劉慶

（中石油煤層氣有限責(zé)任公司設(shè)備物資處，北京 100028）

N80Q 加厚油管粘扣原因分析

劉慶

（中石油煤層氣有限責(zé)任公司設(shè)備物資處，北京 100028）

對粘扣的φ73.02×5.51mm N80Q EU油管進(jìn)行螺紋宏觀形貌分析、材料理化試驗(yàn)、金相分析、微觀分析，并結(jié)合油管運(yùn)輸、存放、上扣操作及受力狀況分析，得出油管粘扣原因。

N80Q EU油管；粘扣；分析；下油管

1 背景

煤層氣某公司DHJP5-5向2井在下油管過程中發(fā)生嚴(yán)重粘扣現(xiàn)象。油管規(guī)格為φ73．02×5．51mm N80Q EU，共發(fā)生粘扣24根，均無法上扣到位，存在二至四扣外露螺紋。現(xiàn)場反映，該批油管在使用過程中，發(fā)現(xiàn)油管第一次下井作業(yè)起出后油管粘扣數(shù)目多，且粘扣嚴(yán)重；若將未粘扣油管第二次下井作業(yè)起出后不易粘扣。為了查明粘扣原因，防止此類事故再次發(fā)生，現(xiàn)分析如下。

2 宏觀分析

2.1 來樣概況

來樣共四段，分別為粘扣油管外螺紋和接箍，井場庫存油管外螺紋和接箍，每段長度均為800mm。粘扣油管爐批號為655366 81 0039，井場庫存油管爐批號為655366 82 0098。距螺紋215mm處管體外壁存在一圈分布較密的鉗痕，且鉗痕較深，可推知該油管經(jīng)過多次夾持上卸扣。

2.2 外螺紋損傷形貌

所送油管的外螺紋粘扣形貌如圖1所示。由圖可知，該外螺紋端部數(shù)第一至九扣螺紋發(fā)生了嚴(yán)重粘扣，第10扣未見上扣痕跡，因此推知外螺紋上扣到第九扣，上扣螺紋長度為33mm。

第一扣螺紋牙頂劃痕由螺紋導(dǎo)向側(cè)跨過牙頂?shù)竭_(dá)螺紋承載側(cè)，形貌如圖2，該形貌正是螺紋錯(cuò)扣的典型特征。在外螺紋鼻端牙痕與牙頂之間存在一條劃痕，該劃痕與牙痕并非平行。外螺紋端面存在碰撞痕跡。第十扣螺紋側(cè)面與牙頂未見上扣，但牙頂存在碰撞痕跡，且外螺紋粘扣區(qū)域未發(fā)現(xiàn)碰傷。

圖1 外螺紋粘扣形貌

圖2 第一扣螺紋牙頂劃痕形貌

2.3 接箍損傷形貌及工廠端外螺紋形貌

粘扣油管接箍現(xiàn)場段外壁存在較多鉗印。將接箍剖開，接箍現(xiàn)場端顏色較亮，工廠端顏色較暗，這是由于現(xiàn)場端粘扣嚴(yán)重，螺紋表面的磷化層已被損壞，工廠端螺紋表面的磷化層完好，無粘扣現(xiàn)象，測量粘扣螺紋的長度為24mm。

接箍現(xiàn)場端前八扣螺紋已被劃傷，其余螺紋未發(fā)現(xiàn)劃傷，表明該接箍上扣到第八扣。前三扣牙頂已被磨平，第七扣和第八扣導(dǎo)向面中部存在明亮的劃痕，第八扣導(dǎo)向面劃痕銳直，表明該劃痕的造痕物尖銳。測量第八扣導(dǎo)向面劃痕至手緊嚙合平面的距離為24mm。

2.4 庫存油管螺紋形貌及螺紋檢驗(yàn)

