某定向井φ139.7 mm钻杆接头刺漏原因

余世杰，徐昌学，陈 猛，欧阳志英

(上海海隆石油管材研究所，上海 200949)

0 引 言

石油钻杆是井下钻柱的重要组成部分，长度约占整个钻柱的80%。在油气开采中，钻杆受复合交变载荷、井身结构和环境介质的影响，常发生多种形式的失效；钻杆刺漏是主要的失效形式之一[1-2]。由于早期钻杆生产制造技术比较落后，钻杆刺漏失效主要集中在钻杆内加厚过渡带区域附近；随着加厚技术的改善，钻杆的刺漏敏感区从应力集中明显的加厚过渡带区域向管体及其他区域转移[3-5]。在一些定向井、大位移井的造斜井段，内螺纹接头台肩根部因受较大旋转弯曲应力作用而成为刺漏失效的敏感区[6-7]。

某浅定向井在钻井作业时发生了钻杆刺漏，该井井深为5 696 m，距离井口500 m处为造斜点，最大倾斜角约42.98°。在钻头钻至5 101 m深度时，泵压从27 MPa下降至21 MPa，在起下立柱第28柱上单根发现一根钻杆在内螺纹接头18°吊卡台肩根部(18°坡口下根部)发生刺漏，刺漏点距离井口约810 m，井斜角约25°，井眼全角变化率约3.2(°)/30 m。

该失效钻杆采用摩擦焊接，发生刺漏时钻具组合为钻头φ215.9 mm×0.3 m+螺杆(1.25°)φ172 mm×7.94 m+浮阀411/410×0.6 m+稳定器φ210 mm×1.54 m+随钻测量仪(MWD)φ170 mm×0.8 m+无磁钻杆φ172 mm×18.49 m+加重钻杆φ127 mm×717.02 m+钻杆φ139.7 mm×10.54 mm,钻井时钻压力在3060 kN，钻杆转速为80 r·min-1，钻井液排量30 L·s-1，泵压在2630 MPa，泥浆密度1.57 g·cm-3，含沙量为0.3%(体积分数)，pH为9.0；刺漏钻杆规格为φ139.7 mm×10.54 mm，焊径区域壁厚为19.0 mm，焊接接头规格为5-1/2FH。为找到钻杆刺漏的原因，作者对其进行了失效分析。

图4 失效钻杆裂纹附近区域的表面宏观形貌和截面显微组织Fig.4 Surface macromorphology and section microstructure of region near crack of failed drill pipe: (a) macromorphology; (b) microstructure and (c) largement of figure (b)

1 理化检验及结果

1.1 宏观形貌

由图1可以看出，失效钻杆表面存在黄色铁锈，刺孔呈哑铃状，去除刺孔周围铁锈后，发现刺孔中心所在的圆周上存在一圈划痕，刺孔两端的裂纹沿着划痕扩展。经测量，钻杆摩擦焊接头的大钳外径为190.5 mm，焊径外径为140.2 mm，焊径区域壁厚为19.0 mm，均满足API Spec 5DP要求。刺孔位于钻杆内螺纹接头18°吊卡台肩根部，靠近焊缝区域，距离接头密封端面约35.5 mm，刺孔周向最长约33 mm，轴向最长约12 mm。

对失效钻杆外表面进行磁粉探伤。由图2可以看出：刺孔处钻杆周向均存在裂纹，加上刺孔周向长度，整条裂纹在钻杆外壁的实际长度约135 mm；在距离刺孔上边缘约65 mm的区域也可见长约10 mm的裂纹，裂纹也沿周向分布，如图中箭头所示。该钻杆远离刺孔的其他区域没有出现此类缺陷。

图1 失效钻杆表面宏观形貌Fig.1 Surface macromorphology of failed drill pipe：(a) overall morphology；(b) puncture hole region and (c) scratch on circumference of puncture hole center located

图2 失效钻杆表面的裂纹形貌Fig.2 Morphology of crack on surface of failed drill pipe

将失效钻杆纵向剖开，观察钻杆内壁的宏观形貌，由图3可以看出，钻杆内壁的涂层完好，刺孔周围的涂层也未存在破坏迹象。经测量，内壁刺孔周向长度约25 mm，轴向长度约5 mm。

图3 失效钻杆内壁宏观形貌Fig.3 Macromorphology of inner wall of failed drill pipe

1.2 显微组织

根据GB/T 13298-2015，在失效钻杆上垂直于裂纹扩展方向截取尺寸为60 mm×20 mm的全壁厚金相试样，经磨抛，采用体积分数为4%的硝酸酒精溶液腐蚀，在GX51型倒置光学显微镜下观察纵截面显微组织。由图4可以看出：裂纹两侧组织均为均匀分布的回火索氏体，无明显脱碳现象;裂纹长度约1.1 mm，整体较平直，呈阶段性扩展，推测该裂纹为疲劳裂纹。

