某井5"G105 钢级钻杆挤扁失效分析

李亚敏，支鹏鹏，张 然，孔令楠，汪永亮，宋爱国

（1.渤海能克钻杆有限公司，河北沧州 062658；2.渤海装备研究院，河北沧州 062658；3.渤海钻探工程公司第五钻井工程分公司，河北沧州 062658）

1 某钻井试压过程分析

某钻井为开发井，井型为定向井，设计井深4117 m，实际井深2674 m，作业层位为Lower Fars，泥岩。钻杆规格为127×9.19 mm，材料为G105 钢级。井身结构：30"导管×43 m+20"套管×1203 m+16"套管×1464 m+"井眼×2674 m×"套管×2670 m（1"=2.54 cm）。

2017 年×××区域某井三开完钻后，下套管固井侯凝，然后安装"×10 000 psi 封井器组（1 psi=6.895 kPa）。套管头尺寸Section C："×10 000 psi，套管头上面接"×10 000 psi 转"×10 000 psi封井器组。安装完封井器后准备试压，发现"×10 000 psi 的转换法兰，转换法兰上面接"试压塞无法通过"试"封井器下入到"套管头内，于是决定采用压杯试压。试压杯下入到套管头Section C以下0.45 m 处，完全坐在"套管里面。关上半封，从压井管汇打压，打压过程中发现随着压力升高大钩拉力增加，说明试压杯下移，导致钻杆与封井器半封及套管环空体积增加，所以打压速度极慢。排除试压泵故障后，确认环空体积增加导致打压时间长速度慢。为加快速度，采用两台试压泵同时打压，当打到压力5500 psi 时发现压力突然下降到4000 psi，检查未发现刺漏；继续打压，压力不上升，泄压后起出钻杆，检查发现5"钻杆从上半封到试压杯（5 m 距离）这一段钻杆被挤扁。

试压过程中随着压力升高，大钩悬重也增加，最大达到280 t，说明试压杯受高压向下移动，此时钻杆收到上下拉力作用和横向挤压力，钻杆内部没有压力。又接一根5"钻杆以同样方式打压，当压力达到6000 psi 时突然下降到4000 psi，释放压力起出后发现钻杆再次被挤扁（图1）。

表1 化学元素成分含量对照 %

图1 钻杆使用现场

2 试样分析

取失效管体进行金相、化学元素、力学性能分析，试样编号为ГН-3。

2.1 化学成分分析

试样送第三方实验室检测，检测结果与质证书、API 5DP 标准的对比见表1。

从表1 可以看出，第三方实验室的检测结果与质证书基本一致，成分符合API（American Petroleum Institute，美国石油学会）及客户要求。

2.2 金相

从图2 和图3 可以看出，ГН-3 样品的微观结构为珠光体。主要污染物是硫化物以及斑点状和线性氧化物，未发现其他状态的污染物。

图2 试样ГН-3 放大500 倍和1000 倍微观组织（珠光体）

图3 试样ГН-3 放大100 倍和200 倍后的夹杂物（硫化物）

图4 为管体内外表面的100 倍和200 倍放大图，可以看出内外表面均未发生塑性变形，符合标准要求。

图4 试样ГН-3 内外表面放大100 倍和200 倍

从金相结构来看，该管体的微观结构、非金属夹杂物完全符合标准要求。

2.3 机械性能

（1）屈服强度。

该试样与API 5DP 的屈服强度对照见表2。

表2 该试样与API 5DP 屈服强度对照MPa

可见，试样的抗拉强度和屈服强度完全符合标准要求。

（2）拉伸。

该试样与API 5DP 拉伸试验结果对照见表3。因为试样本身已经被破坏，已经发生了屈服，所以此试样的拉伸没有达到API 5DP 标准要求。试验结果出来后，在完好的同批次管体上进行取样，试样编号为13073-4，管体机械性能试验结果见表4。

13073-4 试样共进行了3 次拉伸试验，试样尺寸为7.5×10×55 mm，冲击功分别为116 J、127 J 和124 J（平均122 J），试验温度为21 ℃。

分析以上结果可知，钻杆完好部分的试样屈服强度、抗拉强度、拉伸率等均符合API及客户要求。

（3）夏比V 形缺口纵向吸收能。

表3 该试样与API 5DP 拉伸试验结果对照%

表4 同批次完好管体机械性能试验结果

从表5 可以看出，该试样的夏比V 形纵向缺口吸收能符合API 5DP 标准要求。

表5 试样与PAI 5DP 标准夏比V 形缺口纵向吸收能对比

（4）硬度。

ГН-3 试样硬度的3 次测量值圴为321 HB，而API 5DP（G钢级）对硬度值没有要求。所以，该试样的硬度没有异常。

2.4 原因分析

对管体屈服强度、抗拉和抗挤毁压力的计算。

（1）屈服强度。

API 5DP 标准规定，G 钢级钻杆管体的屈服强度为724～931 MPa，从表2 和表4 的试验结果可知，两个试样的屈服强度均符合标准要求。

（2）拉伸。

根据DS-1（钻柱设计和操作）中规定，钻杆管体的抗拉能力P=YmA。其中，P 为额定抗拉能力，Ym为额定屈服强度，A 为横截面积。则此管体的额定抗拉P=105 000×［3.14×（5/2）2-3.14×（5-2×0.362）2］=553 567 lb=2462 kN=251 t。

从试压过程分析可知，试压过程的最大拉力为280 t，超过额定抗拉251 t 的11.55%。

（3）挤毁压力。

DS-1（钻柱设计和操作）规定，11.29＜D/t＜19.18 时，管体的挤毁压力其中，A'=3.162，B'=0.079 4，C=2702。

从试压过程分析可知，试压过程的最大压力为6000 psi（41.37 MPa），没有超过改规格钻杆的额定最小击毁压力。

2.5 事故原因

通过以上计算得知，该规格钻杆管体的额定最大抗拉为553 567 lb（251 t），额定抗挤毁压力15 667 ps（i108 MPa）。两次试压过程中压力分别为6000 psi 和5500 psi，均没有超过额定挤毁压力，所以可以排除因管体承受压力过大导致被拍扁的因素。但是从试压过程分析中可以看出，试压过程中钻具所承载拉力达到617 500 lb（280 t），已经超过改规格钻杆额定抗拉强度的11.55%，因此钻具超拉是导致本次钻具挤扁的直接原因。

3 结论

（1）出现问题的两支钻杆管体的化学成分、力学性能、外观尺寸均符合API 5DP 标准要求。

（2）此次钻杆管体被挤扁的主要原因是，试压过程中钻具所承载的拉力过大，超过该规格钻杆所能承受的拉力上限，导致管体被挤扁。

（3）建议在上述井矿使用127×9.19 mm S135 规格钻杆，该规格钻杆的额定抗拉为711 729 lb（325 t），比127×9.19 mm 的G105 规格钻杆抗拉能力提升29.5%。