定向井S135鋼級(jí)鉆桿刺漏失效機(jī)理

趙景芳，宋林松，馬龍才，龔丹梅，袁鵬斌，余世杰

1.中海油田服務(wù)股份有限公司，河北三河 065201

2.上海海隆石油管材研究所，上海 200949

3.海隆石油工業(yè)集團(tuán)，上海 200949

定向井S135鋼級(jí)鉆桿刺漏失效機(jī)理

趙景芳1，宋林松1，馬龍才1，龔丹梅2，袁鵬斌3，余世杰2

1.中海油田服務(wù)股份有限公司，河北三河 065201

2.上海海隆石油管材研究所，上海 200949

3.海隆石油工業(yè)集團(tuán)，上海 200949

對(duì)某定向井20根鉆桿刺漏情況進(jìn)行了調(diào)研，基于宏觀觀察、理化特性分析、鉆桿內(nèi)涂層質(zhì)量評(píng)價(jià)、鉆桿加厚過渡帶應(yīng)力及內(nèi)流場(chǎng)分析和井眼全角變化率分析，對(duì)刺漏鉆桿進(jìn)行了失效機(jī)理研究。結(jié)果表明，鉆桿內(nèi)涂層局部厚度嚴(yán)重不足降低了鉆桿疲勞壽命；鉆桿內(nèi)加厚過渡帶消失區(qū)域同時(shí)存在應(yīng)力集中和內(nèi)流場(chǎng)沖擊漩渦，是疲勞形核萌生的擇優(yōu)區(qū)域；造斜段井眼全角變化率突變嚴(yán)重超標(biāo)，使鉆桿承受較大的拉、彎復(fù)合載荷，因此，內(nèi)外因素綜合作用最終導(dǎo)致多根鉆桿刺漏失效。最后針對(duì)此類鉆桿刺漏失效，從鉆具質(zhì)量要求和現(xiàn)場(chǎng)使用角度給出了預(yù)防建議。

鉆桿；刺漏；井眼全角變化率；失效分析

近年來，隨著石油裝備的發(fā)展，API石油鉆桿的生產(chǎn)質(zhì)量已達(dá)到較高水平。鉆桿加厚結(jié)構(gòu)、螺紋結(jié)構(gòu)、內(nèi)涂層等的改進(jìn)，大幅度提高了鉆桿使用壽命[1]。但鉆具由于疲勞發(fā)生刺漏失效的事故仍時(shí)有發(fā)生，給油田用戶造成了嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失[2-5]。為深入研究鉆具疲勞刺漏機(jī)理，給石油鉆具疲勞壽命評(píng)估技術(shù)的研究奠定理論基礎(chǔ)，對(duì)近期某定向井在鉆井過程中連續(xù)發(fā)生20根S135鋼級(jí)鉆桿刺漏失效事故進(jìn)行分析。

1 失效概況

某淺海定向井，設(shè)計(jì)井深4 788 m，作業(yè)區(qū)水深88.88 m，轉(zhuǎn)盤面海拔高度46.62 m，側(cè)鉆窗口位于井深855～860.7 m。鉆進(jìn)時(shí)鉆桿平均轉(zhuǎn)速為77～81 r/min。該井共有20根鉆桿刺漏，均為一級(jí)鉆桿，規(guī)格為φ127 mm×9.19 mm，S135鋼級(jí)，內(nèi)加厚，刺漏位置基本位于加厚過渡帶消失區(qū)域。

鉆桿刺漏的統(tǒng)計(jì)結(jié)果為：在600～1 000 m井段鉆桿刺漏14根；1 000～1 500 m井段鉆桿刺漏6根，即大部分鉆桿刺漏發(fā)生在上部井段。

2 失效鉆桿理化特點(diǎn)分析

2.1 樣品宏觀觀察

隨機(jī)取其中一根刺漏鉆桿為樣品進(jìn)行測(cè)試分析，其形貌見圖1。刺孔位置位于距接頭密封面約550～600 mm區(qū)域，刺孔呈不規(guī)則橢圓形，刺漏部位外壁無卡瓦咬痕。將樣品剖開，測(cè)量內(nèi)加厚區(qū)尺寸，內(nèi)加厚平行段長度為95.5 mm，過渡帶長度約為93 mm。

圖1 失效樣品宏觀形貌

2.2 拉伸及沖擊試驗(yàn)

按照ASTM A370-2012《鋼制品機(jī)械測(cè)試的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法和定義》，在刺孔附近取板狀拉伸試樣和7.5 mm×10 mm×55 mm沖擊試樣，在室溫下進(jìn)行試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果與API 5DP-2009標(biāo)準(zhǔn)[6]對(duì)比見表1，從表1可以看出，失效鉆桿的拉伸性能、沖擊功均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表1 失效樣品拉伸及沖擊試驗(yàn)結(jié)果

