張益銘，韓 軍，張 樂(lè)，余 志

中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院國(guó)家質(zhì)檢中心，陜西西安 710077

隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入和常規(guī)原油產(chǎn)量的遞減，稠油開(kāi)采將成為本世紀(jì)開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)。但由于稠油黏度高，流動(dòng)性能差，甚至在油層條件下不流動(dòng)，因而采用輕質(zhì)油開(kāi)采中所使用的一般開(kāi)采方式很難使稠油油藏得到經(jīng)濟(jì)有效的開(kāi)采。在眾多開(kāi)采稠油的方法中，向稠油井中注入溫度最高達(dá)350 ℃熱蒸氣的熱采方法是最常見(jiàn)的一種。因此，開(kāi)采稠油井時(shí)對(duì)套管螺紋的連接強(qiáng)度、密封性、抗粘扣性、抗腐蝕性等提出了更高的要求。如果使用特殊螺紋套管，盡管可以起到密封作用，但特殊螺紋套管價(jià)格昂貴、互換性差、操作嚴(yán)苛，較難被廣泛使用。新疆某油田紅003 井區(qū)熱采井工況為：井深500 m，注采井口壓力13 MPa，注采井口溫度不超過(guò)340 ℃，使用年限6 年。采用的φ177.8 mm ×9.19 mm 偏梯型螺紋套管，鋼級(jí)為T(mén)P-95H（如圖1 所示），選用了三種螺紋脂：普通API 螺紋脂（CS-3）、TP-2189 和TRT-300 耐高溫螺紋脂，以SY/T 6128 —2012《套管、油管螺紋接頭性能評(píng)價(jià)試驗(yàn)方法》 中熱采井套管評(píng)價(jià)試驗(yàn)為基礎(chǔ)，對(duì)套管接頭的密封性影響因素、材料拉伸性能、螺紋抗粘扣性能進(jìn)行試驗(yàn)研究，并進(jìn)行系統(tǒng)的熱采井模擬對(duì)比實(shí)物評(píng)價(jià)試驗(yàn)，為紅003 井區(qū)熱采井偏梯型螺紋套管接頭優(yōu)選適合的密封螺紋脂。

圖1 177.8 mm ×9.19 mm 套管接頭形貌

1 套管接頭密封性影響因素研究

1.1 幾何尺寸影響

對(duì)TP -95H 套管接頭涂漆進(jìn)行打磨見(jiàn)光后，使用游標(biāo)卡尺和超聲波測(cè)厚儀對(duì)18 根套管接頭進(jìn)行外形尺寸和壁厚測(cè)量，測(cè)量位置如圖2 所示，測(cè)量結(jié)果見(jiàn)表1。

圖2 套管接頭尺寸測(cè)量位置示意

表1 試樣外形尺寸測(cè)量結(jié)果

從表1 測(cè)量結(jié)果可知，試樣所用18 根TP -95H 套管接頭外徑及壁厚均滿足標(biāo)準(zhǔn)API Spec 5CT要求。由于本試樣研究項(xiàng)目針對(duì)熱采井套管接頭的密封性展開(kāi)研究，故所用試樣的外徑不圓度和壁厚不均度均對(duì)密封性有較大影響，所以還需對(duì)試樣個(gè)體的外徑不圓度和壁厚不均度加以分析。依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ISO/TR 10400—2011 中對(duì)不圓度和壁厚不均度的定義，采用式（1）、（2）計(jì)算18 根管道的外徑不圓度和壁厚不均度，結(jié)果如圖3、4 所示。

式中：Dmax、Dmin為同一橫截面上實(shí)測(cè)的最大、最小外徑值，mm；tmax、tmin為同一截面上實(shí)測(cè)的最大、最小壁厚值，mm。

