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摘要：本文通过一些套管失效的典型案例，并根据套管使用和设计因素的研究，提出了套管选材与设计中应注意的一些问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。
关键词：油井；套管损坏；套管选材；设计Abstract: This article through some typical cases of casing failure, and is according to the research of casing and design factors, and puts forward some problems needing attention in the selection and design of casing, the casing so as to prevent early failure of reference.
Keywords: oil well; casing damage; casing material; design
中图分类号：TM216+.5
目前，在油气田开发生产中，套管损坏问题越来越严重。大量的数据表明，不论在套管钻井、完井及测试的失效事故中，还是在后期生产开发的套管破坏中，套管本身的质量和操作性能都是很重要的影响因素，甚至是主要的原因。本文通过一些套管失效的典型案例，并根据套管使用和设计因素的研究，提出了套管选材与设计中应注意的一些问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。一、套管失效事故的案例及主要成因
1、套管破裂或断裂
案例1：新疆石油管理局曾发生9-5/8" P110钢级套管失效事故。32841钻井队的568井下145根套管井内有响声，下146根遇阻，拔出时井下落鱼39.49米。28井，下178根套管时，接箍距转盘40cm，井内有响声，套管被卡。风20井，下第145根套管时井下套管突然断裂，落井套管两根，引鞋一只，共19.22米。分析结论认为，实际使用的套管钢级与设计不符，设计为P110，而井下使用的为J55。
造成套管破裂或断裂的原因主要为母材的原始缺陷如裂纹、折叠等，其次为大钳损伤和套管焊接缺陷。为防止此类失效事故，必须加强套管出厂前的探伤检验，并防止套管的机械损伤，杜绝套管焊接作业。
2、套管滑脱及粘扣
套管滑脱事故主要是API圆螺纹接头，失效的原因有螺纹公差不合格、下方套管速度过快而撞击井口、以及螺纹发生粘扣等，这些因素降低了接头的连接强度。关于API 圆螺纹接头套管的滑脱问题，在早年开展的“圆螺纹套管滑脱原因及影响因素的研究”科研项目中证实，螺纹公差是很重要的影响因素[1]。建议在套管柱拉伸载荷较高时选用API偏梯形螺纹接头或特殊螺纹接头。
目前，套管在油田使用中常遇到的问题是粘扣，粘扣可以诱发套管的滑脱失效，也可以造成套管柱的泄漏失效。在ISO/TC67/SC5中，明确的定义了螺纹的粘扣，即粘扣是接触金属表面的一种冷焊，这种冷焊在进一步滑动/旋转过程中发生撕裂。在API SPEC 5B中，要求油管接头应经过4次上、卸扣不发生粘扣而损伤螺纹。在API RP 5C5中，要求套管接头能经过3次上、卸扣而不发生粘扣，油管接头能经过10次上、卸扣不发生粘扣。螺纹公差的匹配可以减少粘扣现象的发生。合理选择镀层的类型及厚度可改善螺纹的粘扣性能。规范现场作业也可避免螺纹粘扣。
3、套管磨损
案例2：塔里木阳霞1井因244.5mm SM110TT套管多处严重磨损，在试油中用清水替换管内泥浆而造成套管挤毁，最后该井报废损失近亿元人民币。分析结论認为，套管挤毁的原因是在钻进中，由钻柱接头与套管摩擦磨损降低了壁厚所致。
套管磨损对完井以及后期的采油工程的危害严重，应进行套管的磨损预测和防磨减摩技术研究。套管的磨损是不可避免的，要以防为主。除降低狗腿度或全角变化率、改善泥浆性能、添加多功能固体润滑剂采用改进型钻杆保护器（橡胶护箍）和特殊钻柱接头等外，在钻杆接头上敷焊耐磨减摩金属硬化带，是防止钻杆接头热裂和和减少套管磨损的有效而简易的措施之一。清水和泥浆介质条件对合金耐磨减摩性能的影响很大[2]。在选择钻杆接头金属硬化带时，必须清楚合金性能参数如磨损率、磨损系数以及摩擦系数数据的试验或测定条件。根据耐磨减摩合金的特点和合金化原理分析，可开发出新型耐磨减摩合金系列成分，适用于不同的工矿条件。二、套管选材与设计考虑
