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杨向同, 等: 某井特殊螺纹接头油管脱扣原因分析

表３力学性能试验结果
Tab敭３ Themechanical p erformancetestresults
冲击功 / J
试样屈服强度 / MPa 抗拉强度 / MPa 断后伸长率 / ％硬度 / HRC
纵向横向
脱扣外螺纹接头９０２９６７２０１４１－２９．０
开裂接箍９７８１０１９２３１６７１３１３２．２
油田技术要求７５８~８９６ ≥８２７ ≥１３ ≥８０ ≥６０ ≤３２．０

表４化学成分分析结果( 质量分数)
Tab敭４ Thechemicalcom p ositionanal y sisresults massfraction ％
试样 C Si Mn P S Cr Mo Ni Nb V Ti Cu Al
脱扣外螺纹接头０．０１４０．３８０．３１０．０１５０．００１１３．３３１．９２４．８４０．０２３０．０３４＜０．００１０．０３７０．０１２
开裂接箍０．０１８０．４１０．４４０．０１３＜０．００１１３．２３１．９９５．２５０．０４００．０２００．０４５１．４３０．０２６
油田技术要求－－－ ≤０．０２０ ≤０．０１０－－－－－－－－

前述分析结果表明, 第１６６号油管接箍开裂, 导２０１２年９月９日１２ : ００－１５ : ００ , 该井修井采用
致第１６６号油管接箍内螺纹与第１６７根油管外螺纹１．５０g cm －３的有机盐水正挤压井, 地面较低温度

现场连接端接头脱扣.以下分别对油管脱扣和接箍的有机盐水从油管柱里流入井底, 此时油管柱受冷
开裂原因及脱扣时间进行分析. 收缩承受拉伸载荷.宏观分析结果表明, 脱扣外螺
２．１材料性能对油管接箍开裂的影响纹接头大端已经发生拉伸颈缩变形.这已经证明接
材料屈服强度越高, 其对应力腐蚀开裂越敏箍开裂和脱扣时油管承受拉伸载荷, 这说明在此期
感 [ １２ ] .该井油管接箍材料的屈服强度和硬度均超间温度变化产生的拉伸应力是导致油管接箍开裂、
过了油田技术要求, 且裂源位置存在原始缺陷, 从而接头脱扣的主要原因.
导致油管接箍发生应力腐蚀开裂 [ １３ ] . ２．３油管脱扣和接箍开裂时间分析
２．２失效载荷分析一般在井口没有施工的情况下, 管柱压力不会
油管接箍开裂之后才发生脱扣.导致油管接箍突然发生变化. ２０１２年９月１２日７ : ５６ , 该井地面
纵向开裂的载荷主要是拉伸应力, 拉伸应力来源包无任何操作, 油管内压力降低２．８８１ MPa ( 由
括上扣应力、内压产生的应力以及拉伸载荷产生的３１．６３７MPa到２８．７５６ MPa ), A 环空压力降低
应力.下面对油管接箍失效载荷进行分析. ２．４５７MPa ( 由４８．４７６MPa到４６．０１９MPa ), B 环空
油管接头上扣之后接箍会承受周向拉伸应力. 压力降低０．７３６MPa (由４５．０１４ MPa 到
油管上扣扭矩越大, 接箍承受的周向拉伸应力也越４４．２７８MPa ).此刻管柱压力发生变化, 这实际是
大.该井油管上扣扭矩符合厂家规定, 可以排除上接箍开裂所致.接箍开裂会引起油管柱容积变化,
扣扭矩偏大导致接箍纵向开裂的可能性. 导致油管、 A 环空和 B 环空内压变化, 其中内压变
油管内压越大, 接箍承受的周向拉伸应力也越化最大的应当是油管, 其次是 A 环空和 B 环空, 这
大.接箍开裂时油管柱内压低于外压, 因此可以排与实际情况一致.
除油管内压偏大导致接箍纵向开裂的可能性. 通井可以检查管柱的结构完整性, 及时发现管
温度变化越大, 油管柱受到的轴向载荷越大柱结构完整性的变化情况.该井于９月１３日１３ : ３０
( ６５００m油管柱井口由井口装置固定, 井下由封隔采用５９mm 通径规通井至６４００ m , 接箍开裂位
ϕ
器固定, 热胀时管柱伸长受弯曲载荷作用, 冷缩时管置井深４４４１．６１m , 这说明虽然此时接箍已开裂, 但
柱缩短受拉伸载荷作用). ２０１１年１２月１２日该井还没有导致脱扣. ９月１４日３ : ３０采用５９mm 通
ϕ
在系统试井关井测压力恢复期间, 井底高温天然气径规通井至４４４１．６１m 附近遇阻, 说明此时接箍开
从油管柱里边流到井口, 此时油管柱受热伸长承受裂已经导致脱扣.脱扣之后内外螺纹接头已经不在
压缩载荷, 因此可以排除油管在此期间温度变化导同一轴线, 即内外螺纹接头已经发生相对横向位移,
致接箍纵向开裂的可能性. 故通径规会在脱扣位置遇阻.
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