Page 77 - 理化检验-物理分册2020年第二期

滕学清, 等: 某井 １７７．８mm 偏梯形螺纹接头套管脱扣原因分析
ϕ

阻位置井深为 ７４２３．４０m , 这说明钻头在该井深位
置与工厂端发生脱扣的外螺纹接头发生异常摩擦干
涉, 但由于测井遇阻, 没有检测到套管损坏位置.通
过对套管失效位置的钻塞深度、 下套管深度和测井
深度的分析, 认为 ３６ 号接箍工厂上扣端脱扣.
３．２ 套管脱扣时间
该井 ２０１８ 年 １ 月 ３ 日下尾管作业正常, 说明在
下套管过程中套管没有脱扣.
图 １ 井眼轨迹 １ 月 ３ 日晚固井作业完成, 固井注水泥期间未
Fi g 敭１ Welltra j ector y
发现套管脱扣的异常情况.
２０m 后出口失返, 固井注水泥期间累计漏失 固井 １ 月 １０ 日该井钻 水泥塞在井 深 ７４２３．４０m位
３
流体 １３５m , 替浆到量未碰压.固井期间最大泵压 置钻到套管接头工厂端脱扣的外螺纹接头遇阻.这
３
为２８MPa , 排量为０．８~１．２m min , 共注入水泥 说明在固井注水泥后、 钻水泥塞之前的水泥凝固期
－１
３
浆等液体 １０４m , 替浆 ５３．５m , 固井注水泥期间未
３
３
间套管发生脱扣.
发现套管脱扣的异常情况. ２０１８ 年 １ 月 １０ 日采用
３．３ 套管脱扣原因分析
１５２．４０mm HJ５１７G 三牙轮钻塞至 ７４２３．４０ m , 扭 ３．３．１ 钻塞钻头对套管脱扣的影响
矩从 ４．１kN m增加至 １７．８kN m , 上提钻具悬质量 钻塞钻头尺寸偏大容易磨损套管.该井钻水泥
２１８t .改变参数后钻塞无明显进尺, 循环起钻, 随 塞采用 １５２．４０mm 的牙轮钻头, １１０BC 套管内径
后井下返出套管外螺纹残片( 图 ２ ), 可见套管接头 ϕ
为１５７．０８mm , 通径为１５３．９０mm , 钻头外径比套管
工厂上扣端脱扣.
内径小４．６８mm , 比套管通径小１．５０mm .因此, 可
以排除由于钻头外径偏大将套管磨损导致脱扣的可
能性, 即套管脱扣与钻塞钻头尺寸无关.另外, 套管
在钻塞之前已经脱扣, 因此钻塞钻具组合及工艺参
数对套管脱扣的影响可以不予考虑.
３．３．２ 套管受力分析
( １ )套管自重
套管脱扣位置钻塞井深为 ７４２３．４０ m , 落鱼长
图 ２ 套管残片宏观形貌 度 为 ３４０．６０ m , 按 照 直 井 计 算 落 鱼 质 量 仅 为
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１４４．１kN , 加上遇阻增加的最大附加载荷 １８０４kN ,
套管承 受 的 最 大 拉 伸 载 荷 仅 为 套 管 抗 拉 强 度 的
２ 理化检验
４７．２ ％ . 实际套管脱扣位置至套管鞋位置位于造斜
该批套管理化检验分析结果表明: 套管的化学 井段, 加之套管鞋以下的口袋深度为 ０ , 套管所受的
成分符合用户要求; 套管的屈服强度为８０９MPa , 抗 拉伸载荷更小, 套管不可能因拉伸过载脱扣.研究
拉强 度 为 ９２７ MPa , 断 后 伸 长 率 为 ２５％ , 硬 度 为 表明 [ １ ] , 规格为 １７７．８ mm×８．０５ mm 的 L８０BC
ϕ
２５．７~２８．３HRC , －１０ ℃ 冲击吸收能量为 １５３J , 其 套管按照 API ( 美国石油学会) 公差上限( 上扣至 △
力学性能符合用户要求; 套管晶粒度为 ８．０ 级, 显微 顶点 位 置 )、 公 差 下 限 ( 上 扣 至 距 △ 底 边 位 置
组织为回火索氏体.该批套管到货商检时未发现质 ５．０８mm ) 和手紧( 接箍端面距 △ 底边 １２．７ mm ) 上
量问题. 扣后拉伸载荷分别达到了 API标准值的 １．２８ , １．２７
和１．２７ 倍.这进一步说明套管过载拉伸脱扣的可
３ 套管脱扣失效分析
能性不存在, 套管脱扣可能是在出现倒扣之后才发
３．１ 套管失效位置 生的.
依据钻塞遇阻之后井下返出的套管外螺纹残片 ( ２ )水泥凝固过程对套管受力的影响
判断, 套管工厂上扣端接头脱扣.钻塞钻头首次遇 导致套管脱扣的载荷也与固井过程中的温度载
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