卸掉庫存油管外螺紋保護(hù)器，將外螺紋清洗干凈，外螺紋一側(cè)存在大面積碰撞痕跡，另一側(cè)螺紋完好。

對庫存油管接箍和外螺紋進(jìn)行檢驗(yàn)，結(jié)果如表1所示。由表可知，庫存油管的接箍和外螺紋各單項(xiàng)參數(shù)均符合API Spec 5B-2008要求。

3 理化檢驗(yàn)

3.1 化學(xué)成分分析

分別在粘扣油管管體和接箍上取樣，用ARL-3460直讀光譜儀對其化學(xué)成分進(jìn)行分析，結(jié)果顯示，管體和接箍的化學(xué)成分符合API Spec 5CT第九版要求。

3.2 力學(xué)性能試驗(yàn)

依據(jù)API Spec 5CT第九版，分別在粘扣管體和接箍上取樣進(jìn)行力學(xué)性能試驗(yàn)。管體拉伸試驗(yàn)采用縱向板狀試樣，標(biāo)距內(nèi)寬度為19mm，試驗(yàn)溫度為室溫，試驗(yàn)結(jié)果符合API Spec 5CT第九版對N80Q的要求。

表1 螺紋檢驗(yàn)結(jié)果

表2 沖擊性能試驗(yàn)結(jié)果

表4 鋼中非金屬夾雜評級及晶粒度

管體和接箍沖擊試驗(yàn)均采用縱向夏比沖擊試樣，管體和接箍沖擊試樣尺寸分別為10×3．3×55mm和10×7．5×55mm，均沿壁厚方向開V型缺口，試驗(yàn)溫度為0℃。試驗(yàn)結(jié)果符合API Spec 5CT第九版對N80Q的要求（表2）。

管體和接箍硬度試驗(yàn)結(jié)果見表3。由表可知，管體和接箍的硬度分布較為均勻。

表3 硬度試驗(yàn)結(jié)果（HRC）

4 金相分析

分別在管體和接箍上切取試樣進(jìn)行金相分析，結(jié)果表明所送管體和接箍的金相組織正常，均為回火索氏體。非金屬夾雜物評級及晶粒度評級如表4所示。

5 微觀分析

在粘扣油管外螺紋上取樣，掃描電子顯微鏡下分析其損傷形貌，觀察發(fā)現(xiàn)外螺紋端面數(shù)第一扣牙頂存在劃痕，該劃痕由導(dǎo)向面越過牙頂?shù)竭_(dá)承載面，這是典型的錯(cuò)扣痕跡，說明開始上扣時(shí)外螺紋和接箍就未對正。外螺紋牙頂劃傷嚴(yán)重，而牙底無明顯嚙合痕跡，外螺紋第10扣螺紋牙頂存在碰撞痕跡。

6 分析及討論

DHJP5-5向2井在下油管過程中發(fā)生嚴(yán)重粘扣現(xiàn)象。理化分析表明，所送粘扣油管接箍和管體的理化性能符合API Spec 5CT第九版對N80Q的要求，金相組織正常。螺紋檢驗(yàn)結(jié)果表明，井場庫存油管外螺紋和接箍螺紋的單項(xiàng)參數(shù)符合API Spec 5B-2008要求。根據(jù)宏觀分析和微觀分析可以得到以下幾點(diǎn)。

（1）所送外螺紋上扣到第九扣，上扣螺紋長度為33mm。由API Spec 5B-2008可知，外螺紋管端至手緊面長度L1=34mm＞33mm，因此可知外螺紋上扣還未到手緊面。

（2）井場庫存油管外螺紋一側(cè)存在嚴(yán)重的碰撞痕跡，另一側(cè)完好，螺紋導(dǎo)向面和承載面均無上扣痕跡。由粘扣油管接箍第八扣導(dǎo)向面劃痕銳直，可知造痕物尖銳，即與接箍匹配的外螺紋上存在尖銳棱角，這些棱角正是外螺紋牙頂碰傷而產(chǎn)生的尖銳邊緣。

