G105鋼級鉆桿外螺紋接頭裂紋原因分析

龔丹梅，余世杰，2，袁鵬斌，高連新

（1.上海海隆石油管材研究所，上海 200949；2.西南石油大學材料科學與工程學院，成都 610500；3.華東理工大學，上海 200237）

G105鋼級鉆桿外螺紋接頭裂紋原因分析

龔丹梅1，余世杰1，2，袁鵬斌1，高連新3

（1.上海海隆石油管材研究所，上海 200949；2.西南石油大學材料科學與工程學院，成都 610500；3.華東理工大學，上海 200237）

某油田在定向鉆井作業過程中有多根G105鋼級鉆桿外螺紋接頭出現斷裂和裂紋。對該井鉆桿使用情況進行調查研究，并對1根螺紋牙底有裂紋的外螺紋接頭進行失效分析。失效分析內容主要包括斷口觀察、鉆桿接頭材料化學成分分析、力學性能及金相組織分析，并通過有限元方法模擬分析API標準NC31接頭受到復合載荷時的應力分布狀態，比較NC31接頭標準外徑與增大外徑時外螺紋接頭螺紋牙受力情況。分析結果表明：接頭螺紋牙底裂紋為疲勞裂紋，鉆桿接頭外螺紋大端第1～3牙為應力集中區域。由于在該定向井造斜點附近井眼全角變化率較大，存在較大的結構彎曲，使接頭承受較大的交變復合載荷，最終在接頭螺紋應力集中區萌生疲勞裂紋，導致失效。

鉆桿；螺紋；疲勞裂紋；失效分析

隨著深部復雜油氣資源勘探開發進程的深入，井下鉆柱的工作狀態愈加復雜多變。在石油鉆井、完井、增產、改造等井下作業過程中，井下鉆柱的失穩屈曲影響著鉆柱的力學性能及作業效果與成功率，井下管柱的軸向穩定性已經成為石油工程界關注的重點問題之一［1-2］。定向鉆井中上述問題尤為突出，當鉆柱屈曲所承受的交變復合應力超過一定值時，容易引起鉆柱疲勞開裂，造成井下事故。對此類事故進行失效分析，并采取針對性的預防措施具有重大意義。

俄羅斯某定向井在鉆進過程中發生2起鉆桿接頭斷裂事故，落魚打撈后，無損探傷發現多支鉆桿接頭外螺紋根部存在裂紋。為分析鉆桿接頭失效原因，筆者對事故進行了全面調查，并對1根存在裂紋的外螺紋接頭進行了失效分析。

1 事故經過調查

該定向井井深約為3 316 m，造斜點位于約300 m處，該井垂直剖面圖如圖1。在鉆至井深約3 299 m時，鉆具重力從220 k N下降至40 k N。提起鉆柱后，發現井深235 m處的鉆桿外螺紋接頭已經斷裂，斷裂位置為外螺紋大端第2牙，如圖2。后續探傷發現部分鉆桿外螺紋接頭螺紋根部存在裂紋，裂紋位于外螺紋大端第1～2牙處。

圖1 井眼軌跡

圖2 鉆桿外螺紋接頭斷口

接頭螺紋發生斷裂前井底鉆具組合為?126 mm鉆頭＋?89 mm加重鉆桿（長72 m）＋?73 mm鉆桿（長931 m）＋?88.9×9.35 mm鉆桿至井口。鉆井液流量9 L／s，泵壓18 MPa。鉆具轉速為40 r／min，轉矩為9 k N·m。泥漿參數：密度為1.30 g／cm3，失水量為55 s，流速為1.7 cm3／min。失效鉆桿接頭型號為NC31，外徑為108 mm，內徑為50.8 mm，對應的鉆桿管體規格為?88.9 mm×9.35 mm，鋼級為G105。

對失效分析樣品進行探傷，發現螺紋根部存在裂紋。

2 觀察分析

2.1 宏觀觀察及尺寸測量

失效分析樣品經磁粉探傷，發現裂紋位于螺紋大端第1嚙合牙牙底，如圖3，其周向長度約為120 mm。螺紋承載面已經發生損傷。經測量，該接頭外徑約為107.8 mm，內徑約為50.6 mm。根據尺寸測量結果可知，該失效鉆桿接頭內徑及扣型符合API標準，但外徑從104.8 mm增加至108 mm。