圖3 試樣外徑不圓度測(cè)量結(jié)果

圖4 試樣壁厚不均度測(cè)量結(jié)果

從圖3、圖4 可以看出，10#和12#試樣管的外徑不圓度較大，考慮到本次試驗(yàn)的套管接頭螺紋為偏梯型螺紋，不具備密封設(shè)計(jì)，較大的外徑不圓度會(huì)增加偏梯型螺紋連接的泄漏通道，故將10#和12#試樣管排除。11#管的壁厚不均度較大，達(dá)8.2%以上，由于壁厚不均度主要影響套管接頭的抗擊毀性能，同時(shí)11#管的外徑不圓度較低，故仍可作為試驗(yàn)用管。

1.2 螺紋參數(shù)影響

對(duì)1#～18#管體（除10#、12#外） 外螺紋及接箍?jī)?nèi)螺紋進(jìn)行清洗，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)API Spec5B —2017，使用工作量規(guī)、單項(xiàng)儀和普通長(zhǎng)度量規(guī)，在室溫下對(duì)管體外螺紋及接箍?jī)?nèi)螺紋參數(shù)進(jìn)行測(cè)量，結(jié)果見(jiàn)表2、表3。從表2、表3 可以看出，所測(cè)試樣的各項(xiàng)螺紋參數(shù)均符合標(biāo)準(zhǔn)API Spec5B —2017 要求。

表2 管體外螺紋參數(shù)檢測(cè)結(jié)果

表3 接箍?jī)?nèi)螺紋參數(shù)檢測(cè)結(jié)果

1.3 套管接頭材料拉伸性能測(cè)試

1.3.1 常溫拉伸性能試驗(yàn)結(jié)果

沿10#試樣管體縱向截取一段25.4 mm×50 mm拉伸試樣，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ASTM A370 — 2017，使用UH -F500K1 試驗(yàn)機(jī)在室溫下進(jìn)行拉伸試驗(yàn)；沿10#試樣接箍縱向切取φ6.25 mm×25 mm 的圓棒拉伸試樣，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ASTM A370—2017，室溫下在CMT 5105 試驗(yàn)機(jī)上進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 常溫拉伸性能試驗(yàn)結(jié)果

1.3.2 高溫拉伸性能試驗(yàn)結(jié)果

沿10#試樣管體縱向截取一段25.4 mm×50 mm拉伸試樣，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn) ASTM A370—2017，使用UH-F500K1 試驗(yàn)機(jī)在350 ℃進(jìn)行高溫拉伸，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 高溫拉伸性能試驗(yàn)結(jié)果

1.4 熱采井套管上/卸扣試驗(yàn)研究

依據(jù)1.2 中螺紋參數(shù)測(cè)量結(jié)果，根據(jù)套管螺紋的螺紋錐度和緊密距配對(duì)，組成三種耐高溫密封螺紋脂試驗(yàn)用試樣，見(jiàn)表6。

表6 上/卸扣試驗(yàn)試樣配對(duì)

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6128—2012，使用上/卸扣試驗(yàn)系統(tǒng)，在室溫下對(duì)6 組配對(duì)好的試驗(yàn)進(jìn)行上/卸扣試驗(yàn)，上/卸扣實(shí)驗(yàn)條件為：上扣次數(shù)1 ～3 次，上扣位置為三角形標(biāo)記底邊，上扣速度為5 ～10 r/min，螺紋脂涂抹均勻，結(jié)果見(jiàn)表7 ～9。3Z、1Y、2T、3T 試樣在卸扣后出現(xiàn)輕微粘扣現(xiàn)象，如圖5 所示。

表7 上/卸扣試驗(yàn)結(jié)果 （TRT-300 螺紋脂）

由以上試驗(yàn)結(jié)果可以看出，三種螺紋脂涂抹后進(jìn)行上/卸扣試驗(yàn)，套管短節(jié)均發(fā)生不同程度的粘扣現(xiàn)象。

1.5 三種螺紋脂熱采模擬實(shí)物評(píng)價(jià)試驗(yàn)

