钻杆接头断裂失效原因分析与预防

孔学云，刘金山，马认琦，于潇伟，于小龙

（中海油能源发展监督监理技术公司，天津300452） ①

钻杆接头断裂失效原因分析与预防

孔学云，刘金山，马认琦，于潇伟，于小龙

（中海油能源发展监督监理技术公司，天津300452） ①

钻杆接头断裂形貌、原材料化学成分、金相组织、力学性能和断口处EDS微观能谱分析表明，热处理调质工艺参数不合理使材料组织没有完全转变为回火索氏体组织，导致钻杆接头的强度偏低，在较大的扭矩和钻压下钻杆接头发生塑性断裂。提出了预防钻杆接头断裂的措施。

钻杆接头；断裂；热处理

在深井、定向井、水平井和大位移井钻进过程中，钻柱承受较大的扭矩，同时，还承受钻井液内压力和冲蚀，因此，钻柱断裂失效事故居多，特别是钻杆和钻杆接头螺纹连接处断裂失效占多数。本文针对某定向井在开窗侧钻过程中88.9mm（3英寸）钻杆接头断裂失效故障，对钻杆接头形貌和材料的化学成分、金相组织、力学性能、EDS能谱进行综合分析，确定钻杆接头断裂原因，提出改进和预防措施。

1 事故情况

在某定向井开窗侧钻过程中，旋转钻进至3 640 m时，扭矩突然升高至14.6kN·m，现场技术人员立即进行故障检查。蹩停顶驱，上提钻具以释放扭矩，此时，绞车无法上提故障钻具。继续蹩扭矩至20kN·m，钻具还是无法转动。缓慢释放扭矩并再次蹩扭矩至25kN·m、维持2min，发现钻具悬重突然下降至950kN，技术人员判断钻具脱落。起钻至井口发现，钻具从139.7mm（5英寸）钻杆连接88.9mm（3英寸）钻杆变扣接头（410×311）公扣根部螺纹最后1扣位置处断裂，钻杆接头断裂宏观形貌如图1所示。

由图1可以看出：接头断裂处不在根部，而是在公扣根部螺纹最后1扣位置，断口部分区域存在明显分层现象，靠近接头内壁处断口较锋利，具有撕裂状特征。在公扣根部螺纹最后1扣外壁可见明显剪切状形貌，判定断口裂纹源区在外壁，裂纹是由外壁向内壁扩展而断裂［1］。

图1 接头断裂宏观形貌

2 接头材料检测与分析

该自主设计的钻杆接头是按照API Spec7— 2001《旋转钻柱构件规范》设计，原材料为42CrMo，170mm热轧棒料，钻杆接头初加工后进行调质（淬火＋回火）处理。对断裂钻杆接头取样并进行化学成分、力学性能、金相组织检测与分析。

2.1 化学成分

将断裂钻杆接头局部线切割取样进行化学成分检测，检测结果表1所示。将检测到的成分与GB／T3077—1999《合金结构钢》标准中成分进行对比，断裂钻杆接头化学成分符合国家标准要求。

表1 断裂钻杆接头材料化学成分 wB%

2.2 力学性能

将断裂钻杆接头沿轴线方向进行线切割取样，按照GB／T228—2002《金属材料室温拉伸试验方法》进行制样（试样规格10.05mm）和拉伸试验，并对钻杆接头进行硬度和冲击功检测。将检测得到的力学性能数据与SY／T 5290—2000《石油钻杆接头》中接头的力学性能对比，如表2，可知该钻杆接头强度远小于标准要求的强度，因此不符合标准要求。

表2 断裂钻杆接头力学性能检测结果

2.3 EDS能谱分析

在断裂接头断口处取样，采用扫描电镜进行EDS能谱分析，观察断口区域的微观形貌并选择2处进行能谱分析，如图2所示。由检测结果可知：断口区域2处的化学元素种类及含量基本相同，说明化学成分比较均匀，且主要元素为Fe、Si、Mn、Cr和极少量的Al，未见有明显的O元素存在，因此，该接头不是由于腐蚀造成裂纹源而断裂。

图2 断裂接头断口处EDS能谱分析

2.4 金相组织［2－4］

在断裂钻杆接头断口处取样，然后经过100＃、200＃、400＃、600＃、800＃、1000＃砂纸打磨后在抛光机上抛光，用4%的硝酸酒精腐蚀，在蔡式显微镜下观察其金相组织和夹杂物（如图3）。

由图3可知，断裂钻杆接头的金相组织为回火索氏体＋铁素体＋上贝氏体混合组织；内部夹杂物有2类，分别为C1.5和D1.5。根据国标GB／T 10561—2005《钢中非金属夹杂物测定标准评级图显微检验法》，非金属夹杂物为硅酸盐类和环状氧化物类，级别i＝1.5。

