油田套管事故分析B

套管失效類型及典型案例分析

[摘要]本文列舉了多起套管失效的案例分析，并根據(jù)套管使用和設(shè)計(jì)因素的研究，提出了套管選材與設(shè)計(jì)中應(yīng)注意的幾個(gè)問題，以便為防止套管早期失效事故提供參考。西安摩爾石油工程實(shí)驗(yàn)室

2007年6月15日1一、前言目前，在油氣田開發(fā)生產(chǎn)中，套管損壞問題越來越嚴(yán)重。例如，大慶油田經(jīng)38年注水開發(fā)，1998年前已發(fā)現(xiàn)5251口套損井，占投產(chǎn)總井?dāng)?shù)的17.2%。其中有1366口井已報(bào)廢核銷；有2344口井已修復(fù)利用；還有1541口井帶“病〞生產(chǎn)。套管損壞的原因由地層滑移、蠕動(dòng)等造成。遼河油田1998年五個(gè)地區(qū)的區(qū)塊3800口熱采井的調(diào)查說明，發(fā)生套管損壞的有489口，占12.64%。套管損壞在封隔器附近至油層部位居多，占套管損壞總井?dāng)?shù)的64.42%。變形占46.42%，錯(cuò)位占23.31%，螺紋泄漏脫扣占16.35%。勝利油田經(jīng)過30多年的開發(fā)，至1999年套管損壞井已占總井?dāng)?shù)的1/10。到1992年底，套損井?dāng)?shù)1659口，占總井?dāng)?shù)的1/10。套管損壞的類型有變形與破壞，射孔開裂。2長慶油田隆東地區(qū)〔采油二廠〕共有油水井2053口，開井1391口〔其中油井1123口，水井268口〕，套損井總數(shù)到達(dá)414口，占水井總數(shù)的23%。套管損壞原因以腐蝕為主。中原油田至2000年12月底，中原油田油田共有生產(chǎn)井4432口，套損井1599口。其中套管變形占67.3%，破漏穿孔占24.9%，套管錯(cuò)斷占7.7%。其中99年171口井，2000年159口井。新疆油田熱采井套損嚴(yán)重。例如，重油公司在1997-2000年有38口井損壞。百重7區(qū)，共有228口井，在注氣第一輪后，損壞34口井〔變形14口，開裂8口，其他12口〕。冀東油田油氣井已損壞145口井，占開發(fā)井540口井的18.70%，變形占69%。套管損壞的原因由地層滑移造成剪切、射孔開裂等。另外，華北、吉林、江漢、青海等油田套管損壞也嚴(yán)重，在吐哈、塔里木等新油田套管損壞也呈增加的趨勢。3所以，套管損壞的研究和治理是各個(gè)方面都重視的“永恒〞主題，也是很緊迫的當(dāng)前任務(wù)。大量的數(shù)據(jù)說明，不管在套管鉆井、完井及測試的失效事故中，還是在后期生產(chǎn)開發(fā)的套管破壞中，套管本身的質(zhì)量和操作性能都是很重要的影響因素，甚至是主要的原因。本文列舉了多起套管失效的案例，并根據(jù)套管使用和設(shè)計(jì)因素的研究，提出了套管選材與設(shè)計(jì)中應(yīng)注意的幾個(gè)問題，以便為防止套管早期失效事故提供參考。4一、套管失效事故的案例分析案例1：88年6月9日，大慶石油管理局物資供給處檢驗(yàn)科試壓車間進(jìn)行套管水壓試驗(yàn)。一根套管接箍爆裂，壓力16Mpa，有9mm寬縱向裂紋。分析結(jié)論認(rèn)為，外外表存在1－4mm深貫穿接箍全長的原始折疊裂紋，接箍有明顯的過熱，材料呈脆性狀態(tài)。內(nèi)部存在條帶狀密集分布夾雜物〔圖1〕。案例2：88年10月下旬，中原油田管子站例行檢驗(yàn)時(shí)，有三根套管接箍滾動(dòng)后自行開裂。