對(duì)用普通API 螺紋脂（CS-3）、TP-2189螺紋脂和TRT-300 耐高溫螺紋脂上扣連接好的試樣進(jìn)行熱采模擬實(shí)物評(píng)價(jià)試驗(yàn)。試驗(yàn)?zāi)康模涸u(píng)價(jià)使用三種不同螺紋脂的接頭在紅003 井區(qū)工況下的氣體（N2） 密封性能。

表8 上/卸扣試驗(yàn)結(jié)果 （CS -3 螺紋脂）

表9 上/卸扣試驗(yàn)結(jié)果 （TP -2189 螺紋脂）

圖5 試樣卸扣后形貌

依據(jù)熱采井實(shí)際工況并參照SY/T 6128—2012確定熱采模擬參數(shù)：試驗(yàn)壓力13 MPa，壓力介質(zhì)為N2，溫度340 ℃，使用年限6 年（12 個(gè)周期），高溫下拉伸/壓縮循環(huán)載荷為50%的管體屈服強(qiáng)度，室溫下內(nèi)壓及拉伸/壓縮整體等效應(yīng)力為65%VME（三軸等效復(fù)合應(yīng)力），試驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果如下：

（1） 三組試樣加熱到340 ℃，保溫12 h，然后冷卻。對(duì)保溫冷卻后的試樣在室溫下進(jìn)行保壓試驗(yàn)，試驗(yàn)內(nèi)壓為13 MPa，壓力介質(zhì)為N2，保壓時(shí)間30 min，均無(wú)泄漏發(fā)生，說(shuō)明此時(shí)三種螺紋脂均具有密封性。

（2） 將試樣裝載至全尺寸實(shí)物加載系統(tǒng)，加熱至340 ℃，按圖6 所示施加拉伸和壓縮載荷循環(huán)，拉伸/壓縮載荷為管體在該溫度下50%的屈服強(qiáng)度，即1 484 kN，拉伸/壓縮載荷循環(huán)8 個(gè)周期。所有試樣均未發(fā)生滑脫或斷裂失效。

圖6 熱注采井模擬試驗(yàn) （高溫）

（3） 待試樣冷卻至室溫，按圖7 所示施加內(nèi)壓及拉伸/壓縮復(fù)合載荷循環(huán)，試驗(yàn)內(nèi)壓為13 MPa，壓力介質(zhì)為N2，試樣施加拉伸/壓縮載荷，使其整體等效應(yīng)力為管體的65%VME，拉伸/壓縮載荷循環(huán)4 個(gè)周期，檢驗(yàn)螺紋接頭的氣體密封性能，試驗(yàn)結(jié)果表明所有試樣均發(fā)生泄漏失效，如圖8所示。

圖7 熱注采井模擬試驗(yàn) （室溫）

圖8 試樣漏泄失效形貌

以上結(jié)果表明，在模擬紅003 井區(qū)熱采井工況的條件下，三種螺紋脂均無(wú)法滿足高溫下的密封性。

選取發(fā)生泄漏的3Z、2Y 和3T 試樣，將螺紋連接處沿縱向剖開(kāi)，截取寬80 mm×200 mm 螺紋試樣對(duì)試驗(yàn)后的螺紋脂形貌進(jìn)行觀察分析，螺紋脂形貌見(jiàn)圖9。

圖9 實(shí)物試驗(yàn)后外螺紋螺紋脂形貌

對(duì)熱采井模擬實(shí)物評(píng)價(jià)試驗(yàn)后的三種螺紋脂在內(nèi)、外螺紋上的形貌進(jìn)行觀察表明，普通API 螺紋脂（CS-3）、TP-2189 螺紋脂和TRT-300 耐高溫螺紋脂經(jīng)過(guò)試驗(yàn)后均結(jié)塊破碎或呈粉末狀，無(wú)法有效地堵塞泄漏通道，故無(wú)法到達(dá)試驗(yàn)所要求的密封要求。

