文志明 呂拴錄，2 白登相 盛 勇 劉軍嚴(yán)樂法國(guó) 石桂軍 徐永康 李進(jìn)福 喬永波

(1. 塔里木油田 庫爾勒 新疆 841000；2. 中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 102249；3. 中海油服油技新疆基地 新疆 輪臺(tái) 841600)

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·失效分析及預(yù)防·

某井高強(qiáng)度套管斷裂原因分析

文志明1呂拴錄1，2白登相1盛 勇1劉軍嚴(yán)1樂法國(guó)1石桂軍1徐永康1李進(jìn)福1喬永波3

(1. 塔里木油田 庫爾勒 新疆 841000；2. 中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 102249；3. 中海油服油技新疆基地 新疆 輪臺(tái) 841600)

文章對(duì)某井起鉆遇卡原因進(jìn)行了詳細(xì)調(diào)查分析。對(duì)起出的鉆具檢查結(jié)果表明，鉆柱在上提過程中在套管內(nèi)遇卡的原因是鉆頭上部45°斜面被不連續(xù)的套管掛住。通過采用多井徑成像測(cè)井，證明套管管體發(fā)生了斷裂，掛住鉆頭上部45°斜面的正是套管上斷口。通過對(duì)地層結(jié)構(gòu)、井眼尺寸、疲勞載荷、磨損和材料性能等方面對(duì)套管斷裂的影響進(jìn)行了分析，排除了套管過載斷裂的可能性。通過對(duì)套管斷裂形貌進(jìn)行分析，認(rèn)為該井經(jīng)過磨銑之后在起下鉆過程中仍然有阻卡的可能，在后續(xù)鉆井過程中應(yīng)采取一定的預(yù)防措施。

鉆井；卡鉆；鉆頭；套管；斷裂

1 現(xiàn)場(chǎng)情況

某井用149.23 mm ST316TUH鉆頭下鉆至井深3 236.37 m遇阻開始劃眼,隨后起鉆至井深3 083.36m遇卡，接方鉆桿后循環(huán)轉(zhuǎn)動(dòng)均正常。鉆具懸重610 kN，分別上提鉆具710 kN、810 kN和910 kN卡點(diǎn)不變，下放鉆具均正常。

該井177.8 mm×12.65 mm 140特殊螺紋接頭套管下深3 160 m，套管下井和固井施工正常。

經(jīng)過爆炸松扣，起出全部鉆具，發(fā)現(xiàn)149.23 mm ST316TUH鉆頭上部45°斜面在整個(gè)圓周上磨出了臺(tái)肩(圖1)。經(jīng)過測(cè)量，磨損形成的臺(tái)肩徑向?qū)挾葹?1 mm，軸向深度為7 mm。該鉆頭上部45°斜面部位硬度為190 HB～220 HB。對(duì)起出的鉆桿逐根檢查，所有鉆桿接頭沒有異常磨損。

鉆頭磨損特征表明，遇卡原因是鉆具上提時(shí)鉆頭上部45°斜面被硬物擋住，無法通過。經(jīng)過爆炸松扣，原卡點(diǎn)擋住鉆頭的硬質(zhì)物體相對(duì)于鉆頭發(fā)生橫向位移，故上提鉆柱鉆頭通過，解卡。在采用銑錐對(duì)卡點(diǎn)附近井段磨銑過程中，井內(nèi)泥漿返出了大量鐵屑。

圖1 45°斜面磨出臺(tái)肩的鉆頭與新鉆頭形貌對(duì)比

2 鉆具遇卡原因分析

鉆具遇卡位置在套管內(nèi)，套管變形、斷裂和脫扣均會(huì)導(dǎo)致鉆具遇卡。下面分別予以分析。

2.1 套管變形導(dǎo)致鉆具遇卡的可能性[1]

該井三開井段存在蠕變地層，盡管選用了177.8 mm×12.65 mm140厚壁套管,但實(shí)際地層壓力和原設(shè)計(jì)相差過大,是否會(huì)因套管被擠壓變形導(dǎo)致鉆具遇卡呢？這是我們首先必須考慮的問題。

該井鉆具卡點(diǎn)在鉆頭位置，如果套管變形或擠毀，鉆頭外圓柱表面(外徑部分)與套管內(nèi)壁相互摩擦之后應(yīng)當(dāng)嚴(yán)重磨損。可實(shí)際起出的鉆頭外徑?jīng)]有異常磨損，只有鉆頭45°斜面位置嚴(yán)重磨損。這可以排除套管被擠毀導(dǎo)致鉆具遇卡的可能性。

