2 韓 勇 馬 磊 艾 勇

(1. 中國石油塔里木油田分公司, 庫爾勒 841000； 2. 中國石油大學 機電工程學院, 北京 102249； 3. 西安摩爾石油工程實驗室, 西安 710065)

某井采用扭矩儀下套管，現(xiàn)場端接頭上扣使用的螺紋脂型號為TOP-1704，摩擦因數(shù)為1.08，上扣控制的最佳扭矩為16 000 N·m，上扣扭矩曲線正常。套管工廠端接頭上扣采用的螺紋脂型號為BESTOLIFE-2000，摩擦因數(shù)為0.9，最佳控制扭矩為12 000 N·m。該井三開鉆進至7 764 m處完鉆后出現(xiàn)了φ177.8 mm偏梯形螺紋接頭套管脫扣現(xiàn)象。為查明套管脫扣的原因，筆者對施工情況進行了梳理，并對失效套管進行了檢驗和分析。

1 施工概況

圖1 井眼軌跡Fig.1 Well trajectory

該井在下尾管之前的通井過程中多次在造斜井段遇阻，井眼軌跡見圖1，具體施工情況為：2017年12月31日開始下長度為177.80 mm的尾管，下套管期間灌漿量、返出量與下入套管體積相符。下尾管至井深7 424.6 m(井斜75°)開始遇阻，下入過程共遇阻11次，遇阻期間懸重最小變化量為229 kN，最大變化量為1 804 kN。2018年1月3日正常下尾管至井深7 764 m。下完套管循環(huán)期間發(fā)生漏失，密度為1.26 g·cm-3的鉆井液累計循環(huán)漏失78.5 m3。固井注密度為1.90 g·cm-3的水泥漿20 m3后出口失返，固井注水泥期間累計漏失固井流體135 m3，替漿到量未碰壓。固井期間最大泵壓為28 MPa，排量為0.8～1.2 m3·min-1，共注入水泥漿等液體104 m3，替漿53.5 m3，固井注水泥期間未發(fā)現(xiàn)套管脫扣的異常情況。2018年1月10日采用152.40 mm HJ517G三牙輪鉆塞至7 423.40 m，扭矩從4.1 kN·m增加至17.8 kN·m，上提鉆具懸質(zhì)量218 t。改變參數(shù)后鉆塞無明顯進尺，循環(huán)起鉆，隨后井下返出套管外螺紋殘片(圖2)，可見套管接頭工廠上扣端脫扣。

圖2 套管殘片宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of casing fragments

2 理化檢驗

該批套管理化檢驗分析結(jié)果表明：套管的化學成分符合用戶要求；套管的屈服強度為809 MPa，抗拉強度為927 MPa，斷后伸長率為25%，硬度為25.7～28.3 HRC，-10 ℃沖擊吸收能量為153 J,其力學性能符合用戶要求；套管晶粒度為8.0級，顯微組織為回火索氏體。該批套管到貨商檢時未發(fā)現(xiàn)質(zhì)量問題。

3 套管脫扣失效分析

3.1 套管失效位置

依據(jù)鉆塞遇阻之后井下返出的套管外螺紋殘片判斷，套管工廠上扣端接頭脫扣。鉆塞鉆頭首次遇阻位置井深為7 423.40 m，這說明鉆頭在該井深位置與工廠端發(fā)生脫扣的外螺紋接頭發(fā)生異常摩擦干涉，但由于測井遇阻，沒有檢測到套管損壞位置。通過對套管失效位置的鉆塞深度、下套管深度和測井深度的分析，認為36號接箍工廠上扣端脫扣。

3.2 套管脫扣時間

該井2018年1月3日下尾管作業(yè)正常，說明在下套管過程中套管沒有脫扣。

1月3日晚固井作業(yè)完成，固井注水泥期間未發(fā)現(xiàn)套管脫扣的異常情況。

1月10日該井鉆水泥塞在井深7 423.40 m位置鉆到套管接頭工廠端脫扣的外螺紋接頭遇阻。這說明在固井注水泥后、鉆水泥塞之前的水泥凝固期間套管發(fā)生脫扣。

3.3 套管脫扣原因分析

3.3.1 鉆塞鉆頭對套管脫扣的影響

鉆塞鉆頭尺寸偏大容易磨損套管。該井鉆水泥塞采用φ152.40 mm的牙輪鉆頭，110 BC套管內(nèi)徑為157.08 mm，通徑為153.90 mm，鉆頭外徑比套管內(nèi)徑小4.68 mm，比套管通徑小1.50 mm。因此，可以排除由于鉆頭外徑偏大將套管磨損導致脫扣的可能性，即套管脫扣與鉆塞鉆頭尺寸無關(guān)。另外，套管在鉆塞之前已經(jīng)脫扣，因此鉆塞鉆具組合及工藝參數(shù)對套管脫扣的影響可以不予考慮。

3.3.2 套管受力分析

(1) 套管自重

套管脫扣位置鉆塞井深為7 423.40 m，落魚長度為340.60 m，按照直井計算落魚質(zhì)量僅為144.1 kN，加上遇阻增加的最大附加載荷1 804 kN，套管承受的最大拉伸載荷僅為套管抗拉強度的47.2 %。實際套管脫扣位置至套管鞋位置位于造斜井段，加之套管鞋以下的口袋深度為0，套管所受的拉伸載荷更小，套管不可能因拉伸過載脫扣。研究表明[1]，規(guī)格為φ177.8 mm×8.05 mm 的L80 BC套管按照API(美國石油學會)公差上限(上扣至△頂點位置)、公差下限(上扣至距△底邊位置5.08 mm)和手緊(接箍端面距△底邊12.7 mm)上扣后拉伸載荷分別達到了API標準值的1.28，1.27和1.27倍。這進一步說明套管過載拉伸脫扣的可能性不存在，套管脫扣可能是在出現(xiàn)倒扣之后才發(fā)生的。

