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Ф139.7mm×9.17mmN80LC套管螺纹黏结原因分析

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62 技术交流①139.7mmx9.17mm N80LC套管螺纹黏结原因分析冯杰，马春莉，闫泓(渤海石油装备新世纪机械制造有限公司，天津300280)摘要：为找出下套管时¢139.7m m x9.17mm N80LC套管接头发生螺纹黏结的原因，分析该套管的化学成分、力学性能、金相组织，检测3对全新套管的螺纹参数，并进行上卸扣试验，最后分析螺纹黏结形貌。

试验结果表明：该套管的材料理化性能及螺纹参数符合API Spec5CT—2011>API Spec5B—2008及Q/SY1572.1—2013标准要求；现场螺纹清洗不当及作业不规范是套管螺纹发生黏结的根本原因。

关键词：套管；N80；螺纹黏结；失效中图分类号：TG113;TE93P.2文献标志码：B文章编号：1001-2311(2019)01-0062-04Analysis of Causes for Thread Gulling Failureof¢139.7mmx9.17mm N80LC CasingFENG Jie,MA Chunli,YAN Hong(Bohai Petroleum Equipment Xinshiji Machinery Building Co.,Ltd.,Tianjin300280,China)Abstract:In order to find out the causes for the thread gulling failure of the¢139.7mmx9.17mm N80LC casing connection as occurred during the casing in hole operation,relevant analysis are conducted involving chemical composition,mechanical properties,and metallographic structure of the failed casing.And the thread parameters of three completely-new casings as coupled are checked,and screw-down test is also made.Finally the thread gulling morphology is analyzed.The test results show that the material physiochemical properties and thread parameters of the casing are up to API Spec5CT—2011,API Spec5B—2008and Q/SY1572」一2013.It is identified that the root causes for the thread gulling failure are improper thread cleaning and irregular operation as conducted at site.Key words:oil casing;N80;thread gulling;failure1事故情况我国西北某井在进行下套管作业过程中，¢139.7mmx9.17mm N80LC套管接头发生螺纹黏结。

下套采用液压钳扭矩控制上紧。

为了找出¢139.7mmx9.17mm N80LC套管螺纹黏结的原因，遂在现场共截取螺纹黏结套管样件4件，其中内、外黏结螺纹各2件；同时还截取准备下井的全新套管外螺纹端及接箍端各3件，外螺纹端编号分别为Nl-a、N2-a、N3-a,接箍端编号分别为Nl-b、N2-b、N3-b o¢139.7mmx9.17mm N80LC 套管螺纹黏结宏观形貌如图1所示。

冯杰(1983-),男，工程师，从事油井管加工制造及驻厂监造、检测工作。

2材质分析2.1化学成分按照API Spec5CT—2011(套管和油管规范》在螺纹黏结管体及接箍上截取试样，用ARL4460直读光谱仪及LECO CS-844型红外碳硫分析仪进行化学成分分析检测，管体及接箍螺纹黏结试样化学成分检测结果见表1。

检测结果表明，套管管体及接箍化学成分满足中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY1572.1—2013(油井管技术条件第1部分：无缝套管》及API Spec5CT—2011要求〔宀。

2.2力学性能按照API Spec5CT—2011标准在管体截取25.4 mmx50mm板状纵向拉伸试样，在接箍上截取¢6.25mmx25mm纵向拉伸试样，在室温条件下进STEEL PIPE Feb.2019,Vol.48,No.1钢管2019年2月第48卷第1期技术交流63(a) 1 号(d) 4 号（b ） 2号 （c ） 3 号图1套管螺纹黏结宏观形貌表1管体及接箍螺纹黏结试样化学成分（质量分数）检测结果 %编号C Si Mn P S CrNi 1号（管体）0.220.251.250.0130.005 20.0280.0432号（管体）0.230.241.210.0110.006 30.0320.0363号（接箍）0.240.23 1.260.0150.006 80.0300.0634号（接箍）0.250.251」50.0100.005 60.0140.033Q/SY 1572.1---W 0.020W 0.020--API Spec 5CT--W 0.030W 0.030--行拉伸试验；在管体和接箍上分别截取5 mmxlO mmx55 mm 夏比V 型缺口横向冲击试样并在0七 进行冲击试验6■⑷。

管体和接箍纵向拉伸试样试验以及0七夏比V 型缺口横向冲击试样试验结果见表2。

试验结果表明，管体及接箍的拉伸及冲击性 能符合 API Spec 5CT —2011 及 Q/SY 1572.1—2013 要求。

表2管体和接箍纵向拉伸试样试验以及0 夏比V 型缺口横向冲击试样试验结果编号屈服强度/MPa抗拉强度/MPa 伸长率A/%冲击功/J62574525471号（管体）6297402746615740274664576526382号（管体）6147612438630759263863476527463号（接箍）6457542548639754245157576026474号（接箍）58576925496347652650Q/SY 1572.1、API Spec 5CT 552-758^689M13管体M14, 接箍2=20°注：①是API Spec 5CT 标准要求值.都取横向全尺寸试样。

