史雪枝

中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院（四川德陽618000）

油套管接頭強(qiáng)度設(shè)計(jì)和性能評價(jià)

史雪枝

中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院（四川德陽618000）

針對接頭失效的問題，通過油套管柱接頭密封失效機(jī)理分析，以及國內(nèi)傳統(tǒng)油套管柱接頭設(shè)計(jì)方法與國外的對比分析，認(rèn)為：傳統(tǒng)油套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)中，在強(qiáng)度計(jì)算方面更多的考慮管體的強(qiáng)度和普通API扣的強(qiáng)度，在強(qiáng)度設(shè)計(jì)上對接頭的性能重視不夠，在安全系數(shù)設(shè)置上沒有考慮接頭軸向壓這個(gè)系數(shù)。進(jìn)一步分析了典型超深高溫高壓井管柱受力，闡述了加強(qiáng)接頭強(qiáng)度設(shè)計(jì)和評價(jià)的必要性。并結(jié)合受力分析的結(jié)果和龍崗氣田模擬工況下接頭性能評價(jià)的實(shí)驗(yàn)方案，認(rèn)為交變載荷螺紋性能實(shí)驗(yàn)在軸向壓應(yīng)力加載上偏低，建議加強(qiáng)油套管柱的受力分析研究來指導(dǎo)加載方案設(shè)計(jì)。

油套管；強(qiáng)度設(shè)計(jì)；特殊扣；軸向壓縮應(yīng)力

隨著世界范圍油氣勘探的不斷推進(jìn)，深層、超深層逐漸成為油氣資源發(fā)展的重要新領(lǐng)域，而且不斷有新發(fā)現(xiàn)。然而由于深井超深井井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，井下工況存在較多的不確定性，油套管柱脫扣、螺紋密封失效、磨損、擠毀和腐蝕等事故時(shí)有發(fā)生［1-2］。重點(diǎn)針對接頭失效的問題，從接頭密封失效機(jī)理、油套管柱接頭設(shè)計(jì)方法、接頭性能實(shí)驗(yàn)評價(jià)等闡述加強(qiáng)接頭強(qiáng)度設(shè)計(jì)和評價(jià)的必要性。

1　油套管柱接頭密封失效機(jī)理

接頭密封失效是深井超深井油套管柱損壞的主要形式之一。對API螺紋（圓螺紋、偏梯形螺紋）及特殊螺紋的密封機(jī)理和密封性實(shí)物試驗(yàn)研究表明，API螺紋均為錐度螺紋，設(shè)計(jì)錐度主要為l/l6（直徑方向），其密封性主要依靠配合螺紋過盈嚙合產(chǎn)生的接觸壓力來獲得，屬錐度螺紋密封［3］。由于結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的原因，API螺紋嚙合螺紋間存在一定間隙，這些間隙成為潛在的泄漏通道。所以API螺紋的密封性容易受到多種因素的影響，如螺紋脂的干燥程度、加工公差、上扣控制、復(fù)合載荷等。

其中對于復(fù)合載荷的影響，有限元計(jì)算分析表明，套管在不同軸向載荷作用下，螺牙面上的最大接觸壓力隨著軸向拉伸載荷的增大而增大，且呈現(xiàn)出線性關(guān)系。API圓螺紋套管接頭最大接觸壓力出現(xiàn)在公扣的根部，并且前4扣的壓力和各種應(yīng)力較大，最有可能發(fā)生黏扣和屈服破壞。隨著軸向壓力的增加，套管螺紋的接觸壓力隨之減小，當(dāng)達(dá)一定值時(shí)套管螺紋的密封就會(huì)失效。

