顺北大尺寸井眼钻具故障分析及预防措施探讨

刘军　薛强

摘 要：自顺北油气田勘探开发以来，井身结构持续优化，为了保障后续施工，井身结构和套管程序优化，上部大尺寸井眼（250.88mm以上井眼）所钻深度达7616m，相比之前新老四级结构明显加大，随着大尺寸井眼的深度增加，钻具事故频繁发生，严重影响钻井速度。钻具故障主要原因为钻具长时间在薄弱点承受交变应力而造成的疲劳损坏，控制钻具的使用时间及改变钻具结构是目前的主要预防手段。

关键词：井身结构;大尺寸井眼;钻具故障;预防手段

1 钻具故障整体情况

2018年6月至近，顺北工区共发生各类典型钻具故障13起，统计如下表1，从钻具类型看，各种类型钻具故障分布较为分散。

按照发生原因特征对钻具故障分三类，分析如下表：

钻具刚性大，扶正器母扣位置交变应力集中;444.5mm扶正器距母扣断面90mm断裂。

质量因素 转换接头、浮阀，顶驱接头均为新工具，使用时间较短，钻井参数较平稳，未见异常，分析为质量原因，有些接头属特殊定制，在工区使用较少，旁通阀连接部位外壳较薄，可能存在质量问题。

侧钻点位置钻具 3口井2次断裂点均处于侧钻点位置3751m附近，2次均为断裂前钻进期间钻时较高，钻杆长时间在侧钻点位置（3751m）受交变应力作用，造成钻具疲劳损伤发生钻具刺漏断裂。异常处置不当。

2 钻具故障典型原因分析

2.1 大尺寸钻具断裂

以顺北某井断扶正器事故为例：

发生经过：钻进至井深3057.91m，泵冲由195↑203spm，立压由19.5↓17.5MPa扭矩由11↓4kNm，悬重由1530kN↓1460kN，起钻发现Φ444.5mm扶正器距母扣断面90mm断裂，如图1所示。

原因分析如下：

①扶正器本体与井壁接触产生反扭矩正好附加在扶正器上部内螺纹处。且上部内螺纹位置也是受井下复合力形成应力集中疲劳的薄弱部位;

②该井前期钻进过程钻压波动较大，加速扶正器内螺纹疲劳失效。综合分析大尺寸井眼较深，钻具刚性强，参数高，钻进中在内螺纹薄弱位置形成应力集中而导致疲劳失效断裂。

2.2 侧钻点钻具断裂故障（异常处置不当）

顺北某井5寸钻杆本体断裂，均处在侧钻点附近;与2018年顺北1-12井两期钻杆本体断裂故障及顺北53X井故障情况相似。顺北5-7井侧钻点位置3751m，顺北1-12井侧钻点位置1100m，顺北53X井侧钻点位置3043.59m。

发生经过：钻进至井深6347.63m（层位：S1k）时，仪器监测到立压开始缓慢减小，井队上提钻具至井深6346.05m时，悬重由2007.45kN↑2120.36↓1334.18kN，立压由13.26↓8.75MPa，后上提钻具悬重1330kN左右不变，判断为钻具断裂。

原因分析如下：

①钻具断点井深为3748.87m，断点位于钻杆加厚焊接薄弱部位，在二开回填侧钻点（3751m）附近，钻具长期受交变应力作用，产生疲劳损坏;

②井队未及时发现钻进参数异常，加速了钻具应力集中处的断裂。

2.3 质量因素导致断裂

①顺北鹰1井转换接头、顺北5-12H井浮阀，顺北5-15井顶驱接头均为新工具，使用时间较短，钻井参数较平稳，未见异常，分析为质量原因;

②顺北1-18H井螺杆尺寸为非标准尺寸，属特殊定制，在工区使用较少，旁通阀连接部位外壳较薄，属于本体强度问题。

2.4 人为操作

①钻进过程中存在送钻不均匀现象，扭矩波动幅度大;

②上扣扭矩不当问题，螺纹粘扣、台阶面损伤;

③钻井参数异常后，未能正确判断异常隐患，仍继续钻进。

3 钻具故障预防建議

①加强钻具管理，新到井钻具必须有探伤检测报告，严格按照钻具管理探伤周期及修扣周期进行使用，严禁超期钻具在现场继续使用;

②在现场使用过程中，需进行依次检查，组合钻具发现钻具弯曲、本体损伤、台肩面损坏、通径通不过等情况，不得入井;

③在危险井段钻进过程中，一定要记录好钻进期间的钻井参数，在关键时期，加密钻井参数观察密度，做好对比分析，如有异常及时对比分析;

④深井钻具负荷较重，钻具疲劳损伤严重，易发生故障。上部井眼井身质量不理想，井斜变化大（故障侧钻），造斜段钻具受交变应力影响发生应力疲劳破坏。应尽量避免高位侧钻;

⑤规范特殊工具管理：一是严格控制顶驱专用接头使用时间，每只接头使用时间不超过180±25h;二是17 1/2″及以上大尺寸扶正器两端内外螺纹修扣宜加工应力槽，每趟钻对扶正器进行更换释放应力且每只扶正器使用时间不超过100±25h;三是规范贵州高峰和胜利管具对震击器的检维修管理，将震击器纳入钻具管理范畴。

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作者简介：

刘军，汉族，籍贯：山东省平度市，学历：大专，职称：工程师，方向：石油钻井工程。