某S135 钻杆接头刺漏原因分析

2021-06-04赵金兰曾红伟李京川瞿婷婷

焊管 2021年5期

赵金兰，曾红伟，李京川，仝柯，瞿婷婷

（1. 中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710077；2. 西南油气田物资分公司，成都610051）

1 钻杆失效概况

某井段进行侧钻作业时，发现井下某柱钻杆，上、中单根台肩面处刺漏。刺漏钻杆位置距离转盘面1 567 m，失效点井斜角度/狗腿度为32.9°/2.788°，失效钻具的井身结构为30″ CSG 530 m+13-3/8″CSG 1 190 m+12-1/4″OPEN HOLE 2 947 m。该失效钻杆为Φ139.7 mm×9.17 mm S135 钻杆，HLIDS5-1/2FH 4137H 外螺纹接头，历史使用时间为23.5 h，上扣扭矩为39 300 N·m。

2 试验方法及结果

2.1 宏观分析

刺漏钻杆形貌如图1 所示，钻杆外螺纹及刺孔形貌如图2 所示。刺穿处位于钻杆外螺纹接头台肩部位，如图2 （a）所示。经测量，钻杆接头外径约为177.75 mm，内径约为101.62 mm，接头长度约为313 mm，符合技术协议要求。

图1 刺漏钻杆形貌

采用磁粉探伤对失效试样进行检测，刺孔端部裂纹长度（即刺孔周向长度）约为210 mm（如图2 （b）所示），约占整个管体圆周的1/2，外壁刺孔最大直径为13 mm （如图2 （c）所示）。对刺漏处进行观察，可见冲蚀形成的刺孔，形状呈多点状分布，刺孔区域内表面形貌如图2 （d）所示。通过刺孔的多点状分布特征和对裂纹形貌分析可以推断，多点状的刺孔是由高压泥浆冲蚀造成，从外壁萌生并扩展，穿透整个管壁。将样品失效区域剖开发现，内表面存在涂层，刺孔周围涂层已经腐蚀剥落，其余区域涂层基本完好，无明显腐蚀或剥落。

图2 钻杆外螺纹失效及刺孔形貌

2.2 化学成分分析

依据ASTM A751-14a 标准，在钻杆外螺纹接头上取样，使用ARL 4460 直读光谱仪进行化学成分分析，结果见表1。化学成分分析结果表明，钻杆外螺纹接头的化学成分符合API SPEC 5DP—2009 标准要求。

表1 外螺纹接头化学成分分析结果

2.3 力学性能试验

在钻杆外螺纹接头上分别沿纵向制取圆棒拉伸试样和冲击试样并进行力学性能试验，拉伸试样规格为Φ8.9 mm×35 mm，夏比V 形缺口冲击试样规格为10 mm×10 mm×55 mm。依据ASTM A370-19ε1 标准进行拉伸及冲击试验，拉伸试验为常温拉伸，冲击试样为室温，试验结果见表2。由表2 可以看出，钻杆外螺纹接头的力学性能符合API SPEC 5DP—2009 标准要求。

表2 钻杆外螺纹接头力学性能试验结果

在钻杆外螺纹接头上取硬度环试样，使用BH3000 硬度计，依据ASTM E10-18 标准要求进行布氏硬度试验，结果见表3。布氏硬度试验结果符合技术协议要求。

表3 外螺纹接头布氏硬度试验结果

2.4 金相分析

2.4.1 非失效区域金相分析

在钻杆外螺纹接头处取金相试样，依据ASTM E3-11 （2017）、 ASTM E45-18a、 ASTM E112-13标准，使用OLS 4100 激光共聚焦显微镜对非失效区域进行金相分析。分析结果见表4，金相组织如图3 所示。

表4 管体非失效区域金相分析结果

图3 钻杆外螺纹接头金相组织

2.4.2 失效区域金相分析

在钻杆外螺纹接头的冲蚀刺孔部位及止裂位置取样，进行金相分析。 1#（止裂区）、 2#（冲蚀区）金相取样位置及金相组织如图4 所示。经分析发现，冲蚀区组织为回火索氏体，止裂区裂纹曲折扩展，裂纹周围组织未见异常，均为回火索氏体，裂纹内有灰色非金属物。

