Φ101.60 mm×9.19mm规格S135钻杆刺漏失效分析

王军，史交齐，史学芳，姬丙寅

（1.西安三维应力工程技术有限公司，陕西西安710075；2.西安电子科技大学，陕西西安710071）

Φ101.60 mm×9.19mm规格S135钻杆刺漏失效分析

王军1，史交齐1，史学芳2，姬丙寅1

（1.西安三维应力工程技术有限公司，陕西西安710075；2.西安电子科技大学，陕西西安710071）

采用几何尺寸测量、刺漏裂口形貌分析、力学性能测试等方法，结合钻杆的受力状态和使用工况，分析了S135钻杆刺漏的原因，并提出了5点预防措施。分析认为：S135钻杆刺漏属于早期腐蚀疲劳失效；在腐蚀和拉压、弯曲、扭转等载荷的作用下，S135钻杆壁厚偏薄处的外表面腐蚀坑底部首先出现疲劳裂纹，并扩展导致钻杆刺漏。

钻杆；S135；刺漏；失效分析；腐蚀疲劳

石油钻杆是钻柱系统的重要组成部分，它不仅是钻井液的循环通道，而且在旋转钻井中传递扭矩，承受拉伸、压缩、弯曲、扭转等多种载荷的复合作用，并受到钻井液、地层水及油气中腐蚀性气体介质的腐蚀，因此在钻进生产中经常出现多种形式的失效［1-4］。钻杆刺漏是钻杆失效的一种常见形式，严重时还会导致钻杆断裂［5-10］。

某油田在钻进作业过程中发生一起钻杆本体刺漏事故。该井设计井深5 280 m，井型为垂直井，海拔1 645 m，钻杆刺漏处井深为2 752 m。刺漏钻杆为使用仅1周的新钻杆，钢级为S135，规格为Φ101.60 mm×9.19 mm。钻井方式为泥浆钻进，钻井液密度为1.4 g/cm3、pH值为7。钻杆断裂时的钻压为50 kN、钻速为75 r/min、排量为15.5 L/s、泵压为20MPa。

1 宏观检验

1.1 宏观形貌分析

S135失效钻杆本体裂纹附近及接头外表面卡瓦夹痕明显，接头耐磨带磨损严重。S135失效钻杆本体及接头外表面形貌如图1所示。刺漏裂口位于内外加厚过渡带消失部位管体上，距内螺纹端面770 mm。刺漏裂口沿钻杆环向长40 mm，约占钻杆整个圆周的6.3%。刺漏裂口外表面中间宽两边窄，最宽处约4.9 mm；刺漏裂口内表面宽度和长度均小于外表面，环向长30 mm，最宽处约2 mm。

图1 S135失效钻杆本体及接头外表面形貌

样品沿轴线对剖后可以看到，S135失效钻杆内表面被一层灰黑色泥浆覆盖，使用棉布擦拭后露出绿色内涂层，除刺漏裂口，其余部位的涂层表面完好。观察刺漏裂口发现，内表面刺漏裂口长度和宽度均小于外表面，且形状较为规则，S135失效钻杆样品内壁宏观形貌如图2所示。

1.2 无损检测

对失效钻杆进行超声波探伤检测，发现3处环向裂纹（除刺漏裂口），均位于刺漏裂口所在的1/8圆周上，距接头端面约600mm（位于刺漏裂口和接头之间）。

1.3 几何尺寸测量

采用游标卡尺和超声波测厚仪测量管体的外径和壁厚（含内涂层），测量点按径向8等分、轴向间隔15mm分布。管体非加厚区的壁厚为9.42~10.78 mm，外径为100.00~101.96 mm，满足API Spec 5DP—2009《钻杆产品规范》［11］要求。但刺漏裂口所在轴向线处壁厚最薄（非加厚区平均壁厚为9.56 mm），其正对面轴向线处壁厚最厚（非加厚区平均壁厚为10.35 mm），两者相差8.3%。此外，对刺漏裂口周边的壁厚进行测量，没有发现壁厚明显减薄的区域。

