1、 石油工业标准化研究所翻译出版 套管 和油 管维护 与使用推荐作法 上游段 API RP 5C1 第18版，1999年5月 2010年8月确认 石油工业标准化研究所翻译出版 Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing Upstream Segment API RECOMMENDED PRACTICE 5C1 EIGHTEENTH EDITION, MAY 1999 REAFFIRMED, AUGUST 2010 API 标准 翻译出版 委员会 主 任：杨 果 副主任：高圣平 万战翔 付 伟 邢 公 委 员：（按姓氏拼音为
2、序） 陈俊峰 陈效红 崔 毅 杜德林 范亚民 方 伟 郭 东 韩义萍 何保生 李树生 刘雪梅 马开华 秦长毅 单宏祥 孙 娟 王 慧 王进全 王 欣 文志雄 夏咏华 张虎林 张 勇 张 玉 邹连阳 主 编：高圣平 副主编：杜德林 本标准由石油工业标准化研究所组织翻译、出版和发行。 本标准翻译单位：石油工业标准化研究所 本标准一校责任人：杜德林 本标准二校责任人：夏咏华 本标准三校责任人：刘长跃 本标准译文难免有不妥之处，欢迎各位读者批评指正。 API 授权 声明 本标准由美国石油学会（API）授权许可，由石油工业标准化研究所（PSRI）组织翻译。翻译版本不代替、不取代英文版本，英文版本仍为具备
3、法律效力的版本。API对翻译工作中出现的错误、偏差、误解均不承担任何责任。在未经API书面许可的情况下，不得将翻译版本进行再翻译或复制。 AUTHORIZED BY API This standard has been translated by Petroleum Standardization Research Institute (PSRI) with the permission of the American Petroleum Institute (API). This translated version shall not replace nor supersede the E
4、nglish language version which remains the official version. API shall not be responsible for any errors, discrepancies or misinterpretations arising from this translation. No additional translation or reproduction may be made of the standard without the prior written consent of API. 特别说明 API出版物只能针对一
5、些共性问题。有关特殊问题，宜查阅地方、州和联邦的法律法规。 API不为雇主、制造商和供应商承担对其雇员在健康、安全风险及预防措施进行教育、培训和装备等方面的义务。亦不承担他们按照当地、州或者联邦法律要求所应承担的责任。 关于特定材料和条件方面的安全与健康风险以及适当预防措施的信息，宜向雇主、该材料制造商或供应商索取，也可从材料安全数据单上获取。 API出版物中的任何内容，都不能解释为（以暗示或其他方式）赋予任何人制造、销售或使用专利权所涵盖的任何方法、仪器或产品的权力；也不能解释为担保任何人侵犯专利权而不承担责任。 通常，API标准最长每隔五年就要复审一次，复审的结果是修订、确认或废止。该五年
6、复审周期有时会延期一次，但延期最长不超过两年。作为现行API标准，本出版物自出版之日起有效期为五年，若批准延期，自再版之日起五年后不再有效。关于本出版物的出版状态，可向API上游业务部查询，电话：（202）682 -8000。API出版物和资料的目录每年出版一期，每季度更新一次。API地址为1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005。 本文件是按照API标准化工作程序制定的，该程序保证了制定过程的透明度和广泛参与；本文件被认定为API标准。关于本标准内容解释方面的有关问题，或者关于标准制定程序方面的看法和问题，应以书面形式提交给美国石油学会上游业务部