(2) 水泥凝固過程對套管受力的影響

導致套管脫扣的載荷也與固井過程中的溫度載荷有關(guān)。水泥環(huán)凝固過程中溫度變化過程可分為3個階段：第一階段為注水泥結(jié)束后，地層向井眼環(huán)空放熱(吸熱)，此時深部地層主要是井眼從地層中吸熱升溫，淺部地層與之相反，同時地層與套管之間也會發(fā)生熱交換；第二階段為水泥自發(fā)水化凝固放熱升溫，水泥凝固時的放熱現(xiàn)象使得水泥環(huán)及套管內(nèi)流體與附近井壁巖石溫度升高，套管也會升溫伸長從而承受壓縮載荷；第三階段為溫度遞減階段，這一階段水泥雖然存在水化放熱，但放出的熱量不能與周圍物體吸收的熱量維持平衡，溫度逐漸接近地層溫度[2]，套管也隨之降溫縮短而承受拉伸載荷。

(3) 井眼口袋深度對套管受力的影響

若套管下井之后浮鞋距井底的口袋深度過小，下部套管容易承受壓縮和彎曲載荷。該井實際口袋長度為0，遠小于設(shè)計的口袋長度(2.0 m)，這不但阻礙了套管柱受熱伸長，增加其承受的壓縮和彎曲載荷，而且導致套管柱中性點上移，使套管接頭具備了倒扣和脫扣的條件。

(4) 井眼軌跡對套管受力的影響

在造斜井段，套管在下井過程中和下入后容易受到異常載荷。該井造斜點井深6 775 m，在井深6 905.06～7 075.03 m的造斜井段，全角變化率為6.556～7.353°·(30 m)-1，超過了不大于6°·(30 m)-1的設(shè)計要求。套管脫扣位置鉆塞井深為7 423.40 m，位于造斜井段，在套管下井過程、注水泥過程和水泥凝固過程中，套管失效位置必然受到異常載荷的影響。

3.3.3 上扣扭矩對套管脫扣的影響

套管脫扣一般發(fā)生在套管柱最薄弱的接頭位置。在一定扭矩范圍內(nèi)，套管接頭上扣扭矩與卸扣扭矩成正比。上扣扭矩越大，卸扣扭矩越大；上扣扭矩越小，卸扣扭矩越小。螺紋脂摩擦因數(shù)越大，所需卸扣扭矩越大；反之，螺紋脂摩擦因數(shù)越小，所需卸扣扭矩越小。同一根套管接箍兩端的接頭受力情況差別很小，其中上扣扭矩偏小的接頭容易發(fā)生倒扣和脫扣。

當套管在井下受到異常扭轉(zhuǎn)載荷卸扣時，由于套管接頭工廠端上扣扭矩(12 000 N·m)僅為現(xiàn)場端上扣扭矩(16 000 N·m)的75%，螺紋脂摩擦因數(shù)(0.9)僅有現(xiàn)場端上扣所用螺紋脂摩擦因數(shù)(1.08)的83%，所以對于同一個接箍兩端的接頭，工廠上扣端接頭更容易卸扣，而套管接頭卸扣到一定程度之后就會發(fā)生脫扣。

3.3.4 導致套管接頭松動的載荷來源

(1) 井眼全角變化率大導致套管柱承受異常卸扣扭矩

井斜越大，井眼全角變化率越大，套管柱與井壁之間摩擦干涉的可能性越大。全角變化率增加時，套管與井壁接觸力增大，會限制套管的下入及軸向載荷沿套管的傳遞，導致套管柱承受異常扭矩，在極端情況下甚至導致卸扣，例如在全角變化率較大的井眼起下鉆過程中，經(jīng)常出現(xiàn)鉆柱自行轉(zhuǎn)動的現(xiàn)象[3]。該井在下套管和之前的通井過程中多次在造斜井段遇阻且全角變化率過高，增大了套管柱承受異常卸扣扭轉(zhuǎn)載荷的可能性。

(2) 下套管遇阻使套管柱承受異常卸扣扭矩

該井在下套管遇阻期間最大懸重變化值達1 804 kN，遇阻位置均在套管脫扣位置之下，每次遇阻懸質(zhì)量變化使得套管柱承受了交變載荷，即異常拉伸、壓縮和扭轉(zhuǎn)載荷[4-5]。

(3) 固井注水泥過程中管柱振動導致接頭松動

管柱螺紋接頭在振動載荷作用下容易發(fā)生松動[6-7]。該井在固井過程中泵壓為0～28 MPa，排量為0.8～1.2 m3·min-1，共注入水泥漿等液體104 m3，替漿53.5 m3，難以避免會產(chǎn)生振動載荷而導致管柱接頭從薄弱環(huán)節(jié)發(fā)生松動。

4 結(jié)論及建議

(1) 在固井水泥凝固期間該套管接箍工廠上扣端接頭脫扣；造斜井段全角變化率過大、井眼不規(guī)則、套管引鞋下面沒有預留口袋導致套管承受異常載荷是其發(fā)生脫扣的原因。

(2) 建議嚴格控制工廠上扣環(huán)節(jié)，工廠端上扣扭矩應(yīng)稍大于現(xiàn)場端上扣扭矩，上扣位置一般略超過△底邊位置；保證井眼質(zhì)量，防止下套管遇阻。