图2 S135失效钻杆样品内壁宏观形貌

2 理化性能检测

2.1 化学成分分析

采用直读光谱仪分析S135失效钻杆的化学成分，结果见表1。由表1可知，S135失效钻杆的化学成分符合APISpec 5DP—2009标准要求。

表1 S135失效钻杆的化学成分（质量分数）%

2.2 拉伸性能检测

检测失效钻杆的拉伸性能，S135失效钻杆的拉伸试验结果见表2。由表2可知，失效钻杆的拉伸性能符合APISpec 5DP—2009标准要求。

表2 S135失效钻杆的拉伸试验结果

2.3 冲击性能检测

在失效钻杆刺漏裂口附近加工夏比V型缺口冲击试样，试样尺寸为10 mm×7.5 mm×55 mm。S135失效钻杆的冲击性能试验结果见表3，结果表明失效钻杆的冲击功符合APISpec 5DP—2009标准要求。

表3 S135失效钻杆的冲击性能试验结果

2.4 显微组织分析

在刺漏裂口附近取样，并进行显微组织分析。S135失效钻杆的显微组织形貌如图3所示，其组织均为回火索氏体。失效钻杆的晶粒度等级为8级，组织中的夹杂物种类和等级为A系（细）0.5、B系（细）0.5、C系（细）0.5、D系（粗）0.5。

图3 S135失效钻杆的显微组织形貌

S135失效钻杆的表面有多处环向裂纹，均位于壁厚较薄的1/8圆周上；裂纹环向最长25 mm，占该处截面周长的7.8%；径向最深5.2 mm，占壁厚40%。S135失效钻杆的裂纹形貌如图4所示。由图4可知，裂纹从钻杆外表面腐蚀坑处起裂，起始部位较宽并填充有腐蚀产物，裂纹曲折扩展且有分叉。

图4 S135失效钻杆的裂纹形貌

在裂纹处选取2个分析点，分别进行扫描电镜能谱分析，结果表明裂纹处含有C、S、O等元素。S135失效钻杆裂纹处腐蚀产物能谱分析区域及结果如图5所示。

图5 S135失效钻杆裂纹处腐蚀产物能谱分析区域及结果

2.5 断口分析

在刺漏裂口尖端处取样，S135失效钻杆刺漏裂口解剖试样形貌如图6所示，由图6（b）~（c）可知，刺漏裂口尖端处填充有疏松的残留物；由图6（d）可知，刺漏裂口表面形成了由内向外的冲刷沟壑痕迹，冲刷处表面光滑，但大部分区域被棕黄色腐蚀产物覆盖，断口处可以观察到少量贝壳纹。

在刺漏裂口表面取小块残留物进行能谱分析，发现残留物中也含有一定的S元素。S135失效钻杆刺漏裂口表面残留物能谱分析如图7所示。

3 分析与讨论

本次刺漏S135失效钻杆为投入使用不久的新钻杆，钻杆服役时间低于正常使用寿命。钻杆发生刺漏的原因除与钻杆质量有关外，还与钻杆的使用工况有关。

3.1 钻杆质量

S135失效钻杆的化学成分、屈服强度、抗拉强度、伸长率、冲击功均满足API Spec 5DP—2009要求。钻杆几何尺寸测量结果表明，刺漏裂口中部所在轴向线处壁厚最薄，其正对面轴向线处壁厚最厚，两者相差8.3%。因存在壁厚偏心，薄壁处不仅形成很大的应力集中，而且抵抗载荷的有效面积也相对减少；因此，壁厚不均是导致钻杆刺漏不容忽视的因素之一。超声波探伤检测发现3处横向裂纹，无损探伤和显微观察也发现多条起源于钻杆外表面腐蚀坑底的裂纹。

图6 S135失效钻杆刺漏裂口解剖试样形貌

图7 S135失效钻杆刺漏裂口表面残留物能谱分析

3.2 使用工况

3.2.1 腐蚀介质

S135失效钻杆刺漏处距井口2 752 m，位于页岩气层。该井的气测数据表明，全烃含量1.1%~ 1.9%，其中甲烷含量0.49%~0.99%、CO2含量1.07% ~1.89%，并含有一定量的H2S。S135失效钻杆裂纹及断口处残留物能谱分析结果表明腐蚀产物中含有C、S、O等元素。

在CO2存在的情况下，少量的H2S即能加速阳极铁的溶解和阴极氢气的析出［12］。温度升高，腐蚀极化电阻变小，腐蚀也会加剧。S135失效钻杆刺漏位置处的地层温度约75℃，比较有利于CO2和H2S腐蚀［13-14］。

3.2.2 现场作业

S135失效钻杆本体裂纹附近及接头外表面卡瓦夹痕明显。以往的失效事故表明，大约1/3的钻杆疲劳失效与卡瓦夹痕有关系。这些异常造成的钻杆寿命减少主要发生在疲劳裂纹萌生阶段。也就是说，同等载荷下，相对于光滑表面，应力集中源或其附近的高应力使裂纹萌生更快［15］。