7、总经理，地址是：1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005。如果需要复制或翻译本标准的全部或部分内容，也请与总经理联系。 出版API标准是为了使公众能够更方便地获取已经证实的、良好的工程与操作惯例。但至于何时何地应当使用这些出版物，仍需要用户依据自身的实践经验而作出明智的判断。API标准的制定和出版，无意以任何方式限制任何人使用任何其他操作惯例。 任何按照API标准的会标使用要求标志其设备和材料的制造商，对于其产品符合相关API标准，负有全部责任。API不承诺、担保或保证这些产品实际上确实符合该项API标准。 版权所有，违者必究。在没有得到出版商的书
8、面批准之前，任何人都不允许在检索系统中复制和 保存本文件中的任何内容或者采用电子、机械、复印、录像或者其他方式传播本文件中的任何内容。 请联系出版商美国石油学会出版业务部，地址：122 0 L Street, NW, Washington, DC 20005。 版权 1999美国石油学会 前 言 本标准在API管材标准化委员会管辖之下，其中的内容都是截止到1999年通过信函投票的方式批准的。 任何愿意使用API出版物的人都可以任意使用。API已经尽了一切努力来保证这些出版物中所含数据的准确性与可靠性；然而，关于本标准API不做任何承诺、担保或保证，在此明确声明，由于使用本标准而造成的任何损失，
9、或者因本标准与联邦、州或市政法规有冲突而造成违法，API将不承担任何义务和责任。 欢迎用户提出修订建议，这类建议应提交给美国石油学会上游业务部总经理，地址是：1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005。 目 次 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 2.1 概述 . 1 2.2 要求 . 2 2.3 等效标准 2 3 定义 2 4 起下套管 . 2 4.1 下套管之前的准备和检验 2 4.2 套管通径 4 4.3 对扣、上扣和下放 . 4 4.4 井场上扣 5 4.5 套管联顶程序 7 4.6 井眼中套管的维护 . 8 4.7 套管的起出 8 4.8
10、 套管故障的原因 . 8 5 起下油管 11 5.1 下油管之前的准备和检验 . 11 5.2 对扣、上扣和下放 . 13 5.3 井场上扣 24 5.4 起出油管 24 5.5 油管故障的原因 . 25 6 运输、装卸和存放 28 6.1 运输 . 28 6.2 装卸与搬运 28 6.3 存放 . 29 7 二手套管和油管的检验与分级 29 7.1 检验和分级程序 . 29 7.2 概述 . 36 7.3 管材定级 37 8 修理再造 . 37 9 在井场焊接套管附件 . 37 9.1 概述 . 37 9.2 焊接作业要求 38 9.3 焊接工艺 38 9.4 电弧焊的填料 38 9.5 母
11、体金属的准备 . 38 9.6 预热和冷却 38 9.7 焊接技术 39 表1 套管上扣扭矩指南，8圈圆螺纹套管 . 14 表2 螺纹连结无接箍套管的扭矩值 23 表3 油管上扣扭矩指南，圆螺纹套管 30 表4 二手套管和油管的分类和色标 35 表5 色标识别 35 1 套管和 油管 维护 与使用推荐作法 1 范围 注：只要螺纹符合最新版本的API Std 5B中的要求，则不得以本推荐作法中的条款作为拒收套管或油管的理由。 1.1 本文件中有关套管和油管腐蚀的条款，是和NACE国际部的油气井设备腐蚀技术规范委员会（即原来的美国腐蚀工程师协会）合作制定的。 1.2 建议用户在为套管和油管选择螺纹
12、脂的过程中小心谨慎，应牢记合格的螺纹脂应具有某些特性，其中主要包括：（a）能够润滑螺纹表面，以便在不发生擦伤的前提下便于上扣和卸扣；（b）能够密封对接的螺纹表面之间的缝隙，并能有效地防止渗漏。最新版本的API Bull 5A2中介绍了在实验室和现场条件下对套管和油管都具有优异功能的螺纹脂。 注：最新版本的API Bull 5A2中介绍的螺纹脂，不宜用于旋转台肩接头。 1.3 在4.8.16和5.5.15中给出了一些通用性建议，可用来防止腐蚀性流体对套管和油管的伤害。但提供针对特定条件下的具体防腐措施超出了本推荐作法的涵盖范围。由于特定的腐蚀问题中可能会涉及到很多变量，并且这些变量的相互作用情况