在失效钻杆刺孔正对面(约180°)的位置，垂直于划痕方向截取尺寸为50 mm×20 mm的全壁厚金相试样，试样的制备方法同前，在显微镜下观察纵截面显微组织。由图5可以看出，划痕底部可见裂纹，裂纹尖端呈沿晶扩展趋势，裂纹两侧组织无明显变化，均为回火索氏体。经测量，划痕深度约90 μm，宽度约450 μm，裂纹长度约130 μm。

图5 失效钻杆表面刺孔正对面位置的截面显微组织Fig.5 Section microstructure of directly opposite from puncture hole on surface of failed drill pipe

根据GB/T 13298-2015，对失效钻杆刺孔附近区域的夹杂物和晶粒度进行评级，得到夹杂物等级为0.5B，0.5C，0.5D，晶粒度为8.0级，符合API Spec 5DP-2009要求。

1.3 断口形貌

图6 失效钻杆断口宏观形貌Fig.6 Macromorphology of fracture of failed drill pipe

图7 失效钻杆靠近刺孔边缘正常区域断口的SEM形貌Fig.7 SEM morphology of fracture of normal region near puncture hole edge of failed drill pipe

采用机械方式沿刺孔和周向裂纹将钻杆打开，观察刺孔和裂纹面形貌。由图6可以看出：刺穿的断面分为两个区域(Ⅰ和Ⅱ)，区域Ⅰ断面不平整，局部存在较多的腐蚀产物，这是由于刺穿后受到高压泥浆的冲刷腐蚀作用，金属发生了严重的腐蚀；区域Ⅱ较为平整，表面腐蚀产物较区域Ⅰ的少；银灰色区域Ⅲ为靠近刺孔边缘正常位置的断口。由图7可以看出，正常位置及其与刺孔交界处的断口均存在较多韧窝，呈韧性断裂形貌，表明钻杆塑性较好，断口分布有少量腐蚀产物，交界处可见疲劳辉纹，方向与裂纹扩展方向垂直。

由于高压泥浆的冲刷腐蚀作用，裂纹萌生位置已被冲蚀。根据断口形貌推断刺穿的裂纹萌生于钻杆接头18°吊卡台肩根部外壁，为疲劳裂纹。钻杆在井下服役时受到周期性的弯曲作用力，疲劳裂纹沿径向扩展，直至刺穿，如图8所示。扇形顶部为钻杆受外力作用形成的初始裂纹，即疲劳裂纹源，中部区域为疲劳裂纹扩展区，裂纹扩展时形成了疲劳辉纹，下部区域为瞬断区。

图8 疲劳裂纹扩展示意Fig.8 Diagram of fatigue crack growth

1.4 化学成分

采用ARL 4460 OES型直读光谱仪测试失效钻杆焊接接头的化学成分。由表1可以看出，失效钻杆接头的化学成分符合API Spec 5DP-2009要求(标准中只规定了磷、硫元素，其他成分未做规定)。

1.5 力学性能

在失效钻杆接头焊缝区域分别截取尺寸为100 mm×15 mm×19.0 mm的硬度试样和尺寸为10 mm×10 mm×55 mm的V形缺口夏比冲击试样，在600MRD型数显洛氏硬度计上进行硬度测试，采用JBN-300型摆锤冲击试验机，根据ASTM E23-2007ael进行冲击试验(试验温度21 ℃)。由表2和表3可以看出，失效钻杆接头焊缝的冲击韧性和硬度均符合API Spec 5DP-2009要求。

表1 失效钻杆接头的化学成分(质量分数)Table 1 Chemical composition of joint of failed drill pipe (mass fraction) %

表2 失效钻杆接头焊缝的冲击吸收功Table 2 Impact energy of weld seam of joint offailed drill pipe J

表3 失效钻杆接头焊缝的硬度Table 3 Hardness of weld seam of joint offailed drill pipe HRC

2 刺漏原因分析

由理化检验结果可知，失效钻杆的刺孔位于钻杆接头18°吊卡台肩根部，靠近焊缝区域，裂纹萌生于该区域外壁；裂纹两侧为回火索氏体，无异常组织；焊接接头尺寸、化学成分，接头焊缝区域的冲击韧性、硬度以及刺孔附近区域的夹杂物和晶粒度均符合标准，不是导致刺漏的原因[8]。