2　傳統(tǒng)油套管柱接頭設(shè)計(jì)方法及存在的問題

2.1強(qiáng)度計(jì)算方法

國內(nèi)傳統(tǒng)的油套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)，例如行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5724-2008《套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計(jì)》［4］，給出了詳細(xì)的管體抗擠強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度、抗內(nèi)壓強(qiáng)度、三軸應(yīng)力強(qiáng)度的計(jì)算公式，對于接頭主要給出了接箍泄漏強(qiáng)度、接箍開裂強(qiáng)度計(jì)算公式，但主要針對API螺紋。

2.2強(qiáng)度設(shè)計(jì)及安全系數(shù)

SY/T 5724-2008標(biāo)準(zhǔn)在設(shè)計(jì)安全系數(shù)取值時(shí)主要為抗擠、抗內(nèi)壓、抗拉3個(gè)值，抗擠1.00～1.125，抗內(nèi)壓1.05～1.15，抗拉1.60～2.00。

國外油套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)非常重視接頭設(shè)計(jì)，在強(qiáng)度計(jì)算上，挪威D-010-R4提出［5］，油氣井管柱的設(shè)計(jì)邊界條件應(yīng)為API計(jì)算的強(qiáng)度值、Von mise屈服準(zhǔn)則計(jì)算的強(qiáng)度值以及接頭的性能這三者交叉形成的包絡(luò)線。

在安全系數(shù)設(shè)置上，國外標(biāo)準(zhǔn)通常給出抗拉、抗內(nèi)壓、抗外擠、三軸、軸向壓等5個(gè)系數(shù)。其中挪威的標(biāo)準(zhǔn)是抗拉、軸向壓、三軸1.25，內(nèi)壓、外擠1.1。國外用得較多的還有斯倫貝謝、殼牌等，其中斯倫貝謝對于苛刻工況要求抗拉1.6、抗內(nèi)壓1.25、抗外擠1.1、軸向壓1.2、三軸1.25。

總之，目前國內(nèi)的標(biāo)準(zhǔn)在強(qiáng)度計(jì)算方面更多的考慮管體的強(qiáng)度和普通API扣的強(qiáng)度，在強(qiáng)度設(shè)計(jì)上對接頭的性能重視不夠，在安全系數(shù)設(shè)置上對接頭軸向壓縮性能考慮不夠。

3　深井超深井油套管柱接頭強(qiáng)度設(shè)計(jì)

借鑒挪威D-010-R4標(biāo)準(zhǔn)的做法，深井超深井套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)時(shí)考慮接頭的強(qiáng)度，接頭的強(qiáng)度與API計(jì)算的管體強(qiáng)度的最大區(qū)別在于抗壓縮性能和抗拉性能。而實(shí)際上目前有的100多種特殊扣在抗內(nèi)壓、抗外擠、抗拉強(qiáng)度上基本能夠達(dá)到管體的100%，但在抗壓縮性能上有很大的區(qū)別，例如NEW VAM扣是本體的30%，VAM TOP扣是本體的70%，VAM 21扣是本體的100%，F(xiàn)OX扣是本體的40%～50%。正是因?yàn)樘厥饪郛a(chǎn)品在抗壓縮性能上的區(qū)別，對油套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)時(shí)有著顯著的影響。結(jié)合一口典型井的受力分析和強(qiáng)度校核來說明。

3.1基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

SN4井為一口超深直井，完鉆井深6 681.88m，采用四級套管：Φ508mm×300m+Φ339.73mm×3698m+ Φ244.47mm×6 300m+Φ177.8mm×6 612m，215.9mm裸眼完井。套管均回接至井口，油層套管鋼級P110，回接段采用了Φ177.8mm的12.65mm、10.36mm、11.51mm3種壁厚的套管，F(xiàn)OX扣。油管在封隔器以上采用的是TP-JC扣的88.9mm×6.45mm油管，封隔器以下為73mm×5.51mmEUE油管。