13、非常复杂，因此需要具体问题具体分析。如欲了解有关特定腐蚀问题的完整技术信息，用户宜参考美国腐蚀工程师协会的官方出版物腐蚀，或者联系NACE国际部油气井设备腐蚀技术规范委员会主席，地址为：T-1, NACE Intl, 1440 South Creek Drive，P.O. Box 218340, Houston, Texas 77218-8340。 2 规范性引 用文件 2.1 概述 本推荐作法以规范性引用的方式包括了以下标准最新版本的全部或部分内容： API Bul 5A2 套管、油管和管线管用螺纹脂公告 Bul 5C2 套管、油管和钻杆性能公告 Bul 5C3 套管、油管、钻杆和管线管性质
14、的计算公式和计算示例公告 RP 7G 钻柱设计和作业极限推荐作法 Spec 5B 套管、油管和管线管螺纹加工、测量和检验规范 Spec 5CT 套管和油管规范 2 API RP 5C1 AWS1Spec A5.1 覆盖式碳钢电弧焊用焊条 2.2 要求 本推荐作法中规范性引用的标准中的要求，对于所生产设备的安全性和互换性是至关重要的。 2.3 等效标准 其他的国内或国际公认的标准，应首先提交给API并获得批准后，才能被纳入本推荐作法，作为等效标准使用。 3 定义 3.1 应：表明条款具有强制性。 3.2 宜：表明条款不具有强制性，但建议将其作为良好作法。 3.3 可：表明条款具有选择性。 4 起
15、下套管 4.1 下套管 之前的准备和检验 4.1.1 交付使用的新套管应没有API Spec 5CT中所定义的、且该标准中规定的检验程序所涉及到的有害缺陷。有些用户发现在少数重点井作业中，经该程序检验合格的套管，其缺陷水平仍无法满足此类重点井的要求。用户只好雇用各种无损检验服务来保证所下套管达到期望的质量水平。在这个问题上，建议各用户： a. 应熟悉标准中规定的、相关厂家所采用的检验程序，同时还要熟悉标准中“有害缺陷”的定义。 b. 全面评估即将对API管材所采用的任何无损检验方法，以保证此检验方法能够正确定位有害缺陷，并且能将这种缺陷与如下参数区分开来：在此类检验方法中，这些参数可能会成为、
16、而且往往已经成为产生误导性“缺陷”信号的来源。 1美国焊接协会，地址：550 N.W. LeJeune Road，P.O. Box 351040, Miami, Florida 33135。 套管和油管维护与使用推荐作法 3 4.1.2 无论是全新的、使用过的或是修复过的套管，均应在护丝就位的情况下搬运和维护。应在套管架或木质、金属表面上维护套管，该表面上不得有石块、砂子、常用钻井泥浆之外的其他污物。如不慎在污物中拖动了套管，则宜按照4.1.7的要求重新清理和保养螺纹。 4.1.3 对于长套管柱，建议采用卡瓦式吊卡。卡盘及吊卡卡瓦均宜保持清洁、有棱角，并与套管适配良好。对超重套管柱宜使用超长卡
17、瓦。卡盘必须呈水平方向。 注：卡瓦和钳牙刻痕都是有害的。应采用最先进的设备、尽最大努力将这种破坏降低到最低程度。 4.1.4 如果使用接箍吊卡，则应仔细检验受力面，以便（a）发现不均匀磨损，这种磨损可能会造成套管接箍出现一侧受力，从而产生接箍脱落危险，（b）保证施加在套管接箍受力面的载荷均匀分布。 4.1.5 宜仔细检查和观察卡盘和吊卡卡瓦，以保证它们同步下放。如果下放不同步，则可能会对管材造成刻痕或严重滑动划伤。 4.1.6 在下入套管柱的过程中，尤其是长套管柱，应特别小心谨慎，以保证卡瓦补心或者卡瓦座处于良好的状态。可以选用能产生套管拉离强度计算值（API Bul 5C3）15%的大钳，应
18、将拉离强度的单位换算为ft-lb（Nm）（即表1中所列指导性扭矩的150%）。宜检查大钳铰链销和铰链表面是否存在磨损。必要时应调整连接到增力柱上的大钳吊绳，使处于待命位置的大钳与接箍处于同一水平面，以避免大钳的抓力载荷在套管表面分布不均匀。吊绳的长度宜保证施加到套管上的弯曲应力最低，同时还宜保证上扣大钳可以全幅度摆动。 4.1.7 在准备套管螺纹以便上扣的过程中应采取以下防范性措施： a. 应恰在套管入井之前，拆除套管两端接头的护丝，并彻底清理螺纹。随着更多的螺纹出现，重复上述过程。 b. 应认真检验螺纹。除非有令人满意的手段修复受损的螺纹，否则发现受损的套管，即便是轻微损伤也宜搁置一旁。 c