2 分析與討論

所有的套管接頭試樣中，除10#和12#外，其余套管接頭的幾何尺寸與各項(xiàng)螺紋參數(shù)均滿足標(biāo)準(zhǔn)API Spec 5CT—2011 與 API Spec 5B—2017 的要求。試樣管拉伸性能試驗(yàn)表明，拉伸強(qiáng)度滿足強(qiáng)度要求。

三種螺紋脂上/卸扣試驗(yàn)結(jié)果表明，套管接頭均發(fā)生不同程度的粘扣現(xiàn)象。依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6128—2012，卸扣后內(nèi)外螺紋若出現(xiàn)粘扣，可進(jìn)行修復(fù)并記錄在案后繼續(xù)使用。而螺紋的抗粘扣性能與很多因素有關(guān)，主要包括使用的螺紋脂類型、螺紋的表面處理方式、上扣的標(biāo)準(zhǔn)化作業(yè)、上扣前的清理、扣型的加工精度等。螺紋脂對(duì)于螺紋抗粘扣性能的影響本文暫不作深入研究。此外，由于偏梯型螺紋自身的特點(diǎn)，在上扣和拉伸載荷作用下，各齒面上的接觸壓力分布嚴(yán)重不均勻以及螺紋配合后泄漏通道面積要大于圓螺紋，導(dǎo)致其密封性能較差。上文中，三組試樣加熱到340 ℃，保溫12 h，冷卻后進(jìn)行的保壓試驗(yàn)均未發(fā)生泄漏。因此，輕微的粘扣現(xiàn)象并不會(huì)對(duì)偏梯型螺紋的密封性能造成嚴(yán)重的影響。

對(duì)熱采井模擬實(shí)物評(píng)價(jià)試驗(yàn)后，三種螺紋脂均無(wú)法滿足高溫下的密封性能要求。觀察三種螺紋脂在內(nèi)、外螺紋上的形貌發(fā)現(xiàn)，普通API 螺紋脂CS-3、TP-2189 螺紋脂和TRT-300 耐高溫螺紋脂經(jīng)過(guò)試驗(yàn)后均結(jié)塊破碎或呈粉末狀。CS-3 是一種普通油基脂螺紋脂，由于API 偏梯型螺紋本身就有泄漏間隙，用普通油基螺紋脂來(lái)堵塞該間隙，高溫下會(huì)流失部分成分，最后呈干涸粉末狀，試驗(yàn)證明確實(shí)無(wú)法堵塞泄漏間隙。而耐高溫螺紋脂的主要組成材料為高分子，且含有部分溶劑及其他小分子成分，隨著溫度的升高，部分溶劑和小分子組成流失，螺紋脂在高溫下可能發(fā)生固化，導(dǎo)致其彈性不足[10]，因而無(wú)法有效地堵塞泄漏通道，故無(wú)法達(dá)到試驗(yàn)所要求的密封性能。

3 結(jié)論

（1） 10#和12#套管接頭試樣的外徑不圓度較大，不再進(jìn)行后續(xù)試驗(yàn)。其余套管接頭試樣的幾何尺寸、各項(xiàng)螺紋參數(shù)及拉伸強(qiáng)度均符合API Spec 5CT—2011、API Spec 5B—2017 標(biāo)準(zhǔn)要求。

（2） 使用 API 螺紋脂 （CS-3）、TP-2189 螺紋脂和TRT-300 耐高溫螺紋脂的套管接頭試樣均發(fā)生不同程度的粘扣現(xiàn)象。

（3） 普通 API 螺紋脂 （CS-3）、TP-2189 螺紋脂和TRT-300 耐高溫螺紋脂在進(jìn)行熱采模擬實(shí)物評(píng)價(jià)試驗(yàn)后均結(jié)塊破碎或呈粉末狀，無(wú)法有效地堵塞泄漏通道，因而無(wú)法達(dá)到試驗(yàn)所要求的密封性能。