2.2 套管斷裂或脫扣導(dǎo)致鉆具遇卡的可能性[2～8]

上提鉆頭在套管里邊被掛住，唯一的可能是在卡點(diǎn)位置套管不連續(xù)套管不連續(xù)的原因只有斷裂或者脫扣兩種情況。當(dāng)套管斷裂或脫扣時(shí)，上提鉆柱時(shí)鉆頭45°斜臺(tái)肩面才有可能被掛住。所以，套管斷裂或脫扣均有可能導(dǎo)致鉆具遇卡。

第一次起鉆至3 083.36 m遇卡，這是鉆頭底部位置井深。鉆頭遇卡的具體位置在其45°斜面位置，而不在鉆頭底部。鉆頭45°斜面距鉆頭底部的距離為0.12 m，故實(shí)際鉆頭45°斜面遇卡位置井深為3 083.24 m(3 083.36 m-0.12 m)。

按照套管下井記錄，第9根套管接箍位置井深3 075.41 m，下深3 086.31 m(第9根套管現(xiàn)場(chǎng)端外螺紋接頭上扣后與第8根套管接箍端面對(duì)應(yīng)位置)，即第8根套管接箍現(xiàn)場(chǎng)端端面位置井深為3 086.31 m。

套管下井深度和測(cè)井深度基準(zhǔn)不同，在同一接箍位置，兩者表示的井深不同。為了確證鉆具遇卡原因是脫扣還是斷裂所致，采用MIT029多臂井徑成像測(cè)井儀，對(duì)該井進(jìn)行了多臂井徑成像測(cè)井。測(cè)井深度基準(zhǔn)與原CCL測(cè)井深度一致。測(cè)井結(jié)果如下：

(1)在井深3 078.05 m處第9根套管接箍?jī)啥私宇^正常連接(圖2)，圖2中間位置的圓周線是接箍中間10 mm寬的臺(tái)肩，圖中左下方淺色區(qū)域表明接頭工廠端內(nèi)壁磨損后擴(kuò)徑30%，其它區(qū)域輕微磨損。

圖2 在井深3 077.32 m～3 087.32 m井段套管接箍(3 078.05 m)附近內(nèi)壁縱向剖開形貌

(2)在第9根套管接箍3078.05m井深位置之下3.66m處套管管體斷裂錯(cuò)位(圖3)，在3 081.74 m～3 091.14 m井段套管因?yàn)槟p內(nèi)徑擴(kuò)大現(xiàn)象比較嚴(yán)重，圖中右下方深色區(qū)域表明套管已經(jīng)被磨穿。

圖3 在3 081.41 m～3 082.41 m井段套管斷裂(3 081.71 m)及磨損(3081.74 m～3082.41 m)形貌

(3)從不同角度觀察結(jié)果：上半截?cái)嗫诟浇坠苋匀粸閳A筒形狀；下半截?cái)嗫诟浇坠艹^內(nèi)壁磨損部位之外，也基本為圓筒形狀。

2.3 套管斷裂導(dǎo)致鉆柱遇卡

從圖3可知，當(dāng)套管斷裂之后，上下兩個(gè)斷口已經(jīng)錯(cuò)位，不在同一軸線。當(dāng)鉆柱上提鉆頭通過斷口位置時(shí)會(huì)被套管上部斷口掛住(圖4)，導(dǎo)致遇卡。

圖4 鉆頭通過斷口位置時(shí)被套管上斷口掛住示意圖

3 套管斷裂位置井深

鉆井井深和下套管井深與測(cè)井井深存在差異，但是測(cè)井深度可以確定套管失效位置與接箍相對(duì)位置。因此，在確定套管失效位置時(shí)應(yīng)當(dāng)以測(cè)井深度為準(zhǔn)。該井不同作業(yè)方式條件下對(duì)套管斷裂位置測(cè)量結(jié)果見表1。從表1可知，套管斷裂位置測(cè)井井深3 081.71 m，套管斷裂位置在第9根套管接箍位置(井深3 078.05 m)之下3.66 m處。