19、. 应在下入之前测量每根套管的长度。测量时应使用十进制的英制或米制钢卷尺，校准到0.01英尺（毫米）。应测量以下两点之间的长度：a）接箍（母接头）最外部表面的端点，b）用动力大钳上紧后接箍（母接头）最外部表面的端点在公接头上的终止点。对于圆螺纹接头，该终止点是管体上的螺纹消失点；对于梯形螺纹接头，该终止点是套管上的三角形印记的底边；对于直连型无接箍套管，该终止点是公接头上的台肩。将如此单独测得的长度进行累加，就是套管柱的无载荷总长度。查阅专用图表即可获取井筒中受拉状态下的实际总长度，大多数管材手册中都有这种图表。 d. 应检查每个套管接箍的上扣情况。如果间隙异常大，则应检查接箍的上紧程度。应在
20、彻底清理螺纹并在整个螺纹表面涂敷新鲜的螺纹脂之后，以及将套管吊入井架之前，拧紧所有松动的接箍。 4 API RP 5C1 e. 在对扣之前，应在整个公、母螺纹区域涂敷足量的螺纹脂。推荐使用满足API Bul 5A2中性能要求的螺纹脂；但是在非常苛刻的工况条件下，建议使用API Bul 5A2中规定的高压硅螺纹脂。 f. 在套管的公接头端安装一个清洁的护丝，以便在管架上滚动套管、以及将套管吊入井架的过程中不会损伤螺纹。在该操作中可以重复清理和使用多个护丝。 g. 如果要下入混合套管柱，则应首先检查并确认管架上有相应的套管可以方便地取用，以便根据套管设计随时吊用。 h. 宜仔细检查用于张力调节和提
21、升作业的短节，核对其螺纹承载能力，以保证这种短节能够安全地承载相应负载。 i. 在组装短管和短节时应谨慎小心，保证二者的螺纹具有相同的类型和尺寸。 4.2 套管通径 4.2.1 建议恰在入井之前对套管进行通径，通径范围宜覆盖套管的整个长度，使用的内径规宜符合API Spec 5CT的要求。通径不畅的套管宜搁置一旁。 4.2.2 应小心地下放每根套管至坡道上，而不应将其抛下，滚动套管时也应小心。必要时应使用缓冲绳。应避免套管与井架的任何部位或其他设备发生碰撞。应在窗口处配备一根缓冲绳。对于混合的或没有标记的套管柱，则应在将每根套管从坡道吊到钻台后，将一个通径规穿过整根套管，以避免下入比管柱设计较
22、重的、或说内径较小的套管。 4.3 对扣、上扣和下放 4.3.1 直到一切就绪、只待对扣时，才能卸下公接头端的护丝。 4.3.2 必要时应恰在对扣之前在整个螺纹表面涂敷螺纹脂。涂敷螺纹脂所使用的刷子或其他器具不宜沾有异物，在任何情况下都不应稀释螺纹脂。 4.3.3 对扣时应小心地下放套管，以避免损伤螺纹。应垂直对扣，最好分派一名钻工站在套管扶正台上协助对扣。如果对扣后套管向一个方向倾斜，则应将其提起、清理，使用三棱锉刀修复任何受损的螺纹，然后认真地清除所有的锉屑，并在螺纹表面重新涂敷螺纹脂。在对扣完成之后，起初旋转套管时应非常缓慢，以保证螺纹正确咬合而不发生错扣。如果使用猫头绳，应让其缠绕位置
23、靠近接箍处。 注：4.3.4和4.4.1中的套管上扣推荐作法适用于动力大钳作业。使用猫头绳和常规大钳的套管上扣推荐作法见4.4.2。 4.3.4 由于将动力大钳引入了套管上扣作业，人们便期望针对各种尺寸、重量、钢级的套管，设定相应的推荐扭矩值。早期的研究和试验表明，很多因素都会影响所需扭矩值，例如锥度、螺套管和油管维护与使用推荐作法 5 纹距、螺纹高度和形式、表面光洁度、螺纹脂的类型、带螺纹部分长度、套管的重量和钢级等。考虑到这些影响因素的数量，以及它们对扭矩值随上扣进度的变化关系所产生影响的程度（各个因素可能单独产生影响，也可能相互结合产生影响），必须同时考虑所施加的扭矩值和上扣进度。由于A
24、PI Bul 5C2中给出的API套管拉离强度计算公式中包括几个被认为会影响扭矩的变量，因而科研人员研究了使用修改后的公式来确定扭矩值的可行性。研究发现如果取拉离强度计算值的1%作为扭矩值，则与现场上扣试验中获取的扭矩值相当接近，现场试验中按照API Bul 5C2的要求使用了API改性螺纹脂。API改性螺纹脂之外的其他螺纹脂可能会产生不同的扭矩值。这样，使用这种办法确定了表1中列出的上扣扭矩值。所有的扭矩值已经圆整到10 ft-lb（10 N m）。由于特定的连接和上扣对扭矩的要求可能有很大的变化，因此这些扭矩值只能作为一个指南。正是由于这个原因，就必须按照4.4.1中的规定，将扭矩与上扣进