圖3 鉆桿接頭裂紋位置

2.2 斷口微觀分析

在外螺紋接頭裂紋處取樣，將裂紋部位機械壓開，斷口形貌如圖4所示。原始裂紋面呈暗灰色，無金屬光澤，所占斷口面積比例非常小。新壓開的斷面呈銀灰色，有明顯的金屬光澤。在低倍電鏡下觀察，裂紋面形貌如圖5，裂紋以多個擴展平面由外向內呈弧形擴展，相鄰裂紋面之間有明顯臺階。在高倍電鏡下，裂紋面平坦，如圖6。這表明該接頭受到交變載荷作用，螺紋牙底有多處損壞，形成多個裂紋源。

圖4 裂紋部位壓開后斷口形貌

圖5 裂紋面形貌

圖6 裂紋面高倍形貌

3 接頭材質分析

3.1 化學成分分析

在接頭裂紋附近取試樣，采用直讀光譜儀按照ASTM E415-08標準進行化學成分分析試驗。試驗結果（如表1）表明，該外螺紋接頭化學成分符合API Spec 5DP標準［3］要求。

3.2 拉伸及硬度試驗

在鉆桿接頭裂紋附近取?12.5 mm圓棒拉伸試樣，根據ASTM A370-2010標準［4］進行拉伸試驗。結果表明，該外螺紋接頭的拉伸性能符合API Spec 5DP標準要求（如表2）。根據ASTM E10-10標準，對接頭螺紋部位進行布氏硬度試驗，試驗結果（如表2）符合API Spec 5DP標準要求。

3.3 夏比沖擊試驗

在接頭螺紋部位縱向取10 mm×10 mm×55 mm夏比V型缺口沖擊試樣，在20℃下按ASTM E23-07ae1標準進行沖擊試驗。試驗結果（如表3）表明，該接頭螺紋部位沖擊性能符合API Spec 5DP標準要求。

表1 化學成分分析結果wB%

表2 拉伸及布氏硬度試驗結果

表3 沖擊試驗結果

3.4 金相分析

在該接頭裂紋部位縱向取金相試樣，發現螺紋牙底存在兩條裂紋，平均徑向深度約為0.2 mm，裂紋之間距離約為0.5 mm，兩條裂紋走向互呈一定角度，且與接頭軸向的夾角約為45°，如圖7。裂紋開口均較寬，中部至尖端較細，且裂紋最終走向與開口方向呈一定角度，在螺紋牙底裂紋附近發現多處小缺口，如圖8。可以判斷，該螺紋牙在裂紋形成初期受到多處損傷，在受力最嚴重處形成裂紋，在交變載荷作用下導致裂紋開口方向與最終走向不同，兩條裂紋之間的走向也不同。裂紋形貌特征表明，鉆桿接頭受到交變扭轉＋旋轉彎曲＋拉伸疲勞等復合載荷作用。

在裂紋附近取樣，按照GB／T 13298—1991《金屬顯微組織檢驗方法》、GB／T 10561—2005《鋼中非金屬夾雜物含量的測定》標準對其進行顯微組織分析及夾雜物評定。分析結果表明，該接頭螺紋部位金相組織為回火索氏體，非金屬夾雜物含量為A類細系0.5級，D類細系0.5級。

圖7 裂紋形貌

圖8 裂紋放大形貌

4 有限元模擬與受力狀態分析

造斜點附近及井斜段鉆桿主要受到拉伸、彎曲及扭轉載荷作用，當鉆桿處于井眼軌跡彎曲部分時，其一側受到拉伸作用，另一側受到壓縮作用，鉆桿旋轉時，在彎曲部位的管體或接頭會產生周期性交變應力。失效接頭在API標準NC31扣型基礎上，將標準外徑104.8 mm增大至108 mm，但螺紋尺寸沒有增加，這會增加外螺紋接頭螺紋的應力集中。下面通過有限元方法模擬分析API標準NC31接頭受到復合載荷時的應力狀態，比較NC31接頭外徑分別為104.8 mm和108 mm時外螺紋接頭螺紋牙受力情況。