图3 断裂钻杆接头金相组织

根据上述断裂钻杆接头化学成分、力学性能和金相组织检测结果可知，断裂钻杆接头结构完全按照API标准设计，原材料化学成分符合要求。材料热处理工艺设计要求为调质（淬火＋回火）处理，该工艺下的理想组织应该为回火索氏体，而实际检测出的金相组织为“回火索氏体＋铁素体＋上贝氏体”的混合组织，混合组织中的铁素体主要是淬火加热温度不够或是加热时间较短，导致金相组织在加热过程中没有完全奥氏体化，组织中还有残留的铁素体没有转变成奥氏体；组织中的上贝氏体主要是由于淬火介质温度较高，导致淬火速度较慢，有一部分奥氏体组织转变成上贝氏体，没有完全转变成马氏体。上贝氏体和铁素体组织的存在，使得材质的屈服和抗拉强度降低，这也和检测出的力学性能（屈服强度为645MPa、抗拉强度为825MPa）相对应。

由此可见，导致钻杆接头断裂主要原因是热处理工艺参数不合理，使得金相组织没有按照设计要求的组织转变，造成材料整体强度（屈服强度为645 MPa、抗拉强度为825MPa）下降，并低于SY／T 5290—2000《石油钻杆接头》中要求强度（屈服强度为827MPa、抗拉强度为965MPa），导致钻杆接头断裂。

3 改进及效果

根据钻杆接头断裂原因分析，重新设计和加工了一批88.9mm（3英寸）钻杆接头。钻杆接头结构设计依据API Spec7—2001标准，接头原材料选择42CrMo，材料出厂的化学成分、力学性能、金相组织和低倍组织（一般偏析为1级、中心疏松为1.5级、非金属夹杂物为D类1.5级）符合GB／T3077—1999《合金结构钢》要求。钻杆接头初加工后进行调质热处理，其工艺为将初加工件缓慢加热至880℃，保温1h，进行油淬（油温为80℃），然后进行回火（600℃保温5h），热处理工艺如图4所示。

图4 新设计钻杆接头调质处理工艺示意

对新设计和加工的钻杆接头进行硬度检测，平均硬度为31HRC，满足SY／T 5290—2000《石油钻杆接头》中硬度要求。

新设计和加工的88.9mm（3英寸）钻杆接头中有5个钻杆接头已在BZ34某水平井钻井中应用，成功完成了这几口井钻井任务，钻杆接头未见断裂。

4 结论

1） 钻杆接头断裂的主要原因是热处理工艺参数不合理，导致产品的金相组织不符合要求。

2） 加工工艺要严格执行相关标准和规范。

3） 原材料的组织、缺陷、夹杂物和性能要符合相关标准和出厂要求。

4） 根据钻杆接头具体设计要求，制定合理的热处理工艺。要对热处理后的接头性能进行检测，以保证钻杆接头的力学性能符合标准要求。

［1］ 王新虎，薛继军，谢巨良，等.钻杆接头抗扭强度及材料韧性指标研究［J］.石油矿场机械，2006，35（1）：1－4.

［2］ 崔忠圻.金属学与热处理［M］.北京：机械工业出版社，1988：296－297.

［3］ 黄振东.钢铁金相图谱［M］.北京：中国科技文化出版社，2005：296－297.

［4］ 孔学云，马认琦，于海永.40CrMnMo钢轴心管淬火开裂原因分析与预防措施［J］.金属热处理，2010，35（2）：91－94.

Drill Pipe Sub Fracture Reason Analysis and Prevention

KONG Xue－yun，LIU Jin－san，MA Ren－qi，YU Xiao－wei，YU Xiao－long
（CNOOC Energy Technology ＆Services Supervision ＆Technology Co.，Tianjin300452，China）

Fracture reason of the drill pipe sub were analyzed by fracture morphology and chemical composition and microstructure and the mechanical properties and EDS，the results showed that unreasonable heat treatment resulted in incomplete tempered sorbitic microstructure and low mechanical strength.In the drilling progress，the drill pipe sub was cracked by powerful moment and drill pressure，finally bringing forward preventive measure of drill pipe sub cracking.

drill pipe sub；cracking；heat treatment

1001－3482（2012）08－0040－04

TE921.207

A

2012－02－08

中国海洋石油总公司科研项目（CNOOC－KJ 125ZDXM 12LTD 03JDJL 2011）

孔学云（1980－），女，内蒙古乌盟人，工程师，硕士，2007年毕业于内蒙古科技大学材料加工工程专业，主要从事石油工具结构和材料研究，E－mail：kongxy＠cnooc.com.cn。