2.3 金相和化學(xué)成分分析

在樣品刺孔附近取樣，采用直讀光譜儀按照ASTM E415-08標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果表明失效樣品化學(xué)成分均符合API5DP-2009標(biāo)準(zhǔn)對(duì)鉆桿管體的要求。在刺孔附近沿橫向取金相試樣，進(jìn)行顯微組織觀察，樣品金相組織為均勻的回火索氏體。沿縱向取金相試樣進(jìn)行非金屬夾雜物評(píng)級(jí)，結(jié)果為A（硫化物）1.0、Be（氧化鋁粗系）1.5、B（氧化鋁細(xì)系）1.0、D（球狀氧化物）1.0，非金屬夾雜物均在正常要求范圍之內(nèi)。

2.4 涂層質(zhì)量分析

鉆桿內(nèi)涂層可有效防止鉆桿內(nèi)壁產(chǎn)生腐蝕。將失效樣品剖開后，觀察發(fā)現(xiàn)部分內(nèi)壁涂層已經(jīng)遭到破壞，見圖2（a），且加厚過渡帶處涂層脫落嚴(yán)重，加厚過渡帶及其附近管體的涂層呈圈狀分布，涂層與涂層之間的交界處已起泡脫落，見圖2（b）。將失效樣品刺孔壓開，觀察發(fā)現(xiàn)刺孔呈內(nèi)寬外窄的形貌，見圖3，刺孔中間為泥漿沖刷形貌，兩側(cè)為原始裂紋擴(kuò)展面，可以推斷，該樣品裂紋起源于內(nèi)壁并向外擴(kuò)展、穿透而形成刺孔。

圖2 失效樣品內(nèi)壁形貌

圖3 刺孔壓開后斷口形貌

在失效樣品管體涂層不均勻處取縱向金相試樣，觀察涂層截面質(zhì)量，發(fā)現(xiàn)涂層內(nèi)部存在少量氣泡，見圖4。涂層厚度測(cè)量結(jié)果見表2。

從表3可以看出涂層厚度不均勻，且局部厚度不符合SY/T 0544-2010《石油鉆桿內(nèi)涂層技術(shù)條件》的要求（（200±50）μm）。鉆桿內(nèi)涂層局部涂裝質(zhì)量較差，大大降低了涂層整體性能，在鉆桿鉆井過程中，內(nèi)壁局部涂層厚度不足區(qū)域?qū)⑹紫绕鹋荨⒚撀洌┞冻龅你@桿基體與鉆井液形成“大陰極小陽極”的電化學(xué)腐蝕，產(chǎn)生點(diǎn)蝕坑，形成腐蝕疲勞源，降低鉆桿的疲勞壽命。

圖4 鉆桿內(nèi)涂層剖面形貌

表2 鉆桿內(nèi)壁涂層厚度測(cè)量結(jié)果/μm

3 失效鉆桿加厚過渡帶特性分析

3.1 靜應(yīng)力分析

刺漏鉆桿內(nèi)加厚過渡帶結(jié)構(gòu)形貌見圖5，采用有限元分析軟件建立失效樣品加厚過渡帶的三維力學(xué)模型，分析在軸向拉力、彎矩和扭矩復(fù)合載荷作用下過渡帶的受力特征。使用精細(xì)網(wǎng)格分析模型的過渡帶區(qū)，其余采用相對(duì)稀疏的網(wǎng)格；應(yīng)力分析邊界條件為：1 900 kN軸向拉力（等效于60%名義屈服應(yīng)力）、2 160 N·m彎矩和40 kN·m扭矩。圖6為刺漏鉆桿加厚過渡帶的von Mises應(yīng)力分布云圖，從圖6可以看出，在復(fù)合載荷作用下，von Mises應(yīng)力峰值出現(xiàn)在彎曲受拉側(cè)加厚過渡帶消失區(qū)域及其附近管體和受壓側(cè)加厚過渡帶消失區(qū)域。

3.2 內(nèi)流場(chǎng)特點(diǎn)

圖5 失效鉆桿內(nèi)加厚過渡帶形貌

圖6 失效樣品加厚過渡帶von Mises應(yīng)力云圖

利用ANSYS分析失效鉆桿內(nèi)流場(chǎng)分布情況，假設(shè)的邊界條件為：管內(nèi)流體入口速度為4 m/s，出口壓力為 0 MPa，流體密度為1 200 kg/m3，黏度為0.01 kg/（m·s）。由于圓管為軸對(duì)稱，在此只計(jì)算一側(cè)的內(nèi)流場(chǎng)，管內(nèi)流體從左向右流動(dòng)。最大平均流速為0.473 m/s，最小平均流速為0.366 m/s。