4.1 復合載荷下NC31接頭受力情況分析

以API標準中內徑為50.8 mm，外徑為104.8 mm的NC31接頭為模型進行有限元模擬，為方便計算，模擬時轉矩采用API推薦的上扣轉矩10 736 N·m，拉伸載荷取接頭極限拉伸載荷的70%，約1 500 k N，彎曲載荷取接頭在狗腿度為20°／30.48 m井段受到的載荷。在劃分接頭網格模型時，端部設置5個節點，拉伸載荷為1 500 k N時，每個節點上的力均為300 k N，即F1＝F2＝F3＝F4＝F5＝300 000 k N，如圖9所示。全角變化率為20°／30.48 m，接頭此時所受彎曲應力可根據材料力學［5］公式計算：

式中：σmax為接頭所受最大彎曲應力，MPa；E為材料彈性模量，MPa；D0為接頭外徑，m；ρ為鉆桿彎曲曲率半徑，m。

將E＝206 000 MPa，l＝30.48 m，θ＝20°，D0＝0.104 8 m，代入式（1）得σmax＝127.4 MPa。得出最大彎曲應力后，可求出彎矩值：

式中：M為管端所受彎矩，N·m；Wz為空心圓截面抗彎截面系數；d0為鉆桿管體內徑，m。

把d0＝0.050 8 m代入式（2）得到M＝148 984 N·m。

將彎矩M轉化為呈線性分布的非均勻力，施加在模型右部的管端。計算得F′1＝47 462 N，F′2＝60 075 N，F′3＝72669 N，F′4＝85 282 N，F′5＝97 895 N。

綜合拉伸載荷可得出在拉伸側從內壁到外壁5個節點的力依次為：

壓縮側從內壁到外壁5個節點的力依次為：

圖9 接頭有限元模型載荷示意

在復合載荷下NC31接頭拉伸側應力分布情況模擬計算結果如圖10a，壓縮側應力分布情況模擬計算結果如圖10b。可以看出在拉伸、扭轉及彎曲復合載荷作用下，接頭螺紋拉伸側與壓縮側應力分布相差不大，應力主要集中分布在螺紋前3牙，以后逐牙降低。

為了更清楚地了解螺紋牙上的應力分布情況，對外螺紋接頭螺紋牙進行編號，并對每個螺紋牙牙底的應力進行取值。圖11為NC31接頭在復合載荷下拉伸側和壓縮側的外螺紋各牙應力分布曲線，可以看出，拉伸側與壓縮側前3牙應力大小幾乎相同，從第4牙開始逐步降低，但拉伸側受到的應力高于壓縮側。這表明，外螺紋接頭在受到復合載荷作用下，其薄弱點在螺紋大端第1、2嚙合螺紋牙，且因彎曲拉伸側更容易發生失效。

圖10 NC31外螺紋接頭在拉、彎、扭復合載荷下拉伸側和壓縮側應力分布情況

圖11 NC31外螺紋接頭在拉、彎、扭復合載荷下的應力分布曲線

4.2 接頭螺紋外徑對受力的影響

該失效鉆桿接頭螺紋扣型為NC31，內徑為50.8 mm，外徑為108 mm，API標準NC31接頭外徑為104.8 mm，即該失效接頭外徑比API標準的大。經有限元分析，API標準NC31接頭在正常外徑和增大外徑2種情況下，施加相同上扣轉矩后，兩者螺紋牙底應力分布趨勢大致相同，應力集中主要分布在前3牙，但外螺紋接頭外徑增加后，螺紋應力有所增大，其中前3牙分別增大了5%、6%、8%（如圖12）。

圖12 NC31外螺紋接頭標準外徑和增大外徑的應力分布曲線

5 綜合分析

失效鉆桿總共鉆井2口，就發生鉆桿外螺紋接頭早期疲勞斷裂和多根外螺紋接頭大端螺紋牙底早期疲勞裂紋。鉆桿外螺紋接頭斷裂實際是疲勞裂紋擴展的結果。外螺紋接頭螺紋大端部位產生早期疲勞裂紋主要與鉆桿接頭材質、鉆桿受力情況及鉆桿接頭外徑、井眼全角變化率等因素有關。

5.1 鉆桿接頭材質的影響

失效鉆桿接頭化學成分、力學性能以及顯微組織均符合API SPEC 5DP及相關標準的規定，且具有較高的沖擊韌性（20℃平均沖擊功為119 J）。因此，可以排除由于接頭材料質量不合格導致鉆桿接頭失效的可能性。