为防止套管在钻井和完井中的早期失效，并延长套管在采油气作业中的寿命，从套管材料和螺纹接头本身来说，在选材和设计中还应注意以下问题：
1、密封性考虑
在一定的压力下，随着时间的增长，油、套管柱的密封可靠性逐渐下降。因此，要保证油套管柱的整体密封可靠性，每一个附件螺纹接头及井口装置也必须具有很高的密封性，并进行密封性验证试验。一般来讲，对于气密封极限压力，API 8R LTC圆螺纹接头为30Mpa，API BTC偏梯形螺纹接头为20Mpa，特殊螺纹接头为60-120Mpa（具体根据接头的类型与规格钢级）。
2、腐蚀性考虑
（1）套管SCC开裂
存在H2S、CO2、CL-等介质时，依据NACE MR0175-94标准，由生产厂提供数据或用户进行试验评价。通常，H2S发生SSCC的温度低于79 ℃。国外在钻探第一口探井时，设计的首要条件是要假设会遇到H2S。这样，在套管设计中考虑抗应力腐蚀开裂管材。
（2）套管柱的腐蚀寿命
用预测软件或进行实际环境下的腐蚀试验，预计或测试腐蚀速率，用以校核管柱剩余强度外，其腐蚀寿命要满足油气井开发的设计要求。
在套管的钢级方面，不要选择V150材料。除国内油田发生V150套管破裂事故外，在国外油田也发生破裂事故。
3、温度影响考虑
在深井、超深井中，一般存在高温高压（HTHP）问题。温度对油、套管柱的强度、螺纹密封性及腐蚀性具有较大的影响。
对常用的几种套管材料进行了温度系列拉伸性能研究，发现不同钢种在不同温度下的降低程度不同，这可能于材料成分与热处理方式。所选的几种钢材屈服强度在180ºC以内，最大下降8%。对P110钢级的套管在不同温度时的实际承载能力的进行了研究，结果表明，随温度的变化，套管实际承载能力与材料强度的变化规律基本一致。
由于材料强度的降低，所以，管柱设计中必须考虑温度的影响。对于地温梯度异常的油气井，管柱强度校核应考虑温度对管材实际强度的降低作用。对注蒸汽热采井，除要求套管材料要有较高的高温强度外，还要求套管接头具有较高的热变形抗力，例如，J55 177.8mm套管在热循环下变形能力低，不能用于热采井条件。
4、压缩载荷的考虑
在套管柱设计中，要较核压缩强度。
（1）API 8R和API BTC螺纹套管接头压缩试验
圆螺纹接头套管受压缩载荷作用时可能出现整体弯曲和跳扣两种失效形式。5 1/2"等外径较小的套管会出现整体失稳弯曲的情况，而9 5/8"等外径较大的套管会出现跳扣的情况。偏梯形螺纹套管接头的压缩屈服强度比同钢级、同壁厚特殊扣螺纹套管接头的低6.7%～7.7%。
（2）特殊螺纹接头NSCC与3SB压缩试验
特殊螺纹接头抗压缩强度与偏梯形螺纹接头的仅大约高7%。上扣是否到位，直接影响套管接头部分的抗压缩能力，特别是特殊螺纹套管接头部分的抗压缩性能。上扣不到位的特殊螺纹套管接头部分的抗压缩性能甚至低于偏梯形螺纹接头。
所以，一般套管的抗压缩安全系数可以取1.2～1.5。具体数值根据螺纹形式选择。当然这种考虑前提是不考虑屈曲，仅考虑压缩极限载荷。但是，对于一些特殊接头，如IFJ接头，其压缩强度很低，在强度设计时，必须根据FEA和实物试验结果确定。
综上所述，在套管的选材与设计中，要考虑螺纹接头的密封性和承受压缩载荷的能力、应力腐蚀开裂敏感性、腐蚀寿命、井下温度的影响以及射孔开裂问题。结论与建议：
套管的破裂和断裂事故大部分是母材存在缺陷造成的。油田对重点井应进行探伤检验。在选择和设计套管时，要充分了解套管特别是螺纹接头的操作性能，对于酸性介质下、高温环境下，要慎重选择套管材料和钢级。另外，油田应严格遵守套管上扣和下放等作业，以防发生套管粘扣、滑脱失效事故。应加大力度，开发和应用特殊钢级及特殊螺纹接头的套管品种，保证套管柱的安全可靠性，延长套管的使用寿命，减少套管在开发生产中的早期破坏，以满足我国油气田长期开发的要求，实现总体上的低成本目标。参考文献：
[1]张春轶,邓洪军.塔河油田油井套损现状及主要影响因素[J].油气田地面工程,2011,30(7):68-69.DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2011.7.038.
[2]张清兵,赫娟,任强燕等.油水井套管损坏的原因及预防措施[J].油气田地面工程,2011,30(2):91-92.DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2011.2.046.