分析結(jié)論認(rèn)為，接箍本身有貫穿全長、深度約占2/3壁厚的原始裂紋存在。接箍沖擊韌性較差，非金屬夾雜物較嚴(yán)重。1、套管破裂或斷裂5圖1裂紋沿夾雜物擴(kuò)展〔100倍〕圖25-1/2“P110接箍縱向開裂形貌6案例3：中原油田文13－345井完井，3521.57m。射孔后壓力下降很快，壓裂時(shí)泵壓至54Mpa時(shí)，采油樹崩斷四根繃?yán)K，帶著一根套管飛向空中，全部油管落井，后發(fā)現(xiàn)套管接箍縱向開裂〔圖2〕。分析結(jié)論認(rèn)為，存在原始折疊缺陷。案例4：新疆石油管理局紅067井1991年9月21日下德國產(chǎn)Φ139.7×9.17mmN80套管，下深2125.77m，正常。10月1日試壓15Mpa，上提油管遇卡。發(fā)現(xiàn)套管從518m處斷開。分析結(jié)論認(rèn)為，套管存在原始淬火裂紋。組織性能不均勻，是套管淬火開裂及下井后斷裂原因。7圖3J55套管斷裂與撕裂形貌

圖4外表折疊缺陷8案例5：長慶石油勘探局在A34井下Φ139.7×7.72mmJ55國產(chǎn)套管套管遇阻，接方鉆桿進(jìn)行循環(huán)處理，第四次上提784kN時(shí)，套管落井，后發(fā)現(xiàn)183號套管在距接箍4.62m處斷裂，在橫向斷裂同時(shí)又有300mm長分層撕裂〔圖3〕。分析結(jié)論認(rèn)為，套管外外表存在嚴(yán)重折疊裂紋和管體存在大面積分層缺陷〔圖4〕。案例6：新疆石油管理局曾發(fā)生9-5/8"P110鋼級套管失效事故。32841鉆井隊(duì)的568井下145根套管井內(nèi)有響聲，下146根遇阻，拔出時(shí)井下落魚39.49米。28井，下178根套管時(shí)，接箍距轉(zhuǎn)盤40cm，井內(nèi)有響聲，套管被卡。風(fēng)20井，下第145根套管時(shí)井下套管突然斷裂，落井套管兩根，引鞋一只，共19.22米。分析結(jié)論認(rèn)為，實(shí)際使用的套管鋼級與設(shè)計(jì)不符，設(shè)計(jì)為P110，而井下使用的為J55〔圖5〕。9圖59-5/8“J55套管顯微組織〔100倍〕圖65-1/2“P110接箍開裂起源于深鉗印10案例7：中原油田鉆井三公司4513橋25井作業(yè)套管下至2313.75m時(shí)接單根，大鉗上扣時(shí)接箍突然漲裂，致使套管全部掉井。分析結(jié)論認(rèn)為，接箍斷裂屬于脆性斷裂，斷裂起源于大鉗產(chǎn)生的鋒利印痕缺陷處〔圖6〕。案例8：勝利油田河口義37－29井酸化壓裂時(shí)，在距井口第八與第九根之間脫扣，第九根接箍破裂。套管為Φ139.7N80。分析結(jié)論認(rèn)為，接箍是因?yàn)橥馔獗磴Q牙咬傷而破裂失效。接箍破裂后，上部的套管失去了約束，在內(nèi)壓作用下跳出轉(zhuǎn)盤面。11案例9：90年3月中原油田發(fā)生244.5×11.05mmP110套管接箍開裂失效。分析結(jié)論認(rèn)為，工廠機(jī)緊時(shí)扭矩過大。同時(shí)接箍材料的沖擊韌性很差，沖擊功僅11－15J〔10×7.5mm試樣〕。案例10：中原油田95年5月使用的日本產(chǎn)Φ139.7×9.17mm套管，壓裂時(shí)發(fā)生管體縱裂。分析結(jié)論認(rèn)為，壓裂時(shí)內(nèi)壓不是造成管體破裂的原因，可能是原始制造缺陷所致。案例11：92年6月17日，中原石油勘探局對濮深12＃準(zhǔn)備壓裂作業(yè)，作業(yè)前檢查井口裝置，發(fā)現(xiàn)井口7"V150套管接箍沿縱向全長開裂〔圖7〕，但未脫落。分析結(jié)論認(rèn)為，主要原因是套管焊接后的熱影響區(qū)存在氫致裂紋及焊接冷裂紋〔圖8〕。12圖77"V150套管接箍縱向開裂

