油田套管事故分析B

套管失效类型及典型案例分析套管失效类型及典型案例分析 摘要摘要 本文列举了多起套管失效的案例分析，本文列举了多起套管失效的案例分析，并根据套管使用和设计因素的研究，提出了套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几个问题，以便为防管选材与设计中应注意的几个问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。止套管早期失效事故提供参考。西安摩西安摩尔尔石油工程石油工程实验室室 2007 2007年年6 6月月1515日日1一、前一、前 言言 目前，在油气田开发生产中，套管损坏问题越来越严重。例如，大庆油田经38年注水开发，1998年前已发现5251口套损井，占投产总井数的17.2%。其中有1366口井已报废核销；有2344口井已修复利用；还有1541口井带“病生产。套管损坏的原因由地层滑移、蠕动等造成。辽河油田1998年五个地区的区块3800口热采井的调查说明，发生套管损坏的有489口，占12.64%。套管损坏在封隔器附近至油层部位居多，占套管损坏总井数的64.42%。变形占46.42%，错位占23.31%，螺纹泄漏脱扣占16.35%。胜利油田经过30多年的开发，至1999年套管损坏井已占总井数的1/10。到1992年底，套损井数1659口，占总井数的1/10。套管损坏的类型有变形与破坏，射孔开裂。2 长庆油田隆东地区采油二厂共有油水井2053口，开井1391口其中油井1123口，水井268口，套损井总数到达414口，占水井总数的23%。套管损坏原因以腐蚀为主。中原油田至2000年12月底，中原油田油田共有生产井4432口，套损井1599口。其中套管变形占67.3%，破漏穿孔占24.9%，套管错断占7.7%。其中99年171口井，2000年159口井。新疆油田热采井套损严重。例如，重油公司在1997-2000年有38口井损坏。百重7区，共有228口井，在注气第一轮后，损坏34口井变形14口，开裂8口，其他12口。冀东油田油气井已损坏145口井，占开发井540口井的18.70%，变形占69%。套管损坏的原因由地层滑移造成剪切、射孔开裂等。另外，华北、吉林、江汉、青海等油田套管损坏也严重，在吐哈、塔里木等新油田套管损坏也呈增加的趋势。3 所以，套管损坏的研究和治理是各个方面都重视的“永恒主题，也是很紧迫的当前任务。大量的数据说明，不管在套管钻井、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。本文列举了多起套管失效的案例，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几个问题，以便为防止套管早期失效事故提供参考。4一、套管失效事故的案例分析一、套管失效事故的案例分析 案例1：88年6月9日，大庆石油管理局物资供给处检验科试压车间进行套管水压试验。一根套管接箍爆裂，压力16Mpa，有9mm宽纵向裂纹。分析结论认为，外外表存在14mm深贯穿接箍全长的原始折叠裂纹，接箍有明显的过热，材料呈脆性状态。内部存在条带状密集分布夹杂物图1。案例2：88年10月下旬，中原油田管子站例行检验时，有三根套管接箍滚动后自行开裂。分析结论认为，接箍本身有贯穿全长、深度约占2/3壁厚的原始裂纹存在。接箍冲击韧性较差，非金属夹杂物较严重。1、套管破裂或断裂、套管破裂或断裂5图1 裂纹沿夹杂物扩展 100倍 图2 5-1/2“P110接箍纵向开裂形貌6 案例3：中原油田文13345井完井，3521.57m。射孔后压力下降很快，压裂时泵压至54Mpa时，采油树崩断四根绷绳，带着一根套管飞向空中，全部油管落井，后发现套管接箍纵向开裂图2。分析结论认为，存在原始折叠缺陷。案例4：新疆石油管理局红067井1991年9月21日下德国产139.79.17mmN80套管，下深2125.77m，正常。10月1日试压15Mpa，上提油管遇卡。发现套管从518m处断开。分析结论认为，套管存在原始淬火裂纹。组织性能不均匀，是套管淬火开裂及下井后断裂原因。7图3 J55套管断裂与撕裂形貌 图4 外表折叠缺陷8 案例5：长庆石油勘探局在A34井下139.77.72mmJ55国产套管套管遇阻，接方钻杆进行循环处理，第四次上提784kN时，套管落井，后发现183号套管在距接箍4.62m处断裂，在横向断裂同时又有300mm长分层撕裂图3。分析结论认为，套管外外表存在严重折叠裂纹和管体存在大面积分层缺陷图4。