关键词：油井；套管损坏；套管选材；设计Abstract: This article through some typical cases of casing failure, and is according to the research of casing and design factors, and puts forward some problems needing attention in the selection and design of casing, the casing so as to prevent early failure of reference.
Keywords: oil well; casing damage; casing material; design
中图分类号：TM216+.5
目前，在油气田开发生产中，套管损坏问题越来越严重。大量的数据表明，不论在套管钻井、完井及测试的失效事故中，还是在后期生产开发的套管破坏中，套管本身的质量和操作性能都是很重要的影响因素，甚至是主要的原因。本文通过一些套管失效的典型案例，并根据套管使用和设计因素的研究，提出了套管选材与设计中应注意的一些问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。一、套管失效事故的案例及主要成因
1、套管破裂或断裂
案例1：新疆石油管理局曾发生9-5/8" P110钢级套管失效事故。32841钻井队的568井下145根套管井内有响声，下146根遇阻，拔出时井下落鱼39.49米。28井，下178根套管时，接箍距转盘40cm，井内有响声，套管被卡。风20井，下第145根套管时井下套管突然断裂，落井套管两根，引鞋一只，共19.22米。分析结论认为，实际使用的套管钢级与设计不符，设计为P110，而井下使用的为J55。
造成套管破裂或断裂的原因主要为母材的原始缺陷如裂纹、折叠等，其次为大钳损伤和套管焊接缺陷。为防止此类失效事故，必须加强套管出厂前的探伤检验，并防止套管的机械损伤，杜绝套管焊接作业。
2、套管滑脱及粘扣
套管滑脱事故主要是API圆螺纹接头，失效的原因有螺纹公差不合格、下方套管速度过快而撞击井口、以及螺纹发生粘扣等，这些因素降低了接头的连接强度。关于API 圆螺纹接头套管的滑脱问题，在早年开展的“圆螺纹套管滑脱原因及影响因素的研究”科研项目中证实，螺纹公差是很重要的影响因素[1]。建议在套管柱拉伸载荷较高时选用API偏梯形螺纹接头或特殊螺纹接头。
目前，套管在油田使用中常遇到的问题是粘扣，粘扣可以诱发套管的滑脱失效，也可以造成套管柱的泄漏失效。在ISO/TC67/SC5中，明确的定义了螺纹的粘扣，即粘扣是接触金属表面的一种冷焊，这种冷焊在进一步滑动/旋转过程中发生撕裂。在API SPEC 5B中，要求油管接头应经过4次上、卸扣不发生粘扣而损伤螺纹。在API RP 5C5中，要求套管接头能经过3次上、卸扣而不发生粘扣，油管接头能经过10次上、卸扣不发生粘扣。螺纹公差的匹配可以减少粘扣现象的发生。合理选择镀层的类型及厚度可改善螺纹的粘扣性能。规范现场作业也可避免螺纹粘扣。
3、套管磨损
案例2：塔里木阳霞1井因244.5mm SM110TT套管多处严重磨损，在试油中用清水替换管内泥浆而造成套管挤毁，最后该井报废损失近亿元人民币。分析结论認为，套管挤毁的原因是在钻进中，由钻柱接头与套管摩擦磨损降低了壁厚所致。
套管磨损对完井以及后期的采油工程的危害严重，应进行套管的磨损预测和防磨减摩技术研究。套管的磨损是不可避免的，要以防为主。除降低狗腿度或全角变化率、改善泥浆性能、添加多功能固体润滑剂采用改进型钻杆保护器（橡胶护箍）和特殊钻柱接头等外，在钻杆接头上敷焊耐磨减摩金属硬化带，是防止钻杆接头热裂和和减少套管磨损的有效而简易的措施之一。清水和泥浆介质条件对合金耐磨减摩性能的影响很大[2]。在选择钻杆接头金属硬化带时，必须清楚合金性能参数如磨损率、磨损系数以及摩擦系数数据的试验或测定条件。根据耐磨减摩合金的特点和合金化原理分析，可开发出新型耐磨减摩合金系列成分，适用于不同的工矿条件。二、套管选材与设计考虑
为防止套管在钻井和完井中的早期失效，并延长套管在采油气作业中的寿命，从套管材料和螺纹接头本身来说，在选材和设计中还应注意以下问题：
