S135钢级Φ139.7 mm钻杆管体断裂失效分析
2016-01-09陈长青
陈长青，刘 聪，钱 强
（渤海装备第一机械厂，河北 青县062658）
1 钻杆断裂概况
在新疆某油田进行钻井作业时，钻井使用的Φ139.7 mm×10.54 mm、S135钢级钻杆发生管体断裂失效。失效为一口垂直井，设计井深6 270 m。
该钻杆失效过程为：当天11∶55二开钻进至4 696.27 m时钻杆管体断裂，在钻进过程中发现泵压升高，随后司钻停泵，此时泵压仍然达到了10 MPa，然后司钻上提钻具，上提方钻杆往下第一根钻杆母接头端面出转盘面2.5 m时，司钻摘气门刹车，钻具突然从距钻杆内螺纹台肩面2.65 m处断裂，12∶00～17∶00 组装卡瓦打捞筒打捞，17∶00～18∶00组装打捞筒打捞成功。
钻杆管体断裂时钻井参数：钻进井段4 690～4 696 m，层位为K1s层，钻进时钻压40 kN，转速50 r/min，泵压19 MPa。
钻杆管体断裂时钻井泥浆性能参数：密度1.25 g/cm3，漏斗粘度 52 s，塑粘 16 MPa·s，动切力 4 Pa， 静切力 3～7 Pa， 失水 4 mL， 固含0.3%，pH值9.5。
钻杆管体断裂时钻具组合：Φ250.88 mm×0.41 m PDC+Φ197 mm×8.78 m螺杆+Φ177.8 mm×8.96 m DC+Φ250 mm×1.88 m扶正器+Φ177.8 mm×44.97 m（5 根 DC）+ Φ158.8 mm DC×160.98 m（18根）+转换接头×6.42 m+ Φ127 mm HWDP×55.45 m+ Φ127 mm S135 DP×1 922.65 mm（199 根）+Φ139.7 mm S135 DP×2 471.49 mm（256根）。
钻杆是石油钻井中的重要工具，其失效形式有刺穿、断裂、腐蚀等[1－3]，导致失效产生的原因多种多样[4－11]。为了查明钻杆管体断裂原因，对断裂的钻杆管体进行取样，对样品进行分析研究。
2 断裂失效分析
2.1 宏观分析
钻杆断口宏观形貌如图1～图3所示，尺寸测量结果见表1。该断口呈刀刃形，断面与管壁呈45°倾斜夹角。断口附近存在明显的缩颈，断口处平均直径缩减至130 mm，平均壁厚缩减至8.33 mm。断口附近的内涂层亦存在多条周向裂纹，均与断口方向平行，说明断口断裂前发生了明显的塑性变形。外壁可见若干点蚀坑，蚀坑直径1～3 mm，蚀坑深度约0.5 mm。
图1 断口宏观形貌
图2 内涂层存在的周向裂纹
图3 断口附近腐蚀坑形貌
表1 尺寸测量结果（有内涂层）
2.2 理化性能试验
2.2.1 化学成分检测
从断裂钻杆上取样做化学成分分析，结果见表2。其化学成分满足API SPEC 5DP规范要求。
2.2.2 力学性能试验
根据API SPEC 5DP规定，在断裂钻杆管体上取样做拉伸、冲击和硬度性能试验。取纵向板状拉伸试样，标距长度为50.8 mm，标距内试样宽度25.4 mm；取纵向夏比冲击试样，尺寸为10 mm×10 mm×55 mm；取横截面硬度试样，测试内壁、壁厚中心、外壁的硬度。
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表2 钻杆化学成分
拉伸、硬度试验均在室温下进行，冲击试验温度为23℃，试验结果见表3和表4。从表3和表4可以看出，该钻杆的拉伸、冲击试验结果均符合API SPEC 5DP规范要求，硬度值分布均匀。
表3 拉伸及冲击试验结果
表4 硬度试验结果（HRC）
2.2.3 金相分析