表1 不同方式測(cè)定的套管斷裂位置井深

4 套管斷裂原因分析

套管斷裂原因一般與使用過載、套管質(zhì)量差、存在原始缺陷和承載能力低等有關(guān)。下面分別予以分析。

4.1 過載斷裂的可能性

套管在下井和固井過程中受力條件比其后服役的受力條件更苛刻。該套管連接強(qiáng)度為646.5 t。套管在下井過程受拉力最大，但井底第8根套管接箍位置承受拉力并不大。該井在固井之后進(jìn)行CCL測(cè)井時(shí)還沒有斷裂，這可以排除套管在下井和固井過程中過載斷裂的可能性。

4.2 蠕變地層導(dǎo)致套管擠毀斷裂的可能性

如果由于地層蠕變導(dǎo)致套管錯(cuò)斷，套管應(yīng)當(dāng)先擠毀，后斷裂。測(cè)井結(jié)果表明，套管斷裂位置附近仍然為圓筒形狀，沒有任何受外壓變形的痕跡。這可以排除蠕變地層導(dǎo)致擠毀的可能性。

4.3 疲勞載荷對(duì)套管斷裂的影響

該井是在177.8 mm套管固井之后發(fā)生斷裂的。在固井期間循環(huán)泥漿時(shí)平均排量為25 L/s(0.025 m3/s),注水泥漿等液體時(shí)平均排量為20 L/s(0.02 m3/s)，泵壓5 MPa，循環(huán)泥漿和注水泥漿時(shí)間長(zhǎng)達(dá)2.75 h。

根據(jù)流量不變?cè)瓌t[9]，在洗井和注水泥期間套管中的流體流速V計(jì)算如下：

V=Q/A

(1)

式(1)中,V為液體在套管中的流速；Q為流量，Q=0.025了m3/s；A為套管內(nèi)孔截面積，A=0.785 4×(0.152 5 m)2=0.018 3 m2

代入式(1)V=1.37 m/s

在洗井和注水泥期間套管中的流體平均流速達(dá)到1.37 m/s，這容易產(chǎn)生震動(dòng)載荷。另外，排量和泵壓波動(dòng)會(huì)使流體對(duì)套管產(chǎn)生一定的震動(dòng)載荷。

在固井之后，鉆井和遇阻劃眼過程中鉆具會(huì)與套管摩擦，使套管受到疲勞載荷。作用在套管上的震動(dòng)載荷有可能導(dǎo)致套管原始裂紋擴(kuò)展。

4.4 磨損對(duì)套管斷裂的影響

API Spec 5CT規(guī)定單根177.8 mm×12.65 mm140套管通徑尺寸為149.32 mm。該井在177.8 mm×12.65 mm140套管中繼續(xù)鉆進(jìn)所用的鉆頭外徑為149.23 mm，僅比套管通徑尺寸小0.09 mm。套管內(nèi)壁與鉆頭之間的單邊間隙僅有1.64 mm[(177.8-2×12.65-149.23)/2]。由于實(shí)際井眼存在狗腿度(全角變化率)，入井的套管柱也會(huì)存在狗腿度。該井177.8 mm×12.65 mm140套管下深3 160 m，當(dāng)采用149.23 mm鉆頭鉆進(jìn)和起下鉆過程中難免會(huì)使套管磨損。在鉆井工程中套管內(nèi)壁劃痕很可能成為高強(qiáng)度套管的疲勞裂紋源。

4.5 套管質(zhì)量問題對(duì)套管斷裂的影響

材料沖擊韌性是抵抗斷裂的重要性能指標(biāo)之一。沖擊韌性越高，材料抵抗疲勞裂紋萌生和擴(kuò)展的能力越強(qiáng)；沖擊韌性越低，材料抵抗疲勞裂紋萌生和擴(kuò)展的能力越差。套管內(nèi)在的微小缺陷是難以避免的，其臨界值與(KIC/σy)2有關(guān)，即套管強(qiáng)度越高，需要匹配的韌性也越高。GB/T 9711.3-2005/ISO 3183-3:1999石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第3部分：C級(jí)鋼管表7規(guī)定，壓力鋼管橫向最低CVN按下式計(jì)算：

CVN(J)=σy(MPa)/10

(2)

因此，140鋼級(jí)(σy=965MPa)，CVN≥97J(圓整為100J)。

為了防止高強(qiáng)度套管發(fā)生斷裂事故，塔里木油田對(duì)套管韌性提出了嚴(yán)格要求。

斷裂的套管在井下，無法檢測(cè)其材料性能。但該批套管廠家供貨標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的沖擊韌性低于塔里木油田要求的沖擊韌性，見表1。