25、度关联起来考虑。表1中列出的扭矩值适用于带有镀锌接箍或磷酸盐涂层接箍的套管。如果待上扣的是镀锡接箍，作为指南，可使用表中所列扭矩值的80%。表中所列扭矩值不适用于带PTFE（聚四氟乙烯）密封圈的接箍上扣。如果待上扣的是带PTFE密封圈的圆螺纹接头，则建议使用表中所列扭矩值的70%。对与带PTFE密封圈的梯形螺纹接头，上扣时所用的扭矩值可与标准梯形螺纹通常用的扭矩值不相同。 注：在进行套管对扣、提起、上扣、卸扣等操作过程中，易被擦伤的材料（马氏体铬钢，9 Cr 和13 Cr）可能会发生螺纹擦伤。主要应在两个方面控制螺纹擦伤 制造过程中的表面预处理和最终处理，以及起下套管操作的小心谨慎。螺纹和螺纹
26、脂都必须清洁。应避免在水平位置进行套管上扣。上扣时应手动操作至拧不动为止，然后再缓慢地用动力大钳拧紧。卸扣时应按照相反顺序操作。 4.4 井场上 扣 4.4.1 建议采用以下作法进行套管井场上扣： a. 尺寸为41/2至133/8的圆螺纹套管 1. 每次启用某个特定批次的套管时，明智的作法是先尝试性下入若干根套管，以便逐步确定合适上扣所必需的扭矩值。在手动拧紧之后还需旋转的圈数见4.4.2。这些值可能表明有时候偏离表1中所列的扭矩值反倒是可取的。如果选用其他扭矩值，则最小扭矩不宜低于所选值的75%；最大扭矩不宜高于所选值的125%。 2. 宜为动力大钳配备一个准确度已知的、可靠的扭矩表。在上扣
27、的初始阶段，应注意观测任何异常现象，包括上扣速度异常，因为这类异常可能反映错扣、存在污物、螺纹损伤、或其他不利情况。为防止在井场上扣过程中发生擦伤，上扣旋转速度不宜超过25 rpm。 3. 继续上扣，同时注意观察扭矩表的读数，以及接箍端面相对于螺纹消失点的大体位置。 6 API RP 5C1 4. 在正常条件下人们都选用表1、表2和表3中所示的扭矩值，以获得合适的上扣效果；假如达到该扭矩值时接箍端面与螺纹消失点平齐，或者前后相差在两圈之内，这些扭矩值就应被认为是令人满意的。 5. 如果螺纹消失点已被掩盖两圈，但还没有达到表1中所列扭矩值的75%，则应按照4.4.3中的要求将此根套管作为有疑问套
28、管处理。 6. 如果已经达到了表中所列的扭矩值，但仍有若干圈螺纹暴露在外，则应加大扭距至表1所列扭矩值的125%。如果在达到了125%后，偏距（接箍端面与螺纹消失点之间的距离）仍然大于三圈螺纹，则应按照4.4.3中的要求将此根套管作为有疑问套管处理。 b. 对于外径为41/2到133/8的梯形螺纹接头，宜用如下方法确定合适的上扣扭矩值：仔细记录将若干个接头上扣至三角形的底边时所需的扭距值；然后利用如此建立的扭矩值，为该批特定重量和钢级的其余套管上扣。 c. 对于外径为16、185/8和20的圆螺纹和梯形螺纹： 1. 为外径16、185/8和20的套管上扣时，应上至某个标志点。对8圈圆螺纹接头来
29、说，该标志点就是螺纹消失点；对梯形螺纹接头来说，该标志点就是三角形的底边，同时应将表1中列出的最低扭矩值作为指南。 在8圈圆螺纹套管上，在距两端L1+ 1/16英寸（1 .6毫米）处各有一个冲压的3/8英寸（9.5毫米）等边三角形。在用动力大钳进行初步上扣过程中，这个三角形的底边将有助于确定螺纹消失点；但接箍与三角形底边的相对位置不应作为接受或拒收套管的理由。在为这种大尺寸接头上扣时，应小心谨慎，避免错扣。选用的大钳宜能够在整个摆动幅度内提供高扭矩 50,000 ft-lb（67,800 Nm）。预期的最大扭矩值可能达到上扣至推荐位置所遇到的最小扭矩值的5倍。 2. 对于4.4.1第a.5或a
30、.6项中发现的无法正常上扣的有疑问套管，宜卸开丝扣并从钻台上放下，以便确认无法正常上扣的原因。宜同时检查管体螺纹和对应的接箍螺纹。对受损的螺纹或不满足规范的螺纹宜进行修复。如果发现造成无法正常上扣的原因并不是螺纹受损或螺纹不符合规范，则宜调整上扣扭矩以便能够合适上扣（见4.4.1中a.1项）。宜注意的是如果螺纹脂的摩擦系数与常用螺纹脂相差太大，则有可能会成为无法正常上扣的原因。 4.4.2 在套管上扣过程中如果使用常规大钳，则应拧紧至适当的程度。尺寸为41/2到7的套管，在手动拧紧之后宜再旋转至少三圈。尺寸为75/8及以上的套管，在手动拧紧之后宜再旋转至少三圈半。但外径95/8和103/4钢级