案例6：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图5。9图5 9-5/8“J55套管显微组织100倍图6 5-1/2“P110 接箍开裂起源于深钳印10 案例7：中原油田钻井三公司4513桥25井作业套管下至2313.75m时接单根，大钳上扣时接箍突然涨裂，致使套管全部掉井。分析结论认为，接箍断裂属于脆性断裂，断裂起源于大钳产生的锋利印痕缺陷处图6。案例8：胜利油田河口义3729井酸化压裂时，在距井口第八与第九根之间脱扣，第九根接箍破裂。套管为139.7N80。分析结论认为，接箍是因为外外表钳牙咬伤而破裂失效。接箍破裂后，上部的套管失去了约束，在内压作用下跳出转盘面。11 案例9：90年3月中原油田发生244.511.05mmP110套管接箍开裂失效。分析结论认为，工厂机紧时扭矩过大。同时接箍材料的冲击韧性很差，冲击功仅1115J107.5mm试样。案例10：中原油田95年5月使用的日本产139.79.17mm套管，压裂时发生管体纵裂。分析结论认为，压裂时内压不是造成管体破裂的原因，可能是原始制造缺陷所致。案例11：92年6月17日，中原石油勘探局对濮深12准备压裂作业，作业前检查井口装置，发现井口7 V150套管接箍沿纵向全长开裂图7，但未脱落。分析结论认为，主要原因是套管焊接后的热影响区存在氢致裂纹及焊接冷裂纹图8。12图7 7 V150套管接箍纵向开裂 图8焊接区产生的裂纹13 可见，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。142、套管滑脱及粘扣、套管滑脱及粘扣 案例12：88年元月31日，四川石油管理局川东矿区铁山三井下国产套管时发生244.595/811.05mmJ55套管自接箍机紧端滑脱事故。下套管至2098m距转盘处，接箍至机紧端突然一声巨响，接箍落至司钻刹把1m处的钻台上。分析结论认为，套管实际螺纹连接强度缺乏，最主要的可能影响因素是滑脱接箍机紧的管端螺纹锥度不合格。15 案例13：新疆石油管理局在呼20219井下日本339.7mm12.19mmP110偏梯形螺纹套管。由于井口连接装置为圆螺纹连接，故油田管子工具公司用同规格同钢级套管加工了一支双公短节作为联顶节使用。固井中联顶节上端接箍与套管外螺纹连接处脱扣，造成落井事故。分析结论认为，由于选用了连接强度低的短圆螺纹接头，将N80接箍与P110管体外螺纹相连接，其螺纹连接配合不到位，最终使套管接头连接强度低于正常固井时套管所承受的载荷而发生事故。16 案例14：辽河油田茨59112井是一口定向斜井，最大井斜17.47度，位移263.57m，斜深2326m，下套管灌泥浆时，上提活动套管三次，当上提载荷到达800kN，紧靠井口的139.77.72mmJ55套管套管从工厂端脱落。分析结论认为，由于上下活动套管时下放速度过快，撞击到平台，产生了较大的冲击载荷，以致发生滑脱失效图9。案例15：92年4月27日，中原油田钻井三公司在吐哈米3井下比利时244.595/810.03mm N80LTC套管时，下到116根时发生脱扣。分析结论认为，导致套管失效的直接原因是外螺纹损伤。另外，井队未配备扭矩仪，上扣扭矩偏大。17图9 5-1/2J55套管撞击到平台造成滑脱 图10 5-1/2“N80套管滑脱 螺纹损伤形貌18 案例16：冀东油田庙41井是一口开窗侧钻井。99年3月25日，下套管西德产139.79.17mmLCSG N80套管，上提时发生脱扣，位置在311号套管外螺纹端与310号套管内螺纹连接部位图10。分析结论认为，套管螺纹抗粘扣性能较差。上扣时发生错扣，连接强度显著降低。内外螺纹公差配合不合理。案例17：辽河油田双209井下套管作业时，下放遇阻，最大上提悬重650kN，再次下放仍遇阻，提出管柱，发现5套管接箍工厂端脱扣。分析结论认为，由于接箍在下井前被撞击碰扁图11，使套管连接强度降低。另外，也发现套管管体外外表存在折叠裂纹。19 案例18：西南石油管理局川孝3702井在2000年7月15日，下139.77.72mm N80长圆螺纹套管至2754.29米，循环处理泥浆后，上提套管准备作封井口锥挂，悬重自44吨升至88吨时，井内套管自井口向下第20根从现场端滑脱。分析结论认为，主要原因是上扣时发生严重粘扣，使其连接强度降低所致。发生严重粘扣的主要原因是现场操作存在问题，套管本身抗粘扣性能较差也有一定影响。案例19：2000年1月20日，华北油田钻井二公司在高3040X定向井下139.77.72mmN80LCSG套管时发生脱扣和粘扣事故。