1 壁厚及外径测量

依据标准GB/T 11344—2008， 用DATAKA MX-5 型超声测厚仪及游标卡尺对失效套管管体外径与壁厚进行测量， 检测位置如图2 所示。

图2 管体几何尺寸检验位置示意图

根据外径、 壁厚的实际测量结果可得套管内径均值约为177.37 mm。 将外螺纹沿纵向剖开，发现螺纹径向收缩明显， 如图3 所示。 经测量失效外螺纹断口处管体的内径仅为172.93 mm， 内径收缩率达到2.5%， 表明在失效螺纹断口处存在较大的应力作用导致了塑性变形。

图3 断口处纵断面螺纹径向收缩照片

2.1.2 同批次套管螺纹参数检测

失效套管外螺纹粘扣严重且不完整， 以至于失效螺纹参数无法测量。 对送检的同批次Φ139.7 mm×9.17 mm J55 LC 未失效套管和接箍的螺纹依据API 5B 和API 5CT 标准进行检测，结果表明被检同批次套管和接箍的螺纹参数及几何尺寸符合标准要求， 则排除了螺纹参数不满足标准要求引起失效的可能。

2.2 螺纹宏观形貌分析

失效套管残存的外螺纹宏观形貌如图4 所示。 由图4 可以看出， 断口处外螺纹粘扣现象严重， 从倒数第6 扣完整扣至第9 扣， 部分螺纹结构被完全磨平。 图5 为失效套管断口形貌， 从图5 可以发现， 断口绝大部分断裂面平坦， 为脆性断口， 断口上突起的部分与主断面成一定夹角的部分为最后断裂的瞬断区， 约占整个断口的1/5， 且断口上还可观察到2 个裂纹源， 由外壁呈放射状向内壁延伸。 套管螺纹处发生的断裂情况为脆性断裂， 并具有多源起裂特征。

图4 失效套管外螺纹宏观形貌

图5 失效套管断口宏观形貌

2.3 微观形貌分析

将套管断口上的裂纹源区以线切割的方式切取下来， 并彻底清理后采用扫描电子显微镜进行分析， 断口形貌如图6 所示。 由图6 可以看出，断口具有解理断裂特征， 脆性断裂特征显著， 断口的裂纹源区还能观察到较多的二次裂纹。

图6 套管断口SEM 形貌及二次裂纹

2.4 化学成分分析

依据ASTM A751-14a 标准， 在失效的管体上取样， 湿度56%及检测温度24 ℃的条件下，采用ARL4460 直读光谱仪检测其化学成分， 检测结果符合API SPEC 5CT—2018 标准的要求。

2.5 金相分析

采用OLS 4100 激光共聚焦显微镜， 在失效套管的管体和外螺纹上取样进行组织分析， 结果如图7 所示。 从图7 可以看出， 失效套管金相组织为珠光体 （P） +铁素体 （F） +沿晶界析出的魏氏体铁素体（WF）， 并且管体出现混晶组织及带状组织， 混晶组织中约有40%晶粒的晶粒度为4.0 级， 剩余约60%晶粒的晶粒度为8.5 级，为J55 LC 套管的常规组织。

图7 失效套管管体微观组织

2.6 力学性能分析

2.6.1 拉伸试验

沿失效套管管体纵向取板状试样， 规格为25 mm×50 mm （宽×标距）， 检测条件为室温，采用UTM5305 材料试验机， 依据ASTM A370-18标准进行拉伸试验， 试验结果见表1。 表1 试验结果表明， 失效套管的拉伸性能符合API SPEC 5CT—2018 的要求。

表1 失效套管接箍与管体拉伸试验结果

2.6.2 冲击试验

依据ASTM A370-18 标准， 夏比V 形缺口冲击试样规格为5 mm×10 mm×55 mm， 试验温度为20 ℃， 采用PIT302D 冲击试验机进行横向夏比V 形冲击试验， 冲击吸收能量平均值为25 J。

2.6.3 硬度试验

依据ASTM E10-18 标准， 用KB30BVZ-FA维氏硬度计对失效套管断口裂纹源附近的管体和远离断口位置的管体进行硬度测试， 在失效螺纹表面、 中部及内壁附近各测试3 个点； 远离断口的管体在内壁、 中部及外壁附近各测3 个点， 测试位置如图8 所示， 硬度测试结果见表2。 由表2可知， 断口附近螺纹表面的硬度显著高于管体中部及内壁的硬度， 失效部位外螺纹近表面硬度超过310HV， 远高于除螺纹外表面之外的管体硬度。 可见， 加工硬化现象在金属材料的冷变形中产生， 从而会造成材料的硬度升高， 塑性、 韧性下降。

图8 失效套管硬度测试位置

表2 失效套管硬度检测结果

3 断裂失效原因分析

由金相分析可知， 失效套管的内部组织为J55 LC 套管的常规组织， 排除了由于组织异常引起的失效。 另外， 套管螺纹参数、 上扣作业都会影响螺纹两侧的接触应力， 然而同批次管材螺纹参数检测结果表明， 失效套管的螺纹参数符合API SPEC 5B—2017 标准要求， 排除了套管和接箍螺纹参数不符合标准要求而引起失效的可能性。

圆螺纹啮合后， 螺纹两侧的接触应力大小在螺纹啮合全长上呈“马鞍型” 分布， 即前后端螺纹接触应力高， 中间螺纹接触应力低[8]， 该套管螺纹断裂失效位置正好处于接触应力最大的部位， 如图9 所示。 从图9 可知， 接触应力不当是引起套管断裂失效的主要原因， 应该为上扣作业控制不当引起的。 在上扣作业过程中， 错扣、 夹持位置不当、 扭矩控制不当等都会使得套管螺纹的接触应力变大， 当管材屈服强度低于接触应力时， 造成螺纹接触面摩擦力加大， 致使在螺纹表面出现粘着磨损现象， 最终引起粘扣。 在粘着磨损过程中， 螺纹产生大量微裂纹， 在螺纹旋合全长齿面接触应力最大的部位， 微裂纹首先扩展成为宏观裂纹， 从而导致套管在该处发生脆性断裂。

图9 螺纹啮合后全长上的齿面接触应力变化情况

4 结论及建议

（1） 套管断裂的主要原因为现场上扣作业控制不当， 导致管材屈服强度低于接触应力， 造成螺纹接触面摩擦力加大出现粘着磨损， 在粘着磨损过程中， 螺纹管体产生大量微裂纹， 在螺纹旋合全长齿面接触应力最大的部位， 微裂纹首先扩展成为宏观裂纹， 最终导致套管断裂。

（2） 在现场上扣作业中引入自动对扣机，能提高上扣操作的对中率， 减少错扣、 粘扣的发生。

（3） 在现场上卸扣作业中采用自动装置控制扭矩值， 实现超限操作立即停止。

（4） 对油套管产品加强抽检， 特别是上卸扣等实物性能评价试验， 确保油套管产品的质量。