粘扣油管外螺紋第十扣螺紋側(cè)面與牙頂未見上扣痕跡，但牙頂存在碰撞痕跡，以及外螺紋端面存在碰撞痕跡，而粘扣螺紋區(qū)域并未發(fā)現(xiàn)碰傷，據(jù)此推知，外螺紋碰傷是在粘扣之前，即粘扣油管入井前外螺紋已碰傷。

（3）外螺紋第一扣螺紋牙頂存在由螺紋導(dǎo)向側(cè)跨過牙頂?shù)竭_(dá)螺紋承載側(cè)的劃痕，這是典型的錯(cuò)扣痕跡，說明開始上扣時(shí)外螺紋和接箍就未對正。外螺紋一側(cè)碰撞損傷嚴(yán)重，另一側(cè)完好，這樣的外螺紋旋入接箍內(nèi)時(shí)，碰傷側(cè)牙頂難以嵌入接箍螺紋槽內(nèi)，被卡在接箍螺紋牙側(cè)面的中部（接箍第八扣導(dǎo)向面中部尖銳劃痕就是證據(jù)），另一完好螺紋側(cè)可嵌入接箍螺紋槽內(nèi)，必然導(dǎo)致對扣不正，引起錯(cuò)扣。

外螺紋與接箍螺紋在上扣一開始就發(fā)生干涉，不能嚙合，是很難上扣到位的，這也是存在二至四扣外露扣的原因。正是由于不能上扣到位，現(xiàn)場加大扭矩多次擰緊，這也是距外螺紋215mm處管體存在一圈分布較密鉗痕的原因。

（4）接箍現(xiàn)場端和工廠端材料相同，螺紋參數(shù)加工質(zhì)量相差不大。粘扣油管接箍剖開后發(fā)現(xiàn)工廠端磷化層完好，無粘扣現(xiàn)象；而現(xiàn)場端粘扣嚴(yán)重，磷化層已嚴(yán)重?fù)p傷，二者形成鮮明對比，兩端唯一的差別就是上扣操作環(huán)境不同，因此上扣操作環(huán)境是現(xiàn)場端粘扣的主要因素。

（5）粘扣油管接箍現(xiàn)場端端面存在較多鉗痕，表明現(xiàn)場端上扣時(shí)大鉗的夾持位置不對。根據(jù)接箍的結(jié)構(gòu)，中部壁厚最大，其剛性也最大，抵抗變形的能力最強(qiáng)；接箍工廠端內(nèi)部存在公扣的支撐，抵抗變形的能力也強(qiáng)。因此，背鉗應(yīng)夾持接箍中部或中下部。

（6）根據(jù)使用方提供，油管第一次下井作業(yè)，起出后油管粘扣數(shù)量多，且粘扣嚴(yán)重；若將未粘扣油管第二次下井作業(yè)，起出后不易粘扣。其實(shí)這間接證明了螺紋的碰傷，油管第一次下井，那些碰傷嚴(yán)重的外螺紋必然引起粘扣，而那些未碰傷或碰傷不嚴(yán)重的油管在第一次下井未粘扣，再次下井時(shí)也是不容易發(fā)生粘扣的。

根據(jù)以上分析可以推知所送油管粘扣的主要原因是，油管入井前，外螺紋一側(cè)已嚴(yán)重碰傷，螺紋牙頂由圓弧形變?yōu)檩^寬的平面，平面牙頂兩側(cè)存在尖銳棱角，與接箍旋合過程中，牙頂難以嵌入接箍螺紋槽內(nèi)，只能卡在螺紋牙側(cè)面的中部。另一側(cè)螺紋完好，外螺紋牙頂可嵌入接箍螺紋槽內(nèi)，必然導(dǎo)致對扣不正，引起錯(cuò)扣，再加上外螺紋碰傷側(cè)尖銳棱角的犁劃作用，導(dǎo)致油管粘扣。

另外，接箍的夾持位置不當(dāng)也是粘扣的原因之一。

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