圖8焊接區(qū)產(chǎn)生的裂紋13可見，造成套管破裂或斷裂的原因主要為母材的原始缺陷如裂紋、折疊等，其次為大鉗損傷和套管焊接缺陷。為防止此類失效事故，必須加強(qiáng)套管出廠前的探傷檢驗(yàn)，并防止套管的機(jī)械損傷，杜絕套管焊接作業(yè)。142、套管滑脫及粘扣案例12：88年元月31日，四川石油管理局川東礦區(qū)鐵山三井下國產(chǎn)套管時(shí)發(fā)生Φ244.5〔9－5/8"〕×11.05mmJ55套管自接箍機(jī)緊端滑脫事故。下套管至2098m距轉(zhuǎn)盤處，接箍至機(jī)緊端突然一聲巨響，接箍落至司鉆剎把1m處的鉆臺上。分析結(jié)論認(rèn)為，套管實(shí)際螺紋連接強(qiáng)度缺乏，最主要的可能影響因素是滑脫接箍機(jī)緊的管端螺紋錐度不合格。15案例13：新疆石油管理局在呼20219井下日本Φ339.7mm×12.19mmP110偏梯形螺紋套管。由于井口連接裝置為圓螺紋連接，故油田管子工具公司用同規(guī)格同鋼級套管加工了一支雙公短節(jié)作為聯(lián)頂節(jié)使用。固井中聯(lián)頂節(jié)上端接箍與套管外螺紋連接處脫扣，造成落井事故。分析結(jié)論認(rèn)為，由于選用了連接強(qiáng)度低的短圓螺紋接頭，將N80接箍與P110管體外螺紋相連接，其螺紋連接配合不到位，最終使套管接頭連接強(qiáng)度低于正常固井時(shí)套管所承受的載荷而發(fā)生事故。16案例14：遼河油田茨59－112井是一口定向斜井，最大井斜17.47度，位移263.57m，斜深2326m，下套管灌泥漿時(shí)，上提活動(dòng)套管三次，當(dāng)上提載荷到達(dá)800kN，緊靠井口的Φ139.7×7.72mmJ55套管套管從工廠端脫落。分析結(jié)論認(rèn)為，由于上下活動(dòng)套管時(shí)下放速度過快，撞擊到平臺，產(chǎn)生了較大的沖擊載荷，以致發(fā)生滑脫失效〔圖9〕。案例15：92年4月27日，中原油田鉆井三公司在吐哈米3井下比利時(shí)Φ244.5〔9－5/8"〕×10.03mmN80LTC套管時(shí)，下到116根時(shí)發(fā)生脫扣。分析結(jié)論認(rèn)為，導(dǎo)致套管失效的直接原因是外螺紋損傷。另外，井隊(duì)未配備扭矩儀，上扣扭矩偏大。17圖95-1/2"J55套管撞擊到平臺造成滑脫

圖105-1/2“N80套管滑脫螺紋損傷形貌18案例16：冀東油田廟4×1井是一口開窗側(cè)鉆井。99年3月25日，下套管〔西德產(chǎn)Φ139.7×9.17mmLCSGN80套管〕，上提時(shí)發(fā)生脫扣，位置在311號套管外螺紋端與310號套管內(nèi)螺紋連接部位〔圖10〕。分析結(jié)論認(rèn)為，套管螺紋抗粘扣性能較差。上扣時(shí)發(fā)生錯(cuò)扣，連接強(qiáng)度顯著降低。內(nèi)外螺紋公差配合不合理。案例17：遼河油田雙209井下套管作業(yè)時(shí)，下放遇阻，最大上提懸重650kN，再次下放仍遇阻，提出管柱，發(fā)現(xiàn)5＃套管接箍工廠端脫扣。分析結(jié)論認(rèn)為，由于接箍在下井前被撞擊碰扁〔圖11〕，使套管連接強(qiáng)度降低。另外，也發(fā)現(xiàn)套管管體外外表存在折疊裂紋。