图4 螺纹接头的各区域金相组织

2.5 断口分析及能谱分析

图5 裂纹面断口宏观形貌

观察经超声波清洗后钻杆外螺纹接头上的裂纹断口形貌，如图5 所示。从图5 可以看到高压泥浆在断面形成的冲蚀痕迹。在未冲蚀的裂纹面，可观察到裂纹面呈灰褐色。裂纹扩展面有明显的腐蚀形貌（如图6 （a）所示），并呈现轻微的阶梯断裂的疲劳痕迹。台肩止裂部位形貌如图6 （b）所示。采用能谱分析仪对裂纹面覆盖的灰色腐蚀产物及止裂部位灰色非金属物质进行能谱分析，分析结果如图7 及表5 所示。由能谱分析结果可以确定，裂纹面覆盖腐蚀产物的主要组成元素为Fe、O、 Si、 S、 K 等，裂纹内灰色非金属物质的主要组成元素为Fe、 O、 Si、 Cl、 S 和Ca 等，可见该裂纹表面及裂纹内产物主要是铁的氧化物，其他元素主要是黏土成分及残留的钻井液成分。腐蚀产物内含有Cl-，金属在卤素阴离子的溶液中易发生孔蚀。

图6 裂纹及止裂断口形貌

图7 冲蚀刺孔断口及裂纹内腐蚀产物能谱分析结果

表5 冲蚀刺孔断口表面及裂纹内腐蚀产物能谱分析结果

3 分析与讨论

失效钻杆外螺纹接头的化学成分和力学性能符合API SPEC 5DP—2009 标准要求，布氏硬度符合技术协议要求，对失效钻杆外螺纹接头非失效区域、冲蚀区域、止裂区域进行金相分析，其组织均为回火索氏体。

从裂纹的宏观形貌分析可知，裂纹在整个圆周呈多源起裂和扩展形态，且裂纹扩展程度存在差异。多点状的刺孔是由高压泥浆冲蚀造成，从外壁萌生并扩展，穿透整个管壁。

将失效的钻杆外螺纹接头上的裂纹打开，对断口面进行宏观和微观分析，可见高压泥浆在断面形成的冲蚀痕迹，裂纹面有明显的腐蚀形貌，局部呈现轻微的疲劳痕迹[1-3]。对裂纹面的能谱分析表明，裂纹表面存在大量的氧化产物。腐蚀产物内含有Cl-，金属在卤素阴离子的溶液中易发生孔蚀，作用最强的为Cl-， Cl-不仅能破坏管体表面的钝化膜，而且能促进小孔腐蚀的 “深挖”能力[4]。

钻杆接头在井下工作过程中，承受拉伸、压缩、弯曲等复杂载荷作用，钻井作业过程中发生的卡钻、憋钻等异常情况会导致钻柱扭矩增大，尤其钻柱转速发生瞬间变化时所产生的角加速度会形成巨大的附加扭矩，使得钻杆接头台肩部位及螺纹根部应力瞬间加大，当扭矩超过接头上扣扭矩时，钻杆接头会发生井下 “二次上扣”，尤其是当钻杆接头上扣扭矩偏低时，这种“二次上扣”[5]将会更加严重。井下发生的 “二次上扣”会导致钻杆接头台肩面材料承受的压应力快速增大，应力集中更为严重。钻杆在使用过程中，接头处的密封是通过上扣使密封台肩面产生一定的接触压应力来保证的。现场上扣扭矩要求最小值为39 300 N·m，若上扣扭矩不足或钻杆遇到复杂情况发生剧烈振动，造成松动情况，钻杆接头台肩面未压紧，会导致接头部位产生缝隙及台肩部位、螺纹根部应力集中增大，且高压钻井液由钻杆接头缝隙处进入接头，不断冲蚀形成孔洞，在冲蚀孔部位萌生裂纹，在交变载荷及Cl-作用下[6-14]，逐步扩展，最终穿透整个基体，导致钻杆接头刺漏失效。

由于钻杆接头表面冲蚀损伤程度不同，裂纹的扩展速度也不相同，从而在宏观上表现出多点状的冲蚀孔洞形貌。能谱分析结果表明，裂纹表面存在大量的氧化产物。

综合以上分析判断，钻杆接头刺漏失效的原因在于：在钻井作业过程中，钻杆接头承受拉伸、压缩、弯曲等复杂载荷作用，处于应力集中部位，若上扣扭矩不足或钻杆遇到复杂情况发生剧烈振动，易引发钻杆接头松动，高压钻井液进入接头缝隙形成冲蚀孔[15]，萌生裂纹，在交变载荷及Cl-作用下，产生腐蚀疲劳扩展，从而引起钻杆接头刺漏失效。