3.2.3 管柱受力

S135失效钻杆的中和点位于NC35-47（外径120.6 mm、内径50.8 mm）钻铤上，钻杆刺漏处井深为2 752m，井眼曲率为3.04°/100 m，此处承受的浮重为50.9 t（12.06 t钻铤+4.93 t加重钻杆+33.91 tΦ101.6 mm规格S135钻杆），换算成轴向拉伸载荷为180 MPa，远小于该钻杆的抗拉强度（1 137 MPa）。但因钻杆刺漏段的井身轨迹较差，一方面，施工中摩擦阻力较大；另一方面，当钻杆钻遇狗腿井段，钻杆要承受弯曲载荷，弯曲的钻杆在最大弯曲截面处一边受压，另一边受拉，当钻杆旋转一周后，钻杆上某一点经受了从拉到压的一个应力循环。在交变应力的作用下，钻杆表面应力集中位置或危险截面萌生裂纹。只要交变应力继续作用，裂纹就会不断扩展，直至穿透钻杆壁厚。交变应力越大，疲劳裂纹萌生、扩展的速度越快。S135失效钻杆的耐磨带磨损严重也充分说明钻柱存在弯曲现象，摩擦阻力较大。

综上所述，疲劳源首先在钻杆壁厚偏薄处的外表面腐蚀坑底微裂纹处形成，这些微裂纹在扭转、弯曲和内压等合应力作用下快速扩展，最终形成疲劳裂纹。当裂纹扩展至接近管体内壁，由于管内钻井液的高压作用而最终导致管壁被刺穿。管壁刺穿后，S135钻杆内部的钻井液在内压作用下随之喷出，高速的钻井液（固-液双相流体）立即冲刷管壁断裂面，从而形成内窄外宽的刺漏裂口形貌。随着冲刷时间的延长，断裂面先冲刷变光滑，然后逐步形成凹坑，凹坑的形貌则反映了钻井液流体的扩张形貌。

4 结论与建议

（1）S135钻杆为腐蚀疲劳失效，疲劳源首先在钻杆壁厚偏薄处的外表面腐蚀坑底微裂纹处形成，这些微裂纹在扭转、弯曲和内压等合应力作用下快速扩展，最终形成疲劳穿透裂纹。

（2）为避免类似事故的发生，可采取以下方法：①钻杆下井之前要进行无损探伤，避免已有裂纹钻杆继续服役；②钻杆使用一段时间后，应检查钻杆的磨损、弯曲、表面划痕等情况，及时淘汰磨损过度、弯曲明显及表面划痕较深的钻杆，尤其要仔细检查镦锻过渡带的磨损情况，该处往往最易磨损变薄，从而发生断裂；③起下钻时检查钻具损伤情况，勤倒换钻具的入井顺序，避免应力集中引起疲劳破坏；④有必要开展钻杆成分设计、表面防腐技术、专用缓蚀剂等的研究；⑤对钻柱设计进行系统的动力学分析。

［1］章扬烈.钻柱运动学与动力学［M］.北京：石油工业出版社，2001.

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［15］陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术［M］.东营：石油大学出版社，2000.

●信息

Analysis of Piercing Failure ofΦ101.60 mm×9.19 mm S135 Drill Pipe

WANG Jun1，SHIJiaoqi1，SHIXuefang2，JIBingyin1
（1.Xi’an Serv Stress Engineering Technology Co.，Ltd.，Xi’an 710075，China；2.Xidian University，Xi’an 710071，China）

Analyzed in the essay are the causes for the piercing failure of the S135 drill pipe by means of methods like geometric dimension measurement，piercing fracture morphology analysis and mechanical property testing，and consideration of the loading state and the service conditions of the drill pipe.Accordingly，five preventative actions are proposed.The analysis result leads to the following conclusion.The piercing of the drill pipe is regarded as an early-stage corrosion fatigue failure.And the reason for such failure is that under corrosion，and such loads as tension and compression，bending and torsion，fatigue cracks first occurred at the bottom of the corrosion pit on the external surface of the rather thinner part of the drill pipe，and then expanded to eventually get the drill pipe pierced.

drill pipe；S135；piercing；failure analysis；corrosion fatigue

TG335.7；TE931+.2

B

1001-2311（2016）06-0052-05

2016-07-18）

王军（1981-），男，硕士，工程师，从事新型油井管开发及失效分析工作。