2.3金相分析按照API Spec 5CT —2011标准要求在管体截取金相试样，依据GBfT 13298—2015（金属显微组织检验方法》、GB/T 10561—2005《钢中非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》及GB/T6394—2002（金属平均晶粒度测定方法》进行显微组 织分析.检测结果符合标准要求且并未发现其他不正常的组织。

1~4号试样的非金属夹杂物等级，除A 类（薄）、B 类（薄）、D 类（薄）为0.5外，其余都为0；晶粒度为10级。

试样材料金相显微组织如图2所示。

3螺纹参数检测按照API Spec 5B —2008（套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范》对现场截取的3对 全新套管进行螺纹参数检测，检测设备为工作量规、单项仪及游标卡尺。

套管外螺纹端及接箍端螺 纹参数检测结果见表3~4。

试验结果表明，套管螺纹各项参数满足APISpec 5B —2OO8、API Spec 5CT —2011 及 Q/SY1572.1—2013 要求。

4上卸扣试验按照API RP 5C5—2017（套管和油管接头试验程序推荐做法》对现场截取的3对全新套管进行上冯 杰等：¢139.7 mmx9.17 mm N80 LC 套管螺纹黏结原因分析钢 管2019年2月 第48卷第1期64技术交济(a) 1号试样(S 回)(b) 2号试样(SG (c) 3号试样(S 何+少量S 上)(d) 2号试样(S 冋+少量S 上)图2试样材料金相显微组织表3套管外螺纹端螺纹参数检测结果项目紧密距/mm 锥度/(mm-m-1)螺距偏差/mm牙型高度偏差/mm 螺纹长度LJmm 外径D/mm外观Nl-a+0.2463.0-0.012088.42140.44合格N2-a +0.5664.0-0.012089.26140.32合格Q/SY 1572.1-0.462±3.1862.0-65.0-0.052 0-0.051 0-0.025~0.05188.9±3.18♦1.397139 7'_o .698 5无缺陷API Spec 5B 、API Spec 5CT-0.462±3.1859.9-67.7±0.076 2-0.102-0.05188.9±3♦1.3971 39 72:7.-698 5无缺陷表4套管接箍端螺纹参数检测结果项目紧密距/mm锥螺距偏差/mm 牙型高度偏差/mm厶4/mmD/mm 外观N2-b 10.2664.0-0.0250153.20142.18合格N3-b 10.1264.00153.14142.36合格Q/SY 1572.19.367±3.1861.0-64.0-0.052 0-0.051 0-0.025~0.051153.67±1.540.79142.0&无缺陷API Spec 5B 、API Spec 5CT9.367±3」859.9-67.7±0.076 2-0.102-0.051153.67±1.540.79142.080无缺陷卸扣试验，上卸扣试验条件见表5,上卸扣试验数 据及试验结果结果见表6。

所取样管均为全新套管。

试验前对编号1N 及2N 的样管螺纹重新进行清洗及涂抹螺纹脂；编号3N 的样管保持现场人员清洁涂抹的状态。

套管管体和接箍起始黏结螺纹如图3所示。

外螺纹黏结部位为第2~5个螺纹、第17-20个螺纹；内螺纹起始螺纹黏结(图3)。

表5上卸扣试验条件编号上扣上扣扭矩/上扣速度/螺纹脂备注次数(N*m)(r ・min “)要求1N1~35 100W10CATTS101样件内外螺纹1~25 100W10提刖进行清洁2N均匀涂抹并干燥后，进35 800W10行试验3N 16 450W10现场涂抹未进行清洗， 直接试验5螺纹黏结形貌分析对螺纹黏结管体外螺纹与接箍内螺纹形貌进行表6上卸扣试验数据及试验结果编号上扣次数上扣扭矩/(N ・m)卸扣扭矩/(N-m)试验结果15 1026 234螺纹未黏结1N25 1165 781螺纹未黏结35 0695 741螺纹未黏结15 2935 666螺纹未黏结2N25 1166 061螺纹未黏结35 7876 546螺纹未黏结3N 16 4567 933外螺纹黏结部位第2~5、 第17~20个螺纹；内螺纹 起始螺纹黏结分析，可以看到失效套管外螺纹从第1~22个螺纹 均有严重损伤，螺纹牙型均不完整，甚至出现沟壑，而第23-25个螺纹牙型较为完整，没有明显 的变形。

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油田套管事故分析B[1]..