5.2 鉆桿受力情況及鉆桿接頭外徑的影響

鉆具在不同的井深位置，所受應力是不同的。在定向井、水平井中除井口位置的鉆桿承受的扭矩和拉力最大外，從造斜點鉆進到穩斜段的鉆桿還要承受交變彎曲應力的作用，這部分鉆桿所承受的復合應力比任何位置的鉆桿承受的復合應力都要大［6］，并且容易形成疲勞損傷。有限元分析結果表明，外螺紋接頭在受到復合載荷作用下，應力集中區域仍在螺紋大端第1、2螺紋處。在接頭螺紋內徑不變的情況下，將104.8 mm標準外徑增加至108 mm時，能夠有效防止內螺紋接頭脹扣，但將導致螺紋應力增加。當鉆桿在彎曲井段承受的交變復合應力超出一定值時，鉆桿接頭應力集中部位首先發生疲勞損傷，形成疲勞裂紋，甚至斷裂。

5.3 井眼全角變化率的影響

井眼全角變化率（狗腿嚴重度）是在單位井段內井眼前進的方向在三維空間內的角度變化，既包含了井斜角的變化又包含著方位角的變化。該井造斜點位于井深約300 m處，在井深240～260 m，井眼全角變化率從0.99°／30 m變化至4.32°／30 m，在造斜點處井眼全角變化率約為5.79°／30 m，如圖13，已經超過《鉆井手冊（甲方）》推薦允許的全角變化率值（如表4）。井眼全角變化率越大，鉆桿受到的彎曲載荷越大，越容易發生疲勞損傷［7～8］。一般越到井口位置要求的全角變化率越小，這是因為越靠近井口鉆桿受拉伸載荷越大，越容易發生疲勞裂紋或者疲勞斷裂［9～10］。另外，通過井眼全角變化率大的井段的鉆桿數量多，容易使很多根鉆桿發生疲勞損傷。

該井斷裂鉆桿位置井深235 m，正好位于距井口較近的造斜點附近全角變化率嚴重井段。該處鉆桿不僅承受較大的拉伸載荷，還承受較大的彎曲載荷，很容易發生斷裂失效。從圖12可看出，該井最大全角變化率出現在井深約2 440 m處，約為13.83°／30 m，雖然由于靠近井底該處鉆具所受拉伸載荷較小，但在交變應力下也容易發生疲勞損傷，根據鉆井記錄，該處也曾發生過鉆具斷裂事故。

圖13 井眼全角變化率情況

表4 推薦的全角變化率

綜上所述，該定向井在造斜點附近井眼全角變化率較大，使鉆桿承受較大的交變復合載荷，加之鉆桿接頭外螺紋大端第1～3牙本身為應力集中區域，最終在鉆桿接頭螺紋應力集中區產生疲勞裂紋，導致斷裂事故。

6 結論

1） 失效鉆桿接頭理化性能符合API Spec 5DP標準要求。

2） 該批G105鋼級鉆桿接頭失效形式為疲勞裂紋和疲勞斷裂，鉆桿所服役的定向井井眼全角變化率較大，鉆桿承受較大的交變復合載荷是其接頭螺紋部位早期疲勞裂紋和疲勞斷裂的主要原因，鉆桿外螺紋接頭內徑不變而外徑增大也增加了外螺紋大端第1～3牙的應力集中，促進了疲勞裂紋的萌生。

3） 建議在定向井鉆井施工過程中使用雙臺肩高抗扭鉆桿。

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Cause Analysis on Pin Joint Crack of G105 Grade Drill Pipe

Several G105 grade drill pipe tool joints fractured and cracked in process of directional drilling in a certain oil field.The drill pipe service condition and conducted failure analysis on one cracked pin joint were investigated.The failure analysis was performed based on macro and micro morphology analysis，material chemical composition test，mechanical property test，metallographic microstructure analysis，stress state analysis of API NC31 under combined loads and compared to the increased OD model.Analysis results show that the crack is fatigue crack.The first to the third engaged threads section on the big end of pin tool joint is region of stress concentration.The overall angle change rate near the kick off point was pretty large，which led to fatigue cracks at the region of stress concentration under the combined effects of axial tensile stress and repeated bending stress.

drill pipe；thread；fatigue crack；failure analysis

TE921.207

B

10.3969／j.issn.1001-3482.2014.10.009

1001-3482（2014）10-0039-06

2014-04-02

龔丹梅（1987-），女，廣西南寧人，2010年畢業于西南石油大學，現從事石油管材研發及失效分析工作，E-mail：swpugdm＠163.com。