当时，套管下深2529.6m。分析结论认为，套管脱扣是由于上扣之后螺纹发生严重粘扣损坏使其连接强度大幅降低图12。粘扣原因是现场作业中不正确的选用钻杆液压大钳上扣，且井口不正，存在偏斜对扣、上扣问题。另外，接头抗粘扣性能也存在一定问题。20图11 133/8接箍在下井前被撞扁 图12 5-1/2 N80套管外螺纹粘扣形貌 21 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“九五期间开展了“圆螺纹套管滑脱原因及影响因素的研究科研工程。研究证实，螺纹公差是很重要的影响因素图13。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。2223 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，即粘扣是接触金属外表的一种冷焊，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。24 开展的“API螺纹粘扣机理及影响因素的试验研究科研工程，主要结论为：1螺纹公差的匹配可以减少粘扣现象的发生 建立了一套合理的螺纹匹配体系，该体系要求确保螺距参数的匹配重点是控制紧密距和锥度以及螺距参数，减小波动性，外表精度要高。2 合理选择镀层的类型及厚度可改善螺纹的粘扣性能。电镀条件比磷化条件的粘扣性能好。当镀层的厚度到达一定大小，可以大大提高螺纹的粘扣性能。3标准现场作业也可防止螺纹粘扣 现场使用方法对螺纹粘扣性能有很大的影响，运输保管、上扣设备、对中方法、上扣扭矩与速度、螺纹脂的清洁度等对粘扣性能有直接影响。253、应力腐蚀开裂、应力腐蚀开裂 案例20：青海石油管理局跃21井发生日本产5-1/2P110油层套管接箍破裂。1981年8月25日完井，井深3900米。83年底和84年初两次放喷正常，85年3月26日发现该井油、技套管环形铁板刺坏约40mm口子。磁定位测井发现498.12m处5-1/2套管接箍断裂错位，断距1米。取出套管50根，发现51套管从接箍处脱扣，原因接箍纵向破裂图15。分析结论认为，套管接箍属于应力腐蚀破裂图16。其中原因之一是接箍屈服强度偏高超过API标准规定上限，外外表金相组织及晶粒粗大，并存在脱碳层，增加了材料的脆性及腐蚀裂纹源产生几率。26图15 5-1/2P110接箍应力腐蚀开裂 图16 开裂源区腐蚀形貌27 案例21：90年3月8日中原油田濮深12井试气过程中，起油管过程中发现有遇卡现象，割开井口提出177.8mm7套管58根并带有破断的半截接箍现场端，鱼顶井深574.27m。分析结论认为，破断起源于接箍端面外外表碰伤处，先纵向破裂，后引起横向断裂图17。破断的主要原因是应力腐蚀开裂图18。28图17 7 V150 VAM接箍应力腐蚀开裂 图18 较多的二次裂纹29 套管应力腐蚀开裂的控制因素有介质、材料及使用条件。对有H2S介质的环境下，要选用抗应力腐蚀开裂的材料。除控制钢材的化学成分外，还须限定材料的强度和硬度，NACE MR0175-94推荐在酸性环境中，材料的硬度极限是HRC22。304、套管接头泄漏、套管接头泄漏 案例24：97年5月至6月，大庆油田使用的国产139.7mmJ55套管在固井施工中连续出现事故。永8470井：531.25m533.94m刺漏。永8276井：958959m泄漏。杏611612井：下完套管发现井漏无法固井，上提套管达57吨时脱扣，拔出后发现大批粘扣。分析结论认为，接箍螺纹加工质量差，螺纹参数分布不合理，分散性大。31 1980年以来，多个油田都发生过油气井泄漏事故。许多事故都是由于API 8R油套管螺纹连接局部密封失效引起，给各油田造成很大的经济损失。如1994年对大庆、辽河油田套管损坏事故的调查结果说明，大庆油田自19881994年间共发生固井套管泄漏试不住压事故达18起，辽河油田1991年3月1994年2月共发生固井套管泄漏试不住压事故3起。河南油田1993年10月1995年1月共发生固井泄漏试不住压事故。吐哈油田也发生多起套管试压泄漏事故。另外，在长庆、四川油田的天然气井开发过程中，也出现了许多井不同程度的漏气问题，有的套管环空套压上升，有的井口漏气，有的在井附近的农田里发现冒天然气等。32 为此，开展了“API 8R LTC油套管接头和API BTC套管接头泄漏抗力研究科研工程。主要研究结论为：1不同螺纹形式及参数配合条件下密封性能 螺纹锥度公差对泄漏抗力的影响大于其他螺纹参数，而在相同螺纹公差条件下，上扣位置及扭矩对泄漏抗力的影响很大。