19案例18：西南石油管理局川孝370－2井在2000年7月15日，下Φ139.7×7.72mmN80長圓螺紋套管至2754.29米，循環(huán)處理泥漿后，上提套管準(zhǔn)備作封井口錐掛，懸重自44噸升至88噸時(shí)，井內(nèi)套管自井口向下第20根從現(xiàn)場端滑脫。分析結(jié)論認(rèn)為，主要原因是上扣時(shí)發(fā)生嚴(yán)重粘扣，使其連接強(qiáng)度降低所致。發(fā)生嚴(yán)重粘扣的主要原因是現(xiàn)場操作存在問題，套管本身抗粘扣性能較差也有一定影響。案例19：2000年1月20日，華北油田鉆井二公司在高30－40X定向井下139.7×7.72mmN80LCSG套管時(shí)發(fā)生脫扣和粘扣事故。當(dāng)時(shí)，套管下深2529.6m。分析結(jié)論認(rèn)為，套管脫扣是由于上扣之后螺紋發(fā)生嚴(yán)重粘扣損壞使其連接強(qiáng)度大幅降低〔圖12〕。粘扣原因是現(xiàn)場作業(yè)中不正確的選用鉆桿液壓大鉗上扣，且井口不正，存在偏斜對扣、上扣問題。另外，接頭抗粘扣性能也存在一定問題。20圖1113－3/8"接箍在下井前被撞扁圖125-1/2"N80套管外螺紋粘扣形貌21套管滑脫事故主要是API圓螺紋接頭，失效的原因有螺紋公差不合格、下方套管速度過快而撞擊井口、以及螺紋發(fā)生粘扣等，這些因素降低了接頭的連接強(qiáng)度。關(guān)于API圓螺紋接頭套管的滑脫問題，在“九五〞期間開展了“圓螺紋套管滑脫原因及影響因素的研究〞科研工程。研究證實(shí)，螺紋公差是很重要的影響因素〔圖13〕。建議在套管柱拉伸載荷較高時(shí)選用API偏梯形螺紋接頭或特殊螺紋接頭。2223目前，套管在油田使用中常遇到的問題是粘扣，粘扣可以誘發(fā)套管的滑脫失效，也可以造成套管柱的泄漏失效。在ISO/TC67/SC5中，明確的定義了螺紋的粘扣，即粘扣是接觸金屬外表的一種冷焊，這種冷焊在進(jìn)一步滑動(dòng)/旋轉(zhuǎn)過程中發(fā)生撕裂。在APISPEC5B中，要求油管接頭應(yīng)經(jīng)過4次上、卸扣不發(fā)生粘扣而損傷螺紋。在APIRP5C5中，要求套管接頭能經(jīng)過3次上、卸扣而不發(fā)生粘扣，油管接頭能經(jīng)過10次上、卸扣不發(fā)生粘扣。24開展的“API螺紋粘扣機(jī)理及影響因素的試驗(yàn)研究〞科研工程，主要結(jié)論為：〔1〕螺紋公差的匹配可以減少粘扣現(xiàn)象的發(fā)生建立了一套合理的螺紋匹配體系，該體系要求確保螺距參數(shù)的匹配重點(diǎn)是控制緊密距和錐度以及螺距參數(shù)，減小波動(dòng)性，外表精度要高?！?〕合理選擇鍍層的類型及厚度可改善螺紋的粘扣性能。電鍍條件比磷化條件的粘扣性能好。當(dāng)鍍層的厚度到達(dá)一定大小，可以大大提高螺紋的粘扣性能?！?〕標(biāo)準(zhǔn)現(xiàn)場作業(yè)也可防止螺紋粘扣現(xiàn)場使用方法對螺紋粘扣性能有很大的影響，運(yùn)輸保管、上扣設(shè)備、對中方法、上扣扭矩與速度、螺紋脂的清潔度等對粘扣性能有直接影響。253、應(yīng)力腐蝕開裂〔ＳＣＣ〕案例20：青海石油管理局躍21井發(fā)生日本產(chǎn)5-1/2"P110油層套管接箍破裂。1981年8月25日完井，井深3900米。83年底和84年初兩次放噴正常，85年3月26日發(fā)現(xiàn)該井油、技套管環(huán)形鐵板刺壞約40mm口子。