31、P110、及外径20钢级J55和K55的套管均是例外情况，这些 套管和油管维护与使用推荐作法 7 套管在手动拧紧之后宜再旋转至少四圈。如果使用猫头绳，则有必要对手动拧紧程度与猫头绳拧紧程度进行比较。为此，将最初几根套管上扣至手动拧紧位置，然后卸开，再上扣至猫头绳拧紧位置。比较这两种上扣方式的相对位置，并利用该信息来确定以何时作为在手动拧紧位置之后再旋转本条中给出的推荐圈数的起点。 4.4.3 对于无法正常上扣的有疑问套管，宜卸开丝扣并从钻台上放下，以便检验和修理。进行此项工作时，宜仔细检查套管接箍上是否有螺纹受损。断裂的套管不经过加工和修理不应重新使用，即使从外表看套管几乎没有损伤也是如此。
32、4.4.4 如果套管的上端在上扣过程中出现不适当的摇摆，则说明螺纹与套管的轴心可能不匹配，在此情况下应降低旋转的速度，以防止螺纹擦伤。如在旋转速度降低后仍然存在摇摆问题，则应将套管从钻台上放下以便进行检查。宜在慎重考虑之后，才能决定是否可将该套管用在套管柱中承受高张力载荷的位置。 4.4.5 在井场进行上扣时，在出厂前已装好的接箍有可能还能被轻轻地上扣。这并不表明在厂内已装好的接箍过于松弛，而正是表明井场上扣已经达到了接箍在厂内上扣时的拧紧程度。 4.4.6 套管柱宜轻提轻放，放置卡瓦时还宜注意避免产生冲击载荷。如果抛下套管柱，即使距离非常短，也可能造成套管柱底部的接箍松动。宜注意防止将套管柱
33、座放到井底，或以其他方式使其处于受压状态，因为这样会造成管柱弯曲，在扩径井段尤其是如此。 4.4.7 在设计套管柱的过程中宜有明确的指令，包括各种钢级、重量的套管的安装位置，以及接头的类型等。宜注意严格按照设计要求的顺序下入套管柱。如果任一根套管的参数不清楚，则宜放置一旁，直到其钢级、重量和接头的类型都明确后才可以使用。 4.4.8 为便于下套管作业，同时保证有足够的静压头来平衡地层压力，在下套管过程中宜定期灌泥浆。灌泥浆的频度取决于若干个因素：井眼中管柱的重量、泥浆密度、油气藏压力等。在大多数情况下每下入六到十根套管灌注一次就足够了。在任何情况下都不应因灌注作业频度过低而危及油气藏的静压平衡
34、。灌注时宜使用密度合适的泥浆，还宜使用足够尺寸且取用方便的软管，以加快灌注作业。在软管上安装可快速开启和关闭的旋塞阀，将会便利于灌注作业，并能防止溢流。如果使用橡胶软管，则建议将快速关闭阀安装在软管与泥浆管线连接处，而非软管的出口处。同时建议泥浆系统中至少有另外一个排放接头保持开启状态，以防止在泵仍然运转的情况下关闭快速阀而产生过高压力聚积。可以利用安装在泥浆软管终端的铜质喇叭口进行灌泥浆作业，这样能够防止损伤接箍的螺纹。 注：如果采用自动灌泥浆套管鞋和钻铤，则不需要上述灌注操作。 4.5 套管联 顶程序 8 API RP 5C1 宜为合适的套管柱张力、以及固井作业完成后合适的套管联顶操作提出
35、确切的指令要求。这样做的目的是避免在油气井的使用寿命内出现临界应力或过高且不安全的张力。在达到适当的张力和开始联顶操作时，应认真考虑所有影响因素，诸如井筒温度和压力、水泥水化造成的温度上升、泥浆温度、及采油作业中出现的温度变化等。由于设计的套管柱原始张力安全系数将影响联顶操作，因此宜对该安全系数予以考虑。但是，如果经过考虑后认为没有必要制定专门的联顶操作指令（可能在所钻的绝大多数井中都是如此），则套管在套管头内的联顶位置，宜采用水泥塞到达其最低点、或说“固井作业恰好结束”时套管的悬挂位置。 4.6 井眼中套管的维护 下入套管内的钻杆上宜安装合适的钻杆保护套。 4.7 套管的起出 4.7.1 卸
36、扣大钳的安放位置应比较靠近接箍，但也不宜过分靠近，这是由于在钳牙与管材的接触点不可避免地会产生轻微的挤压破坏效应，在接头太紧和/或套管重量较轻的情况下尤其是如此。一般来说，在大钳与接箍之间保持套管直径四分之一到三分之一的距离，即可避免螺纹出现不必要的摩损。用锤子敲打接箍来卸扣是非常有害的作法。如果需要轻微的敲击，则应使用锤子的平底面，而一定不应使用锤尖，且在任何情况下都不应使用大锤。应在接箍的中间部位并完全环绕接箍轻轻敲击，一定不应在接箍的两端敲击，也不应仅在接箍的相对的两侧敲击。 4.7.2 在将套管从接箍中提出之前，宜特别小心地将所有螺纹脱扣并分离开。不应猛力将套管从接箍中拔出。 4.7.