表1 材料沖擊韌性

177.8 mm×12.65 mm140套管為高強(qiáng)度套管，對(duì)材料缺陷特別敏感。如果套管材料沖擊韌性不合格，套管內(nèi)部存在原始缺陷，在使用過程中很容易發(fā)生延遲開裂，或者疲勞斷裂[10～14]。該井套管材料強(qiáng)度和韌性現(xiàn)在已經(jīng)無法查對(duì)，只能依據(jù)套管斷裂形貌推測(cè)套管材料性能對(duì)套管斷裂的影響。有關(guān)套管材料性能對(duì)套管斷裂的影響有待進(jìn)一步研究。

5 套管斷口對(duì)后續(xù)鉆井的影響

斷裂套管位于井下，不能直觀看到，但處理事故必須知道套管斷裂形貌。因此，分析研究套管斷口形貌，可為后續(xù)事故處理提供技術(shù)依據(jù)。

一般兩種不同硬度的鋼構(gòu)件相互干涉摩擦，硬度低的構(gòu)件容易磨損。斷裂套管鋼級(jí)為140 ksi，硬度大約42 HRC(420 HB)。鉆頭上部45°斜面部位硬度僅190 HB～200 HB。套管硬度大約是鉆頭上部45°斜面部位硬度的2倍。由此推斷，雖然起出的鉆頭上部45°斜面部位與套管上斷口接觸干涉后嚴(yán)重磨損，但套管上斷口磨損量可能很小。也即，套管上斷口與鉆頭45°斜面相掛遇卡之后，套管上斷口基本保持原貌。

在處理事故用銑錐磨銑過程中，銑錐下入井內(nèi)，首先要通過斷裂的第7根套管上斷口才能磨銑到下斷口。套管上斷口與套管柱軸線基本保持一致，在磨銑過程中不容易磨損。另外，經(jīng)過爆炸松扣，原卡點(diǎn)擋住鉆頭的套管上斷口與下斷口發(fā)生了相對(duì)橫向位移，故上提鉆柱鉆頭通過。這說明套管斷口是可以沿橫向活動(dòng)，上斷口附近套管內(nèi)壁不容易磨銑。從掛卡方面考慮，兩物體越圓滑，接觸后相對(duì)位移越不容易掛卡；反之，越容易掛卡。即使經(jīng)過磨銑之后，下鉆順利，也不能保證在后續(xù)鉆井起鉆過程不遇卡。因此，在后續(xù)鉆井過程中必須注意鉆柱遇卡問題。

套管下斷口附近局部位置已經(jīng)磨穿，井眼已經(jīng)變大，估計(jì)下鉆遇阻的可能性較小。

6 結(jié)論及建議

(1)鉆具上提遇卡原因是距第7根套管接箍以深2.92 m位置套管管體斷裂引起的。

(2)建議在后續(xù)鉆井過程中注意防止鉆柱阻卡。

(3)建議套管訂貨嚴(yán)格按照塔里木油田技術(shù)要求。

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Fracture Analysis of High-strength Casing in One Well

WEN Zhiming1LV Shuanlu1，2BAI Dengxiang1SHENG Yong1LI Junyan1YUE Faguo1SHI Guijun1XU YongkANG1LI Jinfu1QIAO Yongbo3

(1.TarimOilField,KorlaXinjiang841000，China；2.MaterialScienceandEngineeringDepartmentofChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China；3.XinjiangBaseofChinaOilfieldServicesLimited,LuntaiXinjiang841600,China)

This paper gives a thorough investigation on pipe sticking cause during lifting drilling stem in a well. It is shown that pipe sticking occurred because the bit 45°bevel was hitched by discontinuous casing per check all the drilling stem elements. It is proved by MIT imaging analysis that casing pipe body fractured and bit 45°bevel was hanged by the upper casing fracture. Based on analysis on stratum structure, well hole dimension, fatigue load borne by the casing string, and the casing material property，the possibility of casing rupture due to overload is eliminated. It is considered that there are pipe sticking possibilities per analyzing casing fracture position and morphology, so some prevention measures from pipe sticking should be taken during drilling.

drilling, pipe sticking, bit,casing, fracture

文志明，男，1982年生，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)在塔里木油田從事石油工程方向的研究工作。E-mail:lvshuanlu@163.com

TE 242

A

2096-0077(2015)02-0054-04

2014-12-23 編輯：屈憶欣)