該井6 676.26m處地層壓力為81MPa，地層溫度191.8℃m。泥漿類型為聚磺，泥漿密度1.3g/cm3。生產(chǎn)時(shí)井口壓力最高58.8MPa，油嘴控制情況下井口溫度接近70℃，合理產(chǎn)量預(yù)計(jì)30×104～40×104m3/d，無阻流量250×104m3/d。產(chǎn)出流體為干氣，其中CO2含量8%，H2S含量22～50mg/m3。目前未見到地層水，鄰井同層地層水礦化度15×104mg/L。采用常規(guī)投產(chǎn)或酸壓改造投產(chǎn)，單層生產(chǎn)。

3.2計(jì)算工況

①井筒準(zhǔn)備；②組下測試管柱，泥漿密度1.3g/cm3；③調(diào)整管柱、座封封隔器、驗(yàn)封；④坐油管掛、裝采氣樹、試壓、開安全閥；⑤替漿、打盲堵、關(guān)閉循環(huán)滑套、擠清水：用比重1.30的鹽水反替井內(nèi)泥漿，至進(jìn)出口液性一致。打盲堵，投球，待球入座后打壓關(guān)閉E型閥（關(guān)閉壓力15MPa），繼續(xù)打壓打掉球座；⑥模擬酸化施工：正擠一個(gè)油管容積的清水，按照SN3井，施工泵壓95MPa，背壓47MPa，排量取4m3/min，施工規(guī)模480m3計(jì)算；⑦開井求產(chǎn)。

3.3油層套管受力分析

按照該井完井測試時(shí)的實(shí)際工況，從循環(huán)、坐封封隔器、酸化、放噴、生產(chǎn)等5個(gè)工況對油層套管進(jìn)行了受力分析，如圖1～圖4?？梢钥闯隹紤]了接頭性能情況下，回接段第1、2段以及懸掛段油層套管的受力均在包絡(luò)線范圍內(nèi)，因此是安全的。但回接套管底部在放噴和生產(chǎn)兩種工況下接近接頭抗壓縮性能的邊界條件，分析認(rèn)為是因?yàn)殚_井生產(chǎn)時(shí)井筒溫度升高，套管為軸向伸長，由于井口等邊界的限制，軸向伸長轉(zhuǎn)化為軸向壓縮力，最大的軸向壓縮載荷達(dá)到1 363.8kN。如果不考慮接頭性能，完井測試過程中套管在軸向上抗拉和抗壓的安全系數(shù)是很高的，因此現(xiàn)場技術(shù)人員傳統(tǒng)上更多的是關(guān)心套管的抗內(nèi)壓和抗外擠性能。一旦考慮接頭性能，選擇不同的螺紋對強(qiáng)度校核有顯著影響，本例中選擇的是FOX扣，接頭抗壓縮性為本體的40%～50%，校核的結(jié)果是回接套管底部（回接段第3段），在放噴和生產(chǎn)兩種工況下接近接頭抗壓縮性能的邊界條件。如果優(yōu)選更高的VOM TOP，甚至VOM 21扣，校核的結(jié)果就是安全的。

4　深井超深井油套管柱接頭性能評價(jià)

越來越多的學(xué)者開始重視交變載荷下螺紋性能，開展了大量的室內(nèi)評價(jià)，如郭建華等［6］按照龍崗氣田實(shí)際使用油管材質(zhì)及扣型，選擇88.90 mm× 6.45 mm SM 2550-125 VAM TOP扣油管和73.02 mm× 5.51 mm BG 2830-110 BGT1扣油管進(jìn)行上卸扣和模擬龍崗實(shí)際工況條件及95%等效應(yīng)力（VME）的交變載荷氣密封試驗(yàn)，充分考慮拉伸、壓縮、內(nèi)壓和彎曲等不同工況，但加載的軸向壓縮載荷僅為298kN。