37、3 宜清理所有螺纹并涂敷上螺纹脂，或涂上能最大限度减轻腐蚀的材料。在将套管放下钻台之前宜装上清洁的护丝。 4.7.4 在存放套管或再次使用之前，宜检查管体和螺纹，应标记所有有缺陷的套管，以便加工和维修。 4.7.5 如因套管损坏而起出套管，为防止以后再次发生这类损坏，应进行彻底的金相分析。宜采取一切措施保证起出的损坏部分保留其“损坏”状况。如果金相分析发现管材质量的某些方面与损坏有关，则宜将这类研究结果提交给API办事处。 4.7.6 码放在井架上的套管宜置于一个牢固的木质平台上，并应卸掉套管底部的护丝，这是因为护丝的设计不足以支撑单根或立柱的重量，而不对公扣螺纹造成损伤。 4.8 套管故障
38、的原因 造成套管故障的更常见原因见4.8.1至4.8.16。 套管和油管维护与使用推荐作法 9 4.8.1 选用的套管与井深和压力条件不符。 4.8.2 对每根套管或井场攻丝的螺纹检验不够充分。 4.8.3 在生产厂内、运输过程中和井场上搬运时野蛮操作。 4.8.4 起下套管时不遵守正确的规则。 4.8.5 井场攻丝的螺纹切削不当。 4.8.6 更换或新增的接箍产品质量不过关。 4.8.7 存放过程中维护不当。 4.8.8 利用过高的扭矩使套管强行通过井眼中的缩径部位。 4.8.9 提升管柱时用力过大（以使其解卡），这样可能会造成管柱顶部的接箍松动。在最终下入管柱之前宜使用大钳再次将其紧固。
39、4.8.10 在套管内进行旋转钻进。在固井之后套管柱上仍有不适当的张力是这种故障的最常见原因之一。 4.8.11 在偏离预定轨迹的井眼内的套管中钻进时，钻杆对套管的磨损将会特别严重。在定向井中、偶尔在采取过纠斜措施的直井中，明显的狗腿度会造成套管的局部过分弯曲，而这样又会造成过分的套管内磨损，在狗腿度太大时尤其是如此。 4.8.12 抽汲作业或顿钻钻井过程中钢丝绳对套管的切割作用。 4.8.13 如果在套管联顶时释放了过量的张力，则在未被水泥充填的扩径井段或冲蚀造成的“大肚子”井段，套管会发生弯曲。 4.8.14 抛下套管柱，即使距离非常短。 4.8.15 在外压或内压下套管接头处出现渗漏是一
40、种常见的故障，其原因可能包括以下方面： a. 螺纹脂选用不当。 b. 螺纹未上紧。 c. 螺纹上有污物。 d. 螺纹擦伤，其原因是存在污物、对扣时粗心大意、螺纹已受损、旋转过快、上紧过度、或上紧过程中套管摇摆。 10 API RP 5C1 e. 井场攻丝的螺纹切削不当。 f. 提起套管柱时用力过猛。 g. 抛下套管柱。 h. 上扣和卸扣时用力过大。 i. 大钳对套管施加的作用力过大，尤其是在卸扣时。这样会倾向于使套管弯曲，可能擦伤螺纹。 j. 出厂前接箍上扣不当。 k. 套管呈椭圆状或其他不规则状。 l. 套管联顶操作不当，从而在螺纹接头处产生的应力超过了屈服值。 4.8.16 腐蚀。套管的内
41、部和外部都有可能因腐蚀而损坏，从管材上出现的蚀坑或孔穴可以辨别腐蚀问题。与套管接触的腐蚀性流体或地层，以及从套管流向周围流体或地层的杂散电流可以造成套管外表面的腐蚀。硫酸盐还原菌也会造成严重的腐蚀。套管内部的腐蚀通常是由采出的腐蚀性流体造成的，但套管和油管中的抽油泵及附属设备的摩蚀作用、及高流体流速（例如在某些气举井中）会加速这种腐蚀破坏。造成内部腐蚀的原因还可能包括杂散电流（电解作用）或者不同类金属的紧密接触（双金属原电池腐蚀）。 由于多种不同条件都可能会造成腐蚀，因此没有一个简单的或通用的解决措施可用来防腐。对每个腐蚀问题必须具体问题具体分析，并应根据已知的腐蚀因素和作业条件尝试解决方案。
42、套管的状况可以通过目测或光学仪器检验的方式确定。如果上述方法都不可行，则可以采用套管内径测井来判定套管内表面的情况。截至目前尚未研发出可用来判断井眼中套管外表面状况的工具。套管内径测井可以显示出腐蚀的范围、部位及严重程度。基于到目前为止积累的作业经验，可用以下作法或措施进行套管防腐： a. 如果已知发生了套管外部腐蚀，或杂散电流探测显示已经有相对较强的电流进入井筒，则可以采取以下作法： 1. 良好的固井作业，包括使用扶正器、井壁刮削器及足量的水泥，以保证腐蚀性流体不会与套管外壁接触。 2. 在管线中采用绝缘法兰装置，切断流动管线与井筒之间的电流，从而减少或防止电流进入井筒。 3. 使用高碱性泥
43、浆或经杀菌剂处理过的泥浆作为完井液，将有助于缓解由硫酸盐还原菌造成的腐蚀。 4. 与管线管所用的相类似、设计正确的阴极保护系统，可以减轻套管外部腐蚀。套管的保护准则与管线管的保护准则有所不同。欲了解正确的保护准则，宜查阅有关套管外部腐蚀的文献，或咨询这方面的专家。 b. 如果已知发生了套管内部腐蚀，则可以采取以下作法： 套管和油管维护与使用推荐作法 11 1. 在自喷井中，应使用清水或低矿化度的碱性泥浆作为封隔液。（在有些自喷井中最好使用防腐剂保护套管内壁和油管。） 2. 在泵采井中，应避免使用套管泵。一般来说，无论泵的位置如何，泵采井中的油管下入深度应尽可能接近井底，以便将腐蚀性流体对套管的