油田套管事故分析B[1]..


案例15：92年4月27日，中原油田钻井三公司在吐 哈米3井下比利时Φ244.5（9－5/8"）×10.03mm N80LTC套管时，下到116根时发生脱扣。分析结 论认为，导致套管失效的直接原因是外螺纹损伤。 另外，井队未配备扭矩仪，上扣扭矩偏大。
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图9 5-1/2"J55套管撞击到 平台造成滑脱
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案例18：西南石油管理局川孝370－2井在2000年7 月15日，下Φ139.7×7.72mm N80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。
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案例13：新疆石油管理局在呼20089井下日本 Φ339.7mm×12.19mmP110偏梯形螺纹套管。由于 井口连接装置为圆螺纹连接，故油田管子工具公 司用同规格同钢级套管加工了一支双公短节作为 联顶节使用。固井中联顶节上端接箍与套管外螺 纹连接处脱扣，造成落井事故。分析结论认为， 由于选用了连接强度低的短圆螺纹接头，将N80 接箍与P110管体外螺纹相连接，其螺纹连接配合 不到位，最终使套管接头连接强度低于正常固井 时套管所承受的载荷而发生事故。
图11 13－3/8"接箍在下井 前被撞扁
图12 5-1/2" N80套管外 螺纹粘扣形貌
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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”科研项目。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。
SEW J55钢级LC套管螺纹连接质量影响因素探讨

SEW J55钢级LC套管螺纹连接质量影响因素探讨

焊管WELDED PIPE AND TUBE第43卷第8期2020年8月Vol.43 No.8Aug. 2020SEW J55钢级LC 套管螺纹连接质量影响因素探讨田永吉，苏琬，王宝宝（宝鸡钢管西安石油专用管公司，陕西宝鸡721008）摘 要：为了进一步分析SEW J55 LC 套管螺纹连接质量的影响因素以及套管发生异常脱扣失效的 原因，以椎 139.7 mmx7.72 mm SEW J55 LC 套管为例，从套管使用工况、螺纹加工参数、拧接扭矩 控制等方面进行了试验研究。

结果显示，SEW 套管在弯曲状态拉脱试验、螺纹参数极限匹配下拉脱 试验的拉脱载荷均高于API TR 5C3标准要求。

研究表明，按照内控标准生产加工的SEW 套管满足标准要求，弯曲工况、螺纹加工工艺、存放时间和J 值均不是套管异常脱扣失效的原因。

为提升SEW J55 LC 套管螺纹连接质量，预防套管在油田使用中出现异常反拧退扣，建议将拧接扭矩在推 荐标准基础上增大10%执行。

关键词： SEW ； LC 套管； 螺纹； 拧接扭矩中图分类号：TE931.2 文献标识码：B DOI : 10.19291/ki.1001—3938.2020.08.006Discussion on Influencing Factors of SEW J55LC Casing Thread Connection QualityTIAN Yongji , SU Wan , WANG Baobao(Xi ，an OCTG Company of BSG Group, Baoji 721008, Shaanxi, China )Abstract: In order to further analyze the influencing factors of thread connection quality of SEW J55 LC casing and the causeof abnormal tripping failure of casing, taking 椎139.7 mm X 7.72 mm SEW J55 LC casing as an example, the test research is carried out from the aspects of casing service conditions, thread processing parameters and screw torque control. The resultsshow that the pull -out load of SEW casing in bending state and thread parameter limit matching pull -out test are higher than the requirements of API TR 5C3 standard. The study indicate that the SEW casing produced and processed according to theinternal control standard meets the requirements of the standard, and the bending condition, thread processing technology, storage time and J value are not the causes of casing abnormal tripping failure. In order to improve the quality of SEW J55 LCcasing thread connection and prevent abnormal reverse screwing and thread withdrawal during casing application in oilfield, it is recommended to increase the screw -on torque by 10% on the basis of the recommended standard.Key words: SEW ； LC casing ； thread ； screw on torque在石油钻采行业中，套管是一种大量使用的 管材，对保证石油钻采顺利进行起着关键作用,在使用中套管的主要连接方式为螺纹连接。