當(dāng)進(jìn)口流體流量一定時(shí)，鉆桿內(nèi)部流場(chǎng)的總壓力見圖7（a），從圖7（a）可以看出，沿管體壁面，入口（加厚直段）附近壓力最大，由于結(jié)構(gòu)變化過渡帶附近壓力逐漸降低，管體處壁面壓力較低，其中過渡帶附近出現(xiàn)了顯著的負(fù)壓。加厚過渡帶管道內(nèi)流場(chǎng)x方向流速分布見圖7（b），從圖7（b）可以看出，由于加厚直段內(nèi)徑小，x方向流速最大值出現(xiàn)在加厚直段內(nèi)壁附近。加厚過渡帶消失區(qū)域附近流速為負(fù)值，出現(xiàn)較為顯著的漩渦（藍(lán)色部分）。鉆桿刺漏部位為內(nèi)螺紋接頭端加厚過渡帶，在鉆桿服役過程中，鉆桿內(nèi)螺紋接頭端為流體擴(kuò)散端，在擴(kuò)散過程中產(chǎn)生了沖擊旋渦[7-8]，對(duì)內(nèi)壁造成一定的沖擊力，對(duì)已經(jīng)萌生的腐蝕坑、疲勞裂紋等具有進(jìn)一步剝蝕作用，加速了疲勞裂紋的萌生擴(kuò)展。

從靜應(yīng)力分析和內(nèi)流場(chǎng)特點(diǎn)來看，鉆桿內(nèi)加厚消失區(qū)域同時(shí)存在應(yīng)力集中和沖擊旋渦，是疲勞形核萌生的擇優(yōu)區(qū)域，也是鉆桿疲勞壽命的薄弱環(huán)節(jié)。鉆桿內(nèi)涂層質(zhì)量與加厚過渡帶的特點(diǎn)共同構(gòu)成了鉆桿刺漏的內(nèi)因。

圖7 內(nèi)流場(chǎng)分布情況

4 井眼全角變化率分析

根據(jù)鉆井資料，該井方位角變化不大，但井斜角變化較大，垂直投影示意如圖8所示，井眼全角變化率隨井深變化情況和該井鉆桿刺漏分布情況見圖9。從圖9可看出該井有3處明顯的“狗腿”井段：600～1 000 m側(cè)鉆窗口與增斜段所在井段，約有10個(gè)點(diǎn)井眼全角變化率在（2.0°～4.81°）/30 m范圍，已超出《鉆井手冊(cè)（甲方）》[9]規(guī)定值1.5°/30 m（見表3）；2 600～3 000 m第二次增斜段，井眼全角變化率基本上在推薦范圍之內(nèi)，個(gè)別點(diǎn)偏高，但與規(guī)定值相差不大；3 700～4 000 m降斜段，井眼全角變化率較高，但未超過規(guī)定值。

圖9 全角變化率隨井深變化情況和刺漏鉆桿分布情況

表3 推薦的全角變化率

該井刺漏失效鉆桿主要分布在靠近井口的600～1 500 m井段，正好為井口井眼全角變化率過大井段。一般靠近井口的全角變化率對(duì)鉆桿造成的疲勞損傷較大，在相同彎曲度下靠近井口的鉆桿所受到的拉伸載荷較大，通過井口全角變化率大的井段的鉆桿數(shù)量多，容易使很多根鉆桿發(fā)生疲勞損傷[10-13]。根據(jù)該井刺漏鉆桿統(tǒng)計(jì)結(jié)果，20根刺漏鉆桿中有14根位于600～1 000 m井眼全角變化率偏高井段及其附近。該井造斜段井眼全角變化率超標(biāo)是此次鉆桿刺漏失效的外因。

5 結(jié)束語

此批鉆桿發(fā)生刺漏是井眼全角變化率、鉆桿內(nèi)涂層以及加厚過渡帶特性共同作用引起。定向井造斜段井眼全角變化率突變嚴(yán)重超標(biāo)，使通過該井段的多根鉆桿同時(shí)受到較大的拉彎扭復(fù)合載荷作用；鉆桿內(nèi)加厚過渡帶消失區(qū)域?yàn)閼?yīng)力集中區(qū)，同時(shí)也是內(nèi)流場(chǎng)產(chǎn)生沖擊漩渦的區(qū)域，這種特性使鉆桿內(nèi)加厚消失區(qū)域成為疲勞形核萌生的擇優(yōu)區(qū)域。鉆桿內(nèi)涂層厚度不足也降低了鉆桿疲勞壽命。建議增加內(nèi)加厚過渡帶長度和過渡圓弧半徑，優(yōu)化加厚類型，以降低加厚過渡帶處的應(yīng)力集中程度，消除內(nèi)流場(chǎng)沖擊漩渦的影響。嚴(yán)格檢查鉆桿內(nèi)涂層質(zhì)量，延長鉆桿使用壽命。同時(shí)在現(xiàn)場(chǎng)操作中應(yīng)嚴(yán)格控制造斜段井眼全角變化率，增加鉆具倒換頻率。

[1]李鶴林，李平全，馮耀榮.石油鉆柱失效分析及預(yù)防[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：54-65.

