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套管偏梯扣极限拉伸失效仿真分析

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摘要：本文针对一种新开发偏梯扣Φ88.9×6.45mm p110采用有限元法分析了其在极限拉伸载荷下的应力情况，同时计算极限失效载荷，分析了失效形式。结果发现：接头在标准上扣后应力分布合理，极限拉伸下接头表现出螺纹滑脱+管体断裂失效，失效载荷大于API值。说明该接头扣型设计能够承受较强的轴向力。

关键词：偏梯扣;极限失效;应力;有限元;失效载荷

1 绪论

Φ88.9×6.45mm p110 偏梯扣是一种新开发的油套管连接扣型，具有抗扭性能佳、气密封性好、抗爆破能力强等优点，还能和API普通接头交换使用。与API NU 油管相比，该接头工厂端与现场端采用了相同的螺纹牙型：牙型的螺距6牙/英寸，外螺纹齿高1.016mm，内螺纹齿高1.219mm，锥度1：16，螺纹承载面3°，导向面10°。具体几何模型见图1。本文简化了《ISO 13679：石油天然气工业套管及油管螺纹连接试验程序》[1]的极限承载试验程序，分析了该扣型接头在极限拉伸载荷的应力情况，求出极限失效载荷。

2 有限元模型

2.1 套管接头的受力特点

油套管螺纹所受的主要载荷有以下几种：[2-4]石油管柱在油井中工作主要承受以下几种力学载荷：上扣时的旋转扭矩、管柱自重的轴向力、管柱中循环液体的内外压力。本文主要分析套管上扣后受到轴向拉伸极限载荷。

2.2 网格模型

由于接触问题本身边界条件复杂，具有不确定性，而又要保证计算的精度与效率，采用四节点轴对称四边形缩减积分单元CAX4R。划分网格后最终得到管体部分单元数10451个，接箍部分单元数9873个，有限元网格模型如图1所示。其中套管材料为钢级P110，弹性模量210000MPa，泊松比0.3，管体屈服极限758MPa，管体拉伸极限960MPa。

3 套管拉伸至失效计算结果

上扣后持续给接头连段施加拉力，直到管子被拉至与接箍出现脱离的迹象，此时应力云图可以看见管子管体部分已经出现了断裂的趋势，[4]不完整螺纹段的末尾1-2牙啮合螺纹首先滑脱，随后其余螺纹迅速滑脱。最后的失效载荷为1400kN，大于ISO10400[5]标准给出的本规格油管的最小抗拉伸强度1200kN。图2（a）和图2（b）展示了拉伸至失效前的等效应力分布和变形情况。该扣型螺纹承载面角为3°比较陡峭，承受较大轴向力时，末尾1-2牙螺纹容易被轴向剪切。失效时，对顶面脱离接触，导向面分离，承载面保持作用。

4 结论

通过分析可以得到以下结论：

（1）接头应力分布趋势合理。但由于接头强度较高（110钢级），拧紧后整体应力水平偏高，可考虑适当降低螺纹过盈量。

（2）接头拧紧后，对顶的端面互相作用产生轴向应力，该轴向应力会增加接箍的应力水平，但由于接箍厚度远大于管子，该轴向应力对整个接头的连接强度影响较低。

（3）接头在极限拉伸载荷作用下的失效表现形式分别为为滑脱和管体断裂，且其抗外载能力大于API保证值，说明该型套管扣型设计能够承受较强的轴向力。

参考文献：

[1]API RP 5C5.Recommended Practice on Procedures for Testing Casing and Tubing Connections[S].ISO 13679：2002.Petroleum and natural gas industries—Procedures for testing casing and tubing connections[S].

[2]張建兵，白松，李双贵，陈晓华.《ISO 13679：石油天然气工业套管及油管螺纹连接试验程序》的仿真方法[J].天然气工业，2017，37（10）：66-72.

[3]白松，张建兵，杜志杰.基于ISO 13679热循环试验要求的套管特殊螺纹强度分析[J].石油矿场机械，2017，46（06）：40-46.

[4]李渭亮，白松，陈晓华，等.基于ISO 13679的套管特殊螺纹极限承载能力仿真评价[J].钢管，2017，46（03）：66-70.

[5]API TR 5C3.Technical Report on Equations and Calculations for Casing，Tubing，and Line Pipe used as Casing or Tubing;and Performance Properties Tables for Casing and Tubing[S].ISO 10400：2007.Petroleum and natural gas industries—Formulae and calculations for casing，tubing，drill pipe and line pipe properties[S].

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