44、破坏程度降到最低。 3. 使用防腐剂保护套管内壁。 c. 为了确定上述作法或措施的价值和有效性，可以对比分析采取上述措施前后的成本和设备故障记录。防腐剂的效果可以通过套管内径测井、易接近的设备部件的目测检验及水中铁离子含量分析的方式进行判定。金属挂片也有助于确定所加防腐剂是否足量。如果对上述任何一种措施缺乏经验，则使用时宜小心谨慎，且宜局限在一定范围内，直到针对特定的作业条件进行评估后才可推广。 d. 一般来说，所有新油气区均宜被认为具有潜在的腐蚀性，宜在油气田开发的早期就启动相关的调研工作，以后还宜周期性地重复这种调研，以便在腐蚀尚未造成破坏之前即可探测到腐蚀、并将其遏止在萌芽状态。此类调查
45、研究宜包括：（1）产出水的全面化学分析，包括pH、铁离子、硫化氢、有机酸及其他可影响或显示腐蚀程度的物质。同时还建议分析采出天然气中的二氧化碳和硫化氢含量；（2）在井筒中使用相同金属的挂片测定腐蚀速率；（3）利用套管内径测井或光学仪器进行检验。如果存在易于腐蚀的条件，则宜咨询有资质的腐蚀工程师。如果地下设备的预期寿命低于油气井的开发寿命，则宜特别注意采取措施来缓解这些设备的腐蚀。 e. 如果井中流体含有H2S，则具有较高屈服强度的套管可能会遭受硫化物腐蚀脆裂。目前对于不同强度的材料引起脆裂的必要H2S浓度尚未研究清楚。宜查阅有关硫化物腐蚀的文献，或咨询这方面的专家。 5 起下油管 5.1 下油
46、管 之前的准备和检验 5.1.1 交付使用的新油管应无API Spec 5CT中定义的、按照其中规定的检验程序能够检测到的有害缺陷。有些用户发现在少数重点井作业中，经上述程序检验合格的油管，其缺陷水平仍无法满足此类重点井的要求。用户只好雇用各种无损检验服务来保证其所下油管达到期望的质量水平。在这个问题上，建议各用户： a. 应熟悉标准中规定的、相关厂家所采用的检验程序，同时还要熟悉标准中“有害缺陷”的定义。 b. 全面评估即将对API管材所采用的任何无损检验方法，以保证此检验方法能够正确定位有害缺陷，并且能将这种缺陷与如下参数区分开来：在此类检验方法中，这些参数可能会成为、而且往往已经成为产生
47、误导性“缺陷”信号的来源。 12 API RP 5C1 警告：由于紧邻油管加厚端的外径允许存在一定误差，这里提醒用户：在按照误差上限制造的油管上安装缠绕密封式悬挂器时可能会发生困难；因此，对于将连接到油管柱顶部的那根油管，建议用户仔细选择。 5.1.2 无论是全新的、使用过的或是修复过的油管，均应在护丝就位的情况下搬运和维护。应在套管架或木质、金属表面上维护油管，该表面上不得有石块、砂子、常用钻井泥浆之外的其他污物。如不慎在污物中拖动了油管，则宜按照5.1.9的要求重新清理和保养螺纹。 5.1.3 在油管初次下入井筒之前，宜使用API内径规对其进行通径，以保证抽油泵、抽油活塞及封隔器能够顺利通
48、过。 5.1.4 吊卡宜处于良好维护状态，吊环的长度宜完全一致。 5.1.5 在下入特殊间隙的接箍、尤其是下端有斜坡的接箍时，建议使用卡瓦式吊卡。 5.1.6 宜检验吊卡的闩合件是否齐备。 5.1.7 宜使用不会挤坏油管的卡盘卡瓦。使用前宜检查卡瓦是否能正常操作。 注：卡瓦和钳牙刻痕都会损伤油管。宜使用最先进的设备尽力将这种破坏降到最低程度。 5.1.8 宜使用不会挤坏油管的油管钳，让油管钳夹在油管管体上，且宜合适咬合，避免在管壁上形成不必要的刻痕。大钳钳牙的弧度宜与油管弧度吻合。不建议使用管钳。 5.1.9 在准备油管螺纹的过程中应采取以下防范性措施： a. 应恰在油管入井之前，拆除油管两端
49、接头的护丝，并彻底清理螺纹。随着更多的螺纹出现，重复上述过程。 b. 应认真检验螺纹。除非有令人满意的手段修复受损的螺纹，否则发现受损的油管，即便是轻微损伤也宜搁置一旁。 c. 应在下入之前测量每根油管的长度。测量时应使用十进制的英制或米制钢卷尺，校准到0.01英尺（毫米）。应测量以下两点之间的长度：a）接箍（母接头）最外部表面的端点，b）用动力大钳上紧后接箍（母接头）最外部表面的端点在公接头上的终止点。将如此单独测得的长度进行累加，就是油管柱的无载荷总长度。 查阅专用图表即可获取井筒中受拉状态下的实际总长度，大多数管材手册中都有这种图表。 d. 在油管的公接头端安装一个清洁的护丝，以便在管架上滚动油管、以及将油管吊入井架的过程中不会损伤螺纹。在该操作中可以重复清理和使用多个护丝。 套管和油管维护与使用推荐作法 13 e.