磁定位測井發(fā)現(xiàn)498.12m處5-1/2"套管接箍斷裂錯(cuò)位，斷距1米。取出套管50根，發(fā)現(xiàn)51＃套管從接箍處脫扣，原因接箍縱向破裂〔圖15〕。分析結(jié)論認(rèn)為，套管接箍屬于應(yīng)力腐蝕破裂〔圖16〕。其中原因之一是接箍屈服強(qiáng)度偏高〔超過API標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定上限〕，外外表金相組織及晶粒粗大，并存在脫碳層，增加了材料的脆性及腐蝕裂紋源產(chǎn)生幾率。26圖155-1/2"P110接箍應(yīng)力腐蝕開裂圖16開裂源區(qū)腐蝕形貌27案例21：90年3月8日中原油田濮深12井試氣過程中，起油管過程中發(fā)現(xiàn)有遇卡現(xiàn)象，割開井口提出Φ177.8mm〔7"〕套管58根并帶有破斷的半截接箍〔現(xiàn)場端〕，魚頂井深574.27m。分析結(jié)論認(rèn)為，破斷起源于接箍端面外外表碰傷處，先縱向破裂，后引起橫向斷裂〔圖17〕。破斷的主要原因是應(yīng)力腐蝕開裂〔圖18〕。28圖177"V150VAM接箍應(yīng)力腐蝕開裂圖18較多的二次裂紋29套管應(yīng)力腐蝕開裂的控制因素有介質(zhì)、材料及使用條件。對有H2S介質(zhì)的環(huán)境下，要選用抗應(yīng)力腐蝕開裂的材料。除控制鋼材的化學(xué)成分外，還須限定材料的強(qiáng)度和硬度，NACEMR0175-94推薦在酸性環(huán)境中，材料的硬度極限是HRC22。304、套管接頭泄漏案例〔24〕：97年5月至6月，大慶油田使用的國產(chǎn)Φ139.7mmJ55套管在固井施工中連續(xù)出現(xiàn)事故。永84－70井：531.25m－533.94m刺漏。永82－76井：958－959m泄漏。杏6－11－612井：下完套管發(fā)現(xiàn)井漏無法固井，上提套管達(dá)57噸時(shí)脫扣，拔出后發(fā)現(xiàn)大批粘扣。分析結(jié)論認(rèn)為，接箍螺紋加工質(zhì)量差，螺紋參數(shù)分布不合理，分散性大。311980年以來，多個(gè)油田都發(fā)生過油氣井泄漏事故。許多事故都是由于API8R油套管螺紋連接局部密封失效引起，給各油田造成很大的經(jīng)濟(jì)損失。如1994年對大慶、遼河油田套管損壞事故的調(diào)查結(jié)果說明，大慶油田自1988~1994年間共發(fā)生固井套管泄漏〔試不住壓〕事故達(dá)18起，遼河油田1991年3月~1994年2月共發(fā)生固井套管泄漏〔試不住壓〕事故3起。河南油田1993年10月~1995年1月共發(fā)生固井泄漏〔試不住壓〕事故。吐哈油田也發(fā)生多起套管試壓泄漏事故。另外，在長慶、四川油田的天然氣井開發(fā)過程中，也出現(xiàn)了許多井不同程度的漏氣問題，有的套管環(huán)空套壓上升，有的井口漏氣，有的在井附近的農(nóng)田里發(fā)現(xiàn)冒天然氣等。32

為此，開展了“API8RLTC油套管接頭和APIBTC套管接頭泄漏抗力研究〞科研工程。主要研究結(jié)論為：〔1〕不同螺紋形式及參數(shù)配合條件下密封性能螺紋錐度公差對泄漏抗力的影響大于其他螺紋參數(shù)，而在相同螺紋公差條件下，上扣位置及扭矩對泄漏抗力的影響很大。偏梯形螺紋泄漏抗力遠(yuǎn)小于API圓螺紋泄漏抗力?！?〕氣、水介質(zhì)的下泄漏抗力在氣態(tài)條件下API螺紋的泄漏抗力遠(yuǎn)小于液態(tài)條件，且晚期泄漏幾率遠(yuǎn)大于早期泄漏。