事故井为浅定向井，在距离井口约500 m处为造斜点。在φ139.7 mm钻杆焊接区域厚壁段，壁厚约19.05 mm，接近正常管体壁厚10.54 mm的2倍。管段的刚性随管体壁厚的增加而增加，不同壁厚的管段钻进到造斜点时，弯曲相同的角度，壁厚大的管段所需的弯曲力较大，因此该厚壁段通过造斜点时的弯曲力矩较其他区域的大[9-11]。根据管材弯曲力矩公式：

(1)

式中：M为弯曲力矩；σs为屈服应力；t为管壁厚度；r为管材弯曲半径；B为应变刚模数；ρ为弯曲中性层曲率半径。

由式(1)可以看出，管材的弯曲力矩与壁厚呈正相关，壁厚增加1倍时，力矩也基本上增加1倍，这也说明该失效钻杆焊接区域厚壁段通过造斜点时受到的弯曲力矩较其他区域的大。

由表4可以看出，井深在550～1 087 m之间的井段存在井斜角度的变化，钻杆在该井段同时承受较大的拉伸和弯曲载荷，容易产生疲劳失效。失效钻杆接头的刺漏点距离井口较近，约810 m，且存在一定的井眼全角变化率，井斜角约25°，井眼全角变化率约3.2(°)/30 m，钻杆钻进550 m时开始受到弯曲应力作用，发生弯曲，弯曲幅度随弯曲应力的增大而增大。

表4 定向井轨迹设计Table 4 Design of directional well trajectory

图9 失效钻杆接头18°吊卡台肩区域应力分布Fig.9 Stress distribution of 18° elevator shoulder area of joint of failed drill pipe: (a) circumferential surface and (b) longitudinal profile

采用有限元模型对钻杆接头进行模拟，建立三维模型，分析钻杆接头18°吊卡台肩在一定受力状态下的应力分布情况。假设钻杆加载拉伸载荷为2.55×106N(根据钻井信息记录最大钩载2 800 kN，减去刺漏钻杆上方钻柱浮重后约250 kN)；根据DS-1,计算得到接头18°吊卡台肩附近的弯曲力矩为21 427 N·m；管体加厚过渡带弯曲力矩为2 160 N·m，扭矩为4×104N·m，计算钻杆管体加厚段和接头18°吊卡台肩区域的应力分布情况。由图9可以看出，在整个钻杆内螺纹接头外壁，在18°吊卡台肩根部的过渡圆弧位置发生应力集中，最大应力为623 MPa。

在钻杆接头18°吊卡台肩根部存在2道较深的周向划痕，根据磁粉检测结果发现刺孔及裂纹均沿着划痕周向扩展。划痕底部裂纹的金相分析结果表明，裂纹长度不一，部分裂纹长度为100～400 μm，部分裂纹长度达1 100 μm，裂纹尖端附近出现疲劳辉纹，裂纹呈疲劳扩展特征，推断内螺纹接头18°吊卡台肩根部的划痕是导致钻杆接头刺漏的重要原因。

在钻杆服役过程中，旋转钻进时井下地层岩石和钻杆接头大钳部位及管体中部区域摩擦接触的概率较大，钻杆接头18°吊卡台肩根部位于钻杆结构的凹陷部位，不易与井壁接触，因此台肩根部的划痕不是钻杆在井下与岩石摩擦产生的，而是钻杆加工制造过程中，对焊缝区域修磨时产生的。

钻杆接头18°吊卡台肩根部为整个钻杆接头外壁的应力集中区域，台肩根部存在划痕时，应力进一步集中，钻杆通过造斜点时划痕底部的应力很可能会大于钻杆的强度，使划痕底部萌生疲劳裂纹。钻杆在500～810 m的钻进过程中，由于井身存在一定的井眼全角变化率，钻杆受周期旋转的弯曲作用力，给划痕底部疲劳裂纹的扩展提供了条件。钻杆继续钻进，受到的弯曲应力逐渐增大，裂纹扩展速率加快，在钻进810 m时刺穿整个壁厚，导致刺漏失效。材料的疲劳寿命包括裂纹萌生和裂纹扩展寿命，前者占疲劳总寿命的80%以上，后者则较短，初始疲劳裂纹越长，应力幅越大，裂纹扩展阶段的寿命越短。台肩根部的部分初始疲劳裂纹较长，说明应力幅较大，裂纹一旦形成，极易刺穿整个壁厚。

3 结论及建议

(1) 钻杆在服役过程中受到较大的弯曲应力，钻杆内螺纹接头18°吊卡台肩根部产生应力集中，同时台肩根部存在周向划痕，导致疲劳裂纹萌生并扩展；钻杆钻进过程中弯曲应力增大，裂纹扩展速率加快，刺穿整个壁厚导致刺漏失效。

(2) 建议优化钻杆结构，并在钻杆的加工制造过程中严格控制加工工艺，避免产生划痕，同时减缓钻杆吊卡台肩根部的应力集中。