在钻杆管体（临近断口约20 mm处）取样并进行金相分析。管体的金相组织为回火索氏体，如图4所示。非金属夹杂物级别为细系C1.0和D1.0，见表5。晶粒度级别为8.5级。内外壁均存在轻微的脱碳现象，其中外脱碳层深度约0.05 mm，内壁脱碳层深度约0.03 mm。金相分析表明，该钻杆的组织及其非金属夹杂物无异常。
图4 断口附近金相组织照片 1 000×
表5 夹杂物级别评定结果
2.3 断口微观分析
2.3.1 断口扫描电镜分析
分别从、外壁起裂位置取样进行微观分析，结果如图5和图6所示。结果表明，断口起裂处均为剪切韧窝形貌，这是塑性断口的典型特征。因此亦说明该断口为典型的过载拉伸断口。
图5 内壁断口扫描电镜分析结果
图6 外壁断口扫描电镜分析结果
2.3.2 断口金相分析
在断口处沿纵向取样进行金相分析，结果如图7～图9所示。从图7～图9可以看出，断口与管壁基本呈45°倾斜角；断口起源处呈锯齿状，这是由于材料发生拉伸过载失效初期，三向应力状态下导致缩颈形成，缩颈处孔洞长大连接形成锯齿状。
图7 纵截面断口形貌
图8 断口附近外壁腐蚀坑形貌（蚀坑底部无裂纹）
图9 断口附近内壁金相组织照片
内、外壁均存在轻微的腐蚀现象，其中外壁腐蚀坑深度约1 mm，内壁腐蚀坑深度约0.1 mm。内壁涂层厚度约0.15 mm。
3 分析结果讨论
3.1 钻杆实际承载能力计算
根据表1数据，已知该钻杆实测外径平均值约140.07 mm，实测壁厚平均值约11.39 mm，涂层厚度约0.15 mm，该钻杆实测屈服强度平均值约1 062 MPa，则该钻杆能承受的最大抗拉力为
式中：FN—钻杆最大实际拉伸载荷，N；
A—钻杆的横截面积，mm2；
D—钻杆实测外径，mm；
d—钻杆实测内径，mm；
Y—影响因子，考虑到点蚀坑和内、外表面脱碳层的影响，取Y=0.9。
将已知数据代入式（1）和式（2）， 求得 A=4 602 mm2，FN=440 t。
该井选用的钻机型号为JC70，最大提升能力 F=450 t，则 F＞FN。
3.2 钻杆实际抗扭能力计算
根据表1数据，已知该钻杆实测外径平均值约140.07 mm，实测壁厚平均值约11.39 mm，涂层厚度约0.15 mm，该钻杆实测屈服强度平均值约1 062 MPa，则该钻杆能承受的最大抗扭力为
式中：Qm—最大抗扭力，ft·lb；
Ym—最小单位屈服强度，Psi；
J—极惯性矩，J=0.098 175（D4－d4），in4。
将已知数据代入式（3）中，可以计算得到Qm=124 077 ft·lb=168 289 N·m。
该井选用的钻机型号为JC70，最大扭矩可以达到 Q=200 000 N·m，Q＞Qm。
3.3 钻杆断裂机理判定
宏观分析表明断口呈刀刃形，存在明显缩颈，为典型的塑性断口；微观分析表明断口内外壁的起裂处均为剪切韧窝形貌；理化性能分析结果表明，该钻杆的性能均符合API SPEC 5DP标准要求；断口附近及远离断口的金相组织均正常。因此可以排除材料不合格导致失效的可能。
综合宏观、微观及其理化性能结果，判定该钻杆为过载断裂机理，导致钻杆发生过载断裂的原因是钻杆所承受的载荷超过本身的强度。
钻杆内、外壁存在很薄的脱碳层，对钻杆抗拉强度影响很小；断口分析没有发现钻杆外壁腐蚀坑对钻杆断裂有影响。
3.4 解决方案
本次钻杆管体失效为过载断裂，相对应的解决方案见表6。
表6 解决方案
4 结 论
（1）所研究钻杆断裂机理为过载断裂，该钻杆的理化性能符合API SPEC 5DP规定值。
（2）导致钻杆发生过载断裂的原因是钻杆所承受的载荷超过本身的强度。
（3）提出解决方案，增加钻杆钢级或者增加钻杆壁厚，以提高钻杆本身的抗拉、抗扭能力。
[1]API SPEC 5DP—2009，钻杆规范[S].
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