不同磷化工艺对套管螺纹粘着性能影响

不同磷化工艺对套管螺纹粘着性能影响

不同磷化工艺对套管螺纹粘着性能的影响螺纹粘着属于粘着磨损，即由于粘着作用，摩擦表面的材料由一个表面转移到另一个表面所引起的磨损。

对于套管来说，是指在上、卸螺纹过程中，管体和接箍的螺纹啮合表面相对运动时发生的粘着磨损。

近年来，我国陆上油田发生了多起因螺纹粘着引起的套管联接螺纹泄漏、落井等事故，造成了巨大的经济损失。

根据金属学及摩擦学理论，粘着磨损特性是一个多因素的系统特性，因此，引起螺纹粘着的原因是多方面的。

其主要影响因素有螺纹参数、材料性能、接箍表面处理、紧螺纹扭矩等［1］。

现文主要通过实物试验的方法，借助电子扫描分析，就接箍表面2种不同的磷化处理对套管螺纹抗粘着性能的影响进行了分析和研究。

1 试样准备为了研究不同磷化工艺对螺纹粘着性能的影响，尽量减少和排除其他因素的干扰，我们将国内某厂家生产的成分、力学性能及螺纹参数相近的同钢级套管和接箍分成2组，对其接箍螺纹表面用2种不同的磷化工艺进行处理(其成分、螺纹参数、力学性能分别如表1～3)。

表1 套管管体化学成分分析结果质量%D×Bφ139.7×7.72表2 螺纹参数测量数据注：内螺纹表面经磷化处理。

表3 拉伸性能试验结果第1种采用锌系磷化，其磷化工艺为：碱洗：浓度10.5pt*，温度80℃，时间12min；活化：浓度1.2g/L**，室温，时间12min；磷化：浓度28.5pt,温度80℃，时间12min。

第2种采用锌-锰系磷化，其磷化工艺为：碱洗：浓度60pt，温度60℃，时间12min；活化：浓度0.5%***，室温，时间12min；磷化：浓度32.8pt，温度70℃，时间12min。

2 上卸螺纹试验第1种工艺试验套管共进行2次上卸螺纹。

第1次按照位置紧螺纹，外螺纹恰好无外露螺纹牙，中J*＝14.85mm，扭矩3600N.m，结果无螺纹粘着；第2次按照扭矩紧螺纹，设定扭矩6100N.m，为最大推荐扭矩的1.5倍，实际紧螺纹扭矩6400N.m，卸螺纹后发现螺纹粘着。

改善粘扣现象提高石油套管现场使用质量

改善粘扣现象提高石油套管现场使用质量


引言
粘扣是油套管在生产和使用过程中常见的失效 形式之一。其表现轻者则损伤螺纹表面， 影响产品的 反复上卸扣能力和上扣扭矩， 严重时会降低油套管 的密封性及连接强度， 使之在螺纹连接处发生泄漏 或脱扣掉井事故。
影响油套管粘扣的因素是多方面的。有研究表 明， 油管的材料性能、接箍镀层形式和上扣扭矩对粘 扣影响很大， 而螺纹参数是否符合 ＡＰＩ 标准与粘扣 现象没有必然联系。还有研究认为， 上卸扣操作（如 上 扣 速 度 、夹 持 力 等）对 油 套 管 粘 扣 性 能 也 会 带 来 一 定的影响。
入口处轻微擦伤， 无粘扣
第四组 （ 国产干型螺纹脂）
上扣 卸扣
手紧余 ５．０３ 扣， 上至平扣， 最大扭矩 ６ ６６７Ｎｍ（ ７ ００４ ｆｔ－ ｌｂ） 扭矩超过 ＡＰＩ 标准 ８５％
最大扭矩 ７４３Ｎｍ（ ７ ００４ ｆｔ－ ｌｂ）
外 螺 纹 １５～２２ 扣 严 重 粘 扣 ， 内 螺纹 １～２ 扣轻微擦伤
第六组： ①在内螺纹表面不均匀涂抹少量国产 螺纹脂 １５ｇ， 并将涂抹后的整体接箍在－ １７℃冷冻； ②上至平扣； ③在 Ｏ～５０ｔ 的拉力下循环加载 １０ 次； ④保持 ５０ｔ 拉力， 加内压 ２０．６９ＭＰａ，并保压 ５ｍｉｎ， 共 循环 ５ 次； ⑤卸扣观察粘扣情况。
第七组： ①在内螺纹端部不均匀涂抹低温 （－ １７℃）防锈油； ②上至平扣； ③卸扣观察粘扣情况。
试验结果及分析
１ 螺纹脂影响的试验 表 ｌ 和图 １ 列出了第一至第七组试件有关螺纹
脂影响的试验结果。可以看出： （ １） 当 上 扣 扭 矩 超 过 ＡＰＪ ＲＰ ５Ｃ１ 要 求 扭 矩 范
围后， 使用美国 ２０００ 型螺纹脂的试验套管在上卸扣 过程中紧扣圈数多， 但上扣扭矩却不及使用国产螺 纹脂的扭矩高， 且粘扣倾向最小。说明螺纹脂的质量 对粘扣倾向影响很大。美国 ２０００ 型螺纹脂含铜粉量 较高， 摩擦系数小， 可减小上扣扭矩。