偏梯形螺纹泄漏抗力远小于API圆螺纹泄漏抗力。2气、水介质的下泄漏抗力 在气态条件下API螺纹的泄漏抗力远小于液态条件，且晚期泄漏几率远大于早期泄漏。由此意义上说，目前我国气井中使用普通圆螺纹及偏梯形螺纹根本是不密封的。3螺纹脂对API套管螺纹密封性能的影响 不同螺纹脂对API套管螺纹的密封性影响很大，最好的螺纹脂的最大气密封压力是最差的螺纹脂的2.5倍左右。335、套管磨损、套管磨损 案例23：塔里木阳霞1井因244.5mm SM110TT套管多处严重磨损图21，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。分析结论认为，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。据不完全统计，由于我国深探井钻井井下复杂和事故多时效超过10%，周期长均超过2年，已有圣科1井、英科1井、克参1井、东秋5井、崖城13-1-3井、郝科1井等10余口 井深探井或深井发生了严重的套管磨损问题及破裂或挤毁事故。所以，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。3435 为此，开展了“超深井用钻杆接头新型防磨减摩金属硬化技术研究科研工程。主要研究结论为：1套管的磨损是不可防止的，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。2清水和泥浆介质条件对合金耐磨减摩性能的影响很大。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。3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。36三、选材与设计考虑的问题三、选材与设计考虑的问题 API套管API LTC，API BTC接头由API 5CT、API 5B、API RP 5C1、API BUL 5C2、API BUL 5C3、API BUL 5C4、API RP 5C5、API RP 5A2等规定或推荐了根本的操作性能。但事实上，按API制造的套管在使用中仍发生的破裂、滑脱与粘扣、泄漏特别是气井、挤毁与变形等。目前，我国的套管损坏情况较为严重，对以下所列的套管破坏情况，API套管性能缺乏或无适当的标准化设计方法：37注蒸汽井的套管损坏，如辽河、克拉玛依油田，存在套管高温变形和接头强度缺乏。盐岩层和软泥岩蠕变引起的套管损坏，如江汉、中原、华北油田，主要为套管挤毁破坏。砂岩层压力亏空引起的套管损坏，如胜利孤岛、中原油田，主要为复合载荷下套管挤毁、剪切变形破坏。注水开发地层压力不平衡引起的套管损坏，如大庆、吐哈油田，主要为不均匀载荷下套管挤毁、剪切变形破坏。38非强性腐蚀条件下的套管腐蚀，如塔里木、长庆油田，CO2腐蚀、SRB腐蚀。使用API普通管材腐蚀速度快，采用Cr钢价格昂贵。射孔完井作业引起的套管损坏，如青海、冀东油田，存在套管射孔开裂破坏。所以，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：391.密封性考虑密封性考虑40 以上公式可以理解为，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。也可以这样理解，把t看作内压系数表现使用工况下压力与套管性能的关系，随着压力系数的增长，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。412、腐蚀性考虑、腐蚀性考虑套管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。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。套管钢级的选择可参见图24。42图24 H2S环境下套管推荐钢级43 3、温度影响考虑、温度影响考虑 在深井、超深井中，一般存在高温高压在深井、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。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种钢材屈服强度在180 C以内，最大下降以内，最大下降8%。对。对P110钢级的套管在不同温度时的实际承载能力的钢级的套管在不同温度时的实际承载能力的进行了研究，结果说明，随温度的变化，套管实际进行了研究，结果说明，随温度的变化，套管实际承载能力与材料强度的变化规律根本一致。