由此意義上說，目前我國氣井中使用普通圓螺紋及偏梯形螺紋根本是不密封的?！?〕螺紋脂對API套管螺紋密封性能的影響不同螺紋脂對API套管螺紋的密封性影響很大，最好的螺紋脂的最大氣密封壓力是最差的螺紋脂的2.5倍左右。335、套管磨損案例23：塔里木陽霞1井因244.5mmSM110TT套管多處嚴(yán)重磨損〔圖21〕，在試油中用清水替換管內(nèi)泥漿而造成套管擠毀，最后該井報(bào)廢損失近億元人民幣。分析結(jié)論認(rèn)為，套管擠毀的原因是在鉆進(jìn)中，由鉆柱接頭與套管摩擦磨損降低了壁厚所致。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，由于我國深探井鉆井井下復(fù)雜和事故多〔時(shí)效超過10%〕，周期長〔均超過2年〕，已有圣科1井、英科1井、克參1井、東秋5井、崖城13-1-3井、郝科1井等10余口井深探井或深井發(fā)生了嚴(yán)重的套管磨損問題及破裂或擠毀事故。所以，套管磨損對完井以及后期的采油工程的危害嚴(yán)重，應(yīng)進(jìn)行套管的磨損預(yù)測和防磨減摩技術(shù)研究。3435為此，開展了“超深井用鉆桿接頭新型防磨減摩金屬硬化技術(shù)研究〞科研工程。主要研究結(jié)論為：〔1〕套管的磨損是不可防止的，要以防為主。除降低狗腿度或全角變化率、改善泥漿性能、添加多功能固體潤滑劑采用改進(jìn)型鉆桿保護(hù)器〔橡膠護(hù)箍〕和特殊鉆柱接頭等外，在鉆桿接頭上敷焊耐磨減摩金屬硬化帶，是防止鉆桿接頭熱裂和和減少套管磨損的有效而簡易的措施之一?！?〕清水和泥漿介質(zhì)條件對合金耐磨減摩性能的影響很大。在選擇鉆桿接頭金屬硬化帶時(shí)，必須清楚合金性能參數(shù)如磨損率、磨損系數(shù)以及摩擦系數(shù)數(shù)據(jù)的試驗(yàn)或測定條件?！?〕根據(jù)耐磨減摩合金的特點(diǎn)和合金化原理分析，可開發(fā)出新型耐磨減摩合金系列成分，適用于不同的工礦條件。36三、選材與設(shè)計(jì)考慮的問題API套管〔APILTC，APIBTC接頭〕由API5CT、API5B、APIRP5C1、APIBUL5C2、APIBUL5C3、APIBUL5C4、APIRP5C5、APIRP5A2等規(guī)定或推薦了根本的操作性能。但事實(shí)上，按API制造的套管在使用中仍發(fā)生的破裂、滑脫與粘扣、泄漏〔特別是氣井〕、擠毀與變形等。目前，我國的套管損壞情況較為嚴(yán)重，對以下所列的套管破壞情況，API套管性能缺乏或無適當(dāng)?shù)臉?biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)方法：37注蒸汽井的套管損壞，如遼河、克拉瑪依油田，存在套管高溫變形和接頭強(qiáng)度缺乏。鹽巖層和軟泥巖蠕變引起的套管損壞，如江漢、中原、華北油田，主要為套管擠毀破壞。砂巖層壓力虧空引起的套管損壞，如勝利孤島、中原油田，主要為復(fù)合載荷下套管擠毀、剪切變形破壞。注水開發(fā)地層壓力不平衡引起的套管損壞，如大慶、吐哈油田，主要為不均勻載荷下套管擠毀、剪切變形破壞。38非強(qiáng)性腐蝕條件下的套管腐蝕，如塔里木、長慶油田，CO2腐蝕、SRB腐蝕。使用API普通管材腐蝕速度快，采用Cr鋼價(jià)格昂貴。射孔完井作業(yè)引起的套管損壞，如青海、冀東油田，存在套管射孔開裂破壞。所以，為防止套管在鉆井和完井中的早期失效，并延長套管在采油氣作業(yè)中的壽命，從套管材料和螺紋接頭本身來說，在選材和設(shè)計(jì)中還應(yīng)注意以下問題：391.