[2]蔣文淵.海上鉆具刺漏失效分析[J].中國海上油氣，2007，19（3）：196-199.

[3]余世杰，袁鵬斌，龔丹梅，等.S135鉆桿刺漏原因分析[J].金屬熱處理，2011，36（S）：173-177.

[4]郭永峰，郭士生，李會(huì)亮.平湖油氣田鉆桿刺漏現(xiàn)象研究[J].中國海上油氣，2014，16（2）：107-111.

[5]龔丹梅，余世杰，袁鵬斌，等.雙臺(tái)肩鉆桿接頭刺漏原因分析[J].失效分析與預(yù)防，2014，9（2）：104-109.

[6]APISpec 5DP-2009，Specificaton for DrillPipe[S].

[7]劉文紅，曾卓雄，李磊，等.φ127 mm API鉆桿內(nèi)加厚過渡帶流場(chǎng)特性研究[J].應(yīng)用力學(xué)學(xué)報(bào)，2010，27（3）：594-600.

[8]汪麗君，彭成勇，張迎進(jìn).鉆桿內(nèi)加厚過渡區(qū)參數(shù)優(yōu)化[J].石油礦場(chǎng)機(jī)械，2006，35（6）：79-80.

[9]《鉆井手冊(cè)（甲方）》編寫組.鉆井手冊(cè)（甲方）[M].北京石油工業(yè)出版社，1990：1 102-1 111.

[10]呂拴錄，駱發(fā)前，高林，等.鉆桿刺穿原因統(tǒng)計(jì)分析及預(yù)防措施[J].石油礦場(chǎng)機(jī)械，2006，35（S）：12-16.

[11]王新虎，盧強(qiáng)，蘇建文，等.深井鉆桿疲勞刺漏原因與鉆柱設(shè)計(jì)[J].石油管材與儀器，2016，2（2）：43-46.

[12]龔丹梅，余世杰，袁鵬斌，等.G105鋼級(jí)鉆桿外螺紋接頭裂紋原因分析[J].石油礦場(chǎng)機(jī)械，2014，43（10）：39-44.

[13]劉賢文，馬金山，姚航，等.鉆桿加厚過渡區(qū)刺漏可靠性分析[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2014（5）：6-9.

Washout failure mechanism ofS135 drillpipes used in directionaldrilling well

ZHAO Jingfang1，SONG Linsong1，MALongcai1，GONG Danmei2，YUAN Pengbin3，YU Shijie2

1.China Oilfield Services Limited，Sanhe 065201，China
2.ShanghaiHilong OilTubular Goods Research Institute，Shanghai200949，China
3.Hilong Group of Companies，Shanghai200949，China

An investigation on washout failure of 20 drillpipes used in a certain directionaldrilling wellwas carried out.Based on macro-observation，physicochemical property analysis，internal coating quality evaluation，stress and internal flow field analyses of drill pipe upset transition area and overall angle change rate analysis，the drill pipe washout failure mechanism was studied.The results show that local thickness of internal coating is seriously insufficient which reduces drill pipe fatigue life；The internal upset transition disappearing area has both stress concentration and internal flow field vortex，which makes the internal upset transition disappearing area as fatigue initiation preferred area.Overall angle change rate in build-up section seriously exceeds standard，which leads to heavy tension-bending combined loads on drill pipes.Combined action of internal and external factors results in many drill pipes washout failure.Finally aiming at this kind of drill pipe failure，preventions and suggestions from quality requirements and field service are put forward.

drillpipe；washout；overallangle change rate；failure analysis

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.01.003

趙景芳（1972-），男，吉林長春人，高級(jí)工程師，1996年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）鉆井工程專業(yè)，一直從事海洋石油鉆井作業(yè)、管理技術(shù)研究工作。Email：zhaojf@cosl.com.cn

2016-10-25；

2016-12-08

中海油田服務(wù)有限公司研究與技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目“石油鉆具疲勞壽命評(píng)估技術(shù)研究”（G1517CS-A11C172-0-K）之子課題“鉆具疲勞失效機(jī)理”；上海海隆石油管材研究所研究課題。