圖1　回接段第1段強(qiáng)度校核

圖2　回接段第2段強(qiáng)度校核

圖3　回接段第3段強(qiáng)度校核

例如針對頁巖氣井采用水平井開發(fā)，油層套管在大彎曲狗腿度和長水平段的高摩阻和彎曲應(yīng)力作用下，需要套管有比較高的拉伸/壓縮+彎曲條件下的抗擠和密封性能。筆者認(rèn)為相比水平井彎曲井眼條件下螺紋一側(cè)所受的壓應(yīng)力，高溫高壓氣井由于溫度上升等因素引起的軸向壓應(yīng)力更嚴(yán)重，更應(yīng)該引起重視。

典型井受力分析表明，SN4井開井生產(chǎn)工況下最大的軸向壓縮載荷達(dá)到1 363.8kN，因此筆者認(rèn)為目前的交變載荷螺紋性能實(shí)驗(yàn)中軸向壓應(yīng)力加載偏低，建議加強(qiáng)油套管柱的受力分析研究來指導(dǎo)加載方案設(shè)計(jì)。

5　認(rèn)識和建議

1）API螺紋及特殊螺紋的密封性能受螺紋脂的干燥程度、加工公差、上扣控制、復(fù)合載荷等影響，對于深井超深井復(fù)合載荷來說螺紋密封性能的影響尤為顯著。

2）傳統(tǒng)油套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)中，在強(qiáng)度計(jì)算方面更多的考慮管體的強(qiáng)度和普通API扣的強(qiáng)度，在強(qiáng)度設(shè)計(jì)上對接頭的性能重視不夠，在安全系數(shù)設(shè)置上沒有考慮接頭軸向壓這個(gè)系數(shù)。建議借鑒挪威D-010-R4等標(biāo)準(zhǔn)。

圖4　懸掛段強(qiáng)度校核

3）接頭的強(qiáng)度主要依靠廠家提供的數(shù)據(jù)，沒有確切的理論計(jì)算公式，比較科學(xué)的方法是通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價(jià)。典型的交變載荷螺紋性能實(shí)驗(yàn)表明軸向壓應(yīng)力加載偏低，建議加強(qiáng)油套管柱的受力分析研究來指導(dǎo)加載方案設(shè)計(jì)。

［1］廖華林，管志川，馮光通，等.深井超深井套管損壞機(jī)理與強(qiáng)度設(shè)計(jì)考慮因素［J］.石油鉆采工藝，2009，31（2）：1-6.

［2］萬仁溥.現(xiàn)代完井工程［M］.3版.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［3］高連新，史交齊.油套管特殊螺紋接頭技術(shù)的研究現(xiàn)狀及展望［J］.石油礦場機(jī)械，2008，37（2）：15-19.

［4］石油工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(huì)石油鉆井工程專標(biāo)委.套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計(jì)：SY/T 5724-2008［S］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［5］Well integrity in drilling and well operations：D-010-R4［S］.

［6］郭建華，馬發(fā)明.四川盆地高含硫氣井油管螺紋氣密封性能評價(jià)與應(yīng)用——以龍崗氣田為例［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（1）：128-131.

Aiming at the failure of the joints of tubing and casing string，based on the analysis of the failure mechanism and the compari?son of the design method of the joint in China with abroad，it is held that in the traditional strength design standard for the tubing and casing string in China，more consideration is given to the strength of the tube and the ordinary API buckle，the consideration to the per?formance of the joint is not enough，and When determining the safety factor，the axial pressure of the joint is not considered.In this pa?per，the stress of a typical super deep high temperature and high pressure well tube string is analyzed，and the necessity of strengthening the strength design and performance evaluation of the tubing and casing joint is expounded.Based on the results of tube string stress analysis and the experimental program for the performance evaluation of the joint under the simulated conditions of Longgang gas field，it is held that the axial compressive load in the performance experiment of thread under alternating load is low，and therefore it is sug?gested to strengthen the stress analysis of tubing and casing string to guide the design of loading plan.

tubing and casing；strength design；special buckle；axial compressive stress

史雪枝（1978-），女，博士，高級工程師，主要從事石油工程完井工藝研究工作。

本文編輯：左學(xué)敏2016-04-12