密封性考慮40以上公式可以理解為，在一定的壓力下，隨著時(shí)間的增長，油、套管柱的密封可靠性逐漸下降。也可以這樣理解，把t看作內(nèi)壓系數(shù)〔表現(xiàn)使用工況下壓力與套管性能的關(guān)系〕，隨著壓力系數(shù)的增長，油、套管柱的密封可靠性逐漸下降。因此，要保證油套管柱的整體密封可靠性，每一個(gè)附件螺紋接頭及井口裝置也必須具有很高的密封性，并進(jìn)行密封性驗(yàn)證試驗(yàn)。一般來講，對于氣密封極限壓力，API8RLTC圓螺紋接頭為30Mpa，APIBTC偏梯形螺紋接頭為20Mpa，特殊螺紋接頭為60-120Mpa〔具體根據(jù)接頭的類型與規(guī)格鋼級〕。412、腐蝕性考慮套管SCC開裂存在H2S、CO2、CL-等介質(zhì)時(shí)，依據(jù)NACEMR0175-94標(biāo)準(zhǔn)，由生產(chǎn)廠提供數(shù)據(jù)或用戶進(jìn)行試驗(yàn)評價(jià)。通常，H2S發(fā)生SSCC的溫度低于79℃。國外在鉆探第一口探井時(shí)，設(shè)計(jì)的首要條件是要假設(shè)會(huì)遇到H2S。這樣，在套管設(shè)計(jì)中考慮抗應(yīng)力腐蝕開裂管材。套管柱的腐蝕壽命用預(yù)測軟件或進(jìn)行實(shí)際環(huán)境下的腐蝕試驗(yàn)，預(yù)計(jì)或測試腐蝕速率，用以校核管柱剩余強(qiáng)度外，其腐蝕壽命要滿足油氣井開發(fā)的設(shè)計(jì)要求。在套管的鋼級方面，不要選擇V150材料。除國內(nèi)油田發(fā)生V150套管破裂事故外，在國外油田也發(fā)生破裂事故。套管鋼級的選擇可參見圖24。42圖24H2S環(huán)境下套管推薦鋼級433、溫度影響考慮在深井、超深井中，一般存在高溫高壓〔HTHP〕問題。溫度對油、套管柱的強(qiáng)度、螺紋密封性及腐蝕性具有較大的影響。對常用的幾種套管材料進(jìn)行了溫度系列拉伸性能研究，發(fā)現(xiàn)不同鋼種在不同溫度下的降低程度不同，這可能于材料成分與熱處理方式。所選的幾種鋼材屈服強(qiáng)度在180C以內(nèi)，最大下降8%。對P110鋼級的套管在不同溫度時(shí)的實(shí)際承載能力的進(jìn)行了研究，結(jié)果說明，隨溫度的變化，套管實(shí)際承載能力與材料強(qiáng)度的變化規(guī)律根本一致。44由于材料強(qiáng)度的降低，所以，管柱設(shè)計(jì)中必須考慮溫度的影響。對于地溫梯度異常的油氣井，管柱強(qiáng)度校核應(yīng)考慮溫度對管材實(shí)際強(qiáng)度的降低作用。對注蒸汽熱采井，除要求套管材料要有較高的高溫強(qiáng)度外，還要求套管接頭具有較高的熱變形抗力，例如，J55177.8mm套管在熱循環(huán)下變形能力低，不能用于熱采井條件〔圖27〕。45圖26J55177.8mm套管在熱循環(huán)下變形能力464、壓縮載荷的考慮在套管柱設(shè)計(jì)中，要較核壓縮強(qiáng)度?！?〕API8R和APIBTC螺紋套管接頭壓縮試驗(yàn)圓螺紋接頭套管受壓縮載荷作用時(shí)可能出現(xiàn)整體彎曲和跳扣兩種失效形式。51/2"等外徑較小的套管會(huì)出現(xiàn)整體失穩(wěn)彎曲的情況，而95/8"等外徑較大的套管會(huì)出現(xiàn)跳扣的情況。偏梯形螺紋套管接頭的壓縮屈服強(qiáng)度比同鋼級、同壁厚特殊扣螺紋套管接頭的低6.7%～7.7%?！?〕特殊螺紋接頭NSCC與3SB壓