1、密封性考虑
在一定的压力下，随着时间的增长，油、套管柱的密封可靠性逐渐下降。因此，要保证油套管柱的整体密封可靠性，每一个附件螺纹接头及井口装置也必须具有很高的密封性，并进行密封性验证试验。一般来讲，对于气密封极限压力，API 8R LTC圆螺纹接头为30Mpa，API BTC偏梯形螺纹接头为20Mpa，特殊螺纹接头为60-120Mpa（具体根据接头的类型与规格钢级）。
2、腐蚀性考虑
（1）套管SCC开裂
存在H2S、CO2、CL-等介质时，依据NACE MR0175-94标准，由生产厂提供数据或用户进行试验评价。通常，H2S发生SSCC的温度低于79 ℃。国外在钻探第一口探井时，设计的首要条件是要假设会遇到H2S。这样，在套管设计中考虑抗应力腐蚀开裂管材。
（2）套管柱的腐蚀寿命
用预测软件或进行实际环境下的腐蚀试验，预计或测试腐蚀速率，用以校核管柱剩余强度外，其腐蚀寿命要满足油气井开发的设计要求。
在套管的钢级方面，不要选择V150材料。除国内油田发生V150套管破裂事故外，在国外油田也发生破裂事故。
3、温度影响考虑
在深井、超深井中，一般存在高温高压（HTHP）问题。温度对油、套管柱的强度、螺纹密封性及腐蚀性具有较大的影响。
对常用的几种套管材料进行了温度系列拉伸性能研究，发现不同钢种在不同温度下的降低程度不同，这可能于材料成分与热处理方式。所选的几种钢材屈服强度在180ºC以内，最大下降8%。对P110钢级的套管在不同温度时的实际承载能力的进行了研究，结果表明，随温度的变化，套管实际承载能力与材料强度的变化规律基本一致。
由于材料强度的降低，所以，管柱设计中必须考虑温度的影响。对于地温梯度异常的油气井，管柱强度校核应考虑温度对管材实际强度的降低作用。对注蒸汽热采井，除要求套管材料要有较高的高温强度外，还要求套管接头具有较高的热变形抗力，例如，J55 177.8mm套管在热循环下变形能力低，不能用于热采井条件。
4、压缩载荷的考虑
在套管柱设计中，要较核压缩强度。
（1）API 8R和API BTC螺纹套管接头压缩试验
圆螺纹接头套管受压缩载荷作用时可能出现整体弯曲和跳扣两种失效形式。5 1/2"等外径较小的套管会出现整体失稳弯曲的情况，而9 5/8"等外径较大的套管会出现跳扣的情况。偏梯形螺纹套管接头的压缩屈服强度比同钢级、同壁厚特殊扣螺纹套管接头的低6.7%～7.7%。
（2）特殊螺纹接头NSCC与3SB压缩试验
特殊螺纹接头抗压缩强度与偏梯形螺纹接头的仅大约高7%。上扣是否到位，直接影响套管接头部分的抗压缩能力，特别是特殊螺纹套管接头部分的抗压缩性能。上扣不到位的特殊螺纹套管接头部分的抗压缩性能甚至低于偏梯形螺纹接头。
所以，一般套管的抗压缩安全系数可以取1.2～1.5。具体数值根据螺纹形式选择。当然这种考虑前提是不考虑屈曲，仅考虑压缩极限载荷。但是，对于一些特殊接头，如IFJ接头，其压缩强度很低，在强度设计时，必须根据FEA和实物试验结果确定。
综上所述，在套管的选材与设计中，要考虑螺纹接头的密封性和承受压缩载荷的能力、应力腐蚀开裂敏感性、腐蚀寿命、井下温度的影响以及射孔开裂问题。结论与建议：
套管的破裂和断裂事故大部分是母材存在缺陷造成的。油田对重点井应进行探伤检验。在选择和设计套管时，要充分了解套管特别是螺纹接头的操作性能，对于酸性介质下、高温环境下，要慎重选择套管材料和钢级。另外，油田应严格遵守套管上扣和下放等作业，以防发生套管粘扣、滑脱失效事故。应加大力度，开发和应用特殊钢级及特殊螺纹接头的套管品种，保证套管柱的安全可靠性，延长套管的使用寿命，减少套管在开发生产中的早期破坏，以满足我国油气田长期开发的要求，实现总体上的低成本目标。参考文献：
[1]张春轶,邓洪军.塔河油田油井套损现状及主要影响因素[J].油气田地面工程,2011,30(7):68-69.DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2011.7.038.
[2]张清兵,赫娟,任强燕等.油水井套管损坏的原因及预防措施[J].油气田地面工程,2011,30(2):91-92.DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2011.2.046.