承载能力与材料强度的变化规律根本一致。44 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图27。45图26 J55 177.8mm套管在热循环下变形能力46 4、压缩载荷的考虑、压缩载荷的考虑 在套管柱设计中，要较核压缩强度。在套管柱设计中，要较核压缩强度。1API 8R和和API BTC螺纹套管接头压缩试验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。跳扣两种失效形式。5 1/2等外径较小的套管会出现整等外径较小的套管会出现整体失稳弯曲的情况，而体失稳弯曲的情况，而9 5/8等外径较大的套管会出现等外径较大的套管会出现跳扣的情况。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厚特殊扣螺纹套管接头的低6.7%7.7%。2特殊螺纹接头特殊螺纹接头NSCC与与3SB 压缩试验压缩试验 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，直接影响套管接头局部的抗压缩能力，上扣是否到位，直接影响套管接头局部的抗压缩能力，特别是特殊螺纹套管接头局部的抗压缩性能。上扣不到特别是特殊螺纹套管接头局部的抗压缩性能。上扣不到位的特殊螺纹套管接头局部的抗压缩性能甚至低于偏梯位的特殊螺纹套管接头局部的抗压缩性能甚至低于偏梯形螺纹接头。形螺纹接头。47 所以，通过以上试验研究，一般套管的抗压缩平安系数可以取1.21.5。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图29。48图29 IFJ接头的VME承载能力49 5、射孔开裂考虑、射孔开裂考虑 套管射孔开裂受两大方面的影响，一是射孔套管射孔开裂受两大方面的影响，一是射孔弹工艺及射孔方式；另一方面是套管材质。从材弹工艺及射孔方式；另一方面是套管材质。从材质因素考虑，材料的化学成分、显微组织、机械质因素考虑，材料的化学成分、显微组织、机械性能、剩余应力等都会对套管的射孔性能产生影性能、剩余应力等都会对套管的射孔性能产生影响。在响。在“八五期间，对材质因素进行了深入系统八五期间，对材质因素进行了深入系统的研究，得出了特定射孔工艺及射孔方式下，套的研究，得出了特定射孔工艺及射孔方式下，套管射孔开裂的韧性判据图管射孔开裂的韧性判据图30。所以，为防止套管射孔开裂，除进行力学分所以，为防止套管射孔开裂，除进行力学分析和材质检验外，在对于目前油田采用的射孔工析和材质检验外，在对于目前油田采用的射孔工艺及射孔方式，要进行的套管的模拟射孔试验，艺及射孔方式，要进行的套管的模拟射孔试验，以评价出其对套管的影响程度包括裂孔长度及以评价出其对套管的影响程度包括裂孔长度及分布、弹孔毛刺高度、外径涨大率等。分布、弹孔毛刺高度、外径涨大率等。50图30 特定射孔工艺及射孔方式下，套管射孔开裂的韧性判据。51 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。52 四、结四、结 论论1套管的破裂和断裂事故大局部是母材存在缺陷造成套管的破裂和断裂事故大局部是母材存在缺陷造成的，生产厂要改进套管的生产质量，加强套管的在的，生产厂要改进套管的生产质量，加强套管的在线无损探伤。油田对重点井也应进行探伤检验。同线无损探伤。油田对重点井也应进行探伤检验。同时，生产厂应不断提高螺纹加工水平，减少油田的时，生产厂应不断提高螺纹加工水平，减少油田的套管粘扣失效。套管粘扣失效。2油田在选择和设计套管时，要充分了解套管特别是油田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、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。滑脱失效事故。3应加大力度，根据油田的具体使用条件，开发和应应加大力度，根据油田的具体使用条件，开发和应用特殊钢级及特殊螺纹接头的套管品种，保证套管用特殊钢级及特殊螺纹接头的套管品种，保证套管柱的平安可靠性，延长套管的使用寿命，减少套管柱的平安可靠性，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，实现总体上的低本钱目标。开发的要求，实现总体上的低本钱目标。53谢谢！谢谢！54