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1、第 33 卷 第 1 期 2011 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2 The Well Control Center of Bohai Drilling Technology Services Company Tianjin 300280 China 3 China University of Petroleum Beijing 102249 China Abstract A number of drill pipe joint thread galling failures were discovered in the oil field mentioned
2、and all of them happened on new pipes which brings a big loss to oil field economy Field survey was applied to the failure accident Mechanical properties test chemical composition analysis and micro structure examination to the joint material and the macro appearance observation to the tool joint th
3、reads were taken The results showed that as there was a great central axis deviation of the stands in picking up process which caused mechanical damage to the joint threads when make up and as the guiding process to make up was in high speed the thread gall ing of tool joints happened eventually In
4、the end the prevention methods and suggestions were put forward based on the failure cause Key words thread galling failure analysis drill pipe drilling 2008 年 4 月至 5 月期间 某钻井队在油田钻进 作业的过程中 连续发生多起 139 7 mm 10 54 mm IEU G105 型钻杆接头粘扣现象 延误了井队钻 井进程的同时造成较大经济损失 为了找出接头螺 纹粘扣原因 避免此类事故的再次发生 笔者在井场 进行现场调查后并对发生粘扣的
5、接头螺纹进行失效 分析 最后提出了相对应的改进措施和建议 1 钻杆粘扣发生状况 此次发生粘扣钻杆共20余根 且粘扣现象严重 见图 1 失效钻杆都为新钻杆 累计使用时间仅 300 h 累计进尺 3312 m 该井为定向井 垂直井深 2291 m 最大井斜角 94 04 最大方位角 301 三开以后 采用的是水基无固相钻井液体系 pH 值为 8 至 11 作者简介 余世杰 1982 年生 2007 年毕业于兰州理工大学材料学专业 现从事石油管材失效分析 研制开发及产品质量监督等工作 电话 021 33850093 E mail ysj21cn 113余世杰等 钻杆接头螺纹粘扣原因分析 主要井况参数
6、见表 1 该井采用液压动力钳上卸扣 钻具螺纹脂为华北某公司生产 另外据了解 4 根加 重钻杆接头 一支回压阀接头也在该井发生了类似 的粘扣失效 从井场取回 3 个粘扣接头样品 其试 样编号及螺纹类型见表 2 图 1 现场公接头螺纹粘扣形貌 母接头损伤形貌 表 1 主要井况参数 上扣扭矩 N m 转速 r min 1 钻压 kN 顶驱扭矩 N m 58 2993010047 453 表 2 粘扣的钻杆接头样品编号及类型 样品编号螺纹类型接头类型 P15 1 2 FH外螺纹接头 P25 1 2 FH外螺纹接头 B15 1 2 FH内螺纹接头 通过现场调查发现该井队在钻杆上卸扣操作过 程中存在如下问
7、题 1 在上扣对接时 母螺纹接头内的钻井液清理 不彻底 未涂抹螺纹脂 只是在公接头一端涂螺纹脂 2 在接立柱过程中 立柱中心轴线与入井钻杆 轴线不同心 经观察偏差约为 30 mm 3 规定上扣扭矩为 58 299 N m 达到上扣扭矩 以后冲扣 2 3 次 达到扭矩后反复扭紧 2 3 次 4 个别钻杆第 1 次下井就发生粘扣 大多数钻 杆在起下钻 4 5 次后发生严重粘扣 5 母螺纹接头密封面 镗孔内壁和端面倒角部 位均存在严重损伤 2 粘扣宏观分析 P1 钻杆接头大端第 1 3 扣螺纹基本完好 镀铜 层明显可见 部分牙顶已严重拉伤 存在毛刺毛边 且毛刺毛边明显向螺纹大端面倾斜 大端第 4 7
8、 扣 螺纹齿顶受到不同程度的粘扣 螺纹导向面严重损 伤 螺纹牙齿变形倒向大端 大端第 5 扣螺纹严重 粘扣部位已经看不清螺纹轮廓 部分区域的螺纹已 被剥落 其余螺纹有轻微磨损 螺纹牙底的镀铜层 仍然存在 P1 钻杆螺纹接头粘扣形貌见图 2 图 2 P1 外螺纹接头粘扣形貌 P2 钻杆外螺纹接头粘扣位置在距密封面 0 25 mm 范围 大端第 1 3 扣 基本完好 镀铜层清晰可见 在距密封面 25 65 mm 大端第 4 9 扣 范围内 严重 粘扣的位置已经看不见螺纹轮廓 只具有错扣特征 在 65 125 mm 范围 距大端 11 扣以后 的螺纹仅齿 顶磨损 P2 钻杆外螺纹接头粘扣形貌见图 3
9、 另外 在接头端面也能发现一些碰伤的痕迹 如图 3 所示 图 3 P2 外螺纹接头粘扣形貌 B1 钻杆内螺纹接头粘扣位置在距密封面 15 95 mm 大端第 1 12 扣 范围 严重粘扣位置已经看不 清螺纹轮廓 局部区域的螺纹已挤压磨平 具有错扣 的特征 在距密封面 95 130 mm 约 6 扣 的范围 螺纹牙齿完好 镀铜层明显可见 在内螺纹接头镗 孔内壁有严重的碰伤形貌 B1 钻杆内螺纹接头粘 扣形貌见图 4 图 4 B1 内螺纹接头镗孔内壁损伤形貌及接头粘扣形貌 3 材质分析 3 1 化学成分分析 采用直读光谱仪对发生粘扣的钻杆接头化学成 114石油钻采工艺 2011 年 1 月 第 3
10、3 卷 第 1 期 分进行分析 分析结果 表 3 表明 三根钻杆接头 3 2 力学性能试验 3 2 1 拉伸试验 按照 API SPEC 7 标准 沿接头纵 向取标距为 50 mm 直径为 12 5 mm 圆棒试样 按照 ASTM A370 2002 标准进行机械性能试验 试验 结果 表 4 表明 钻杆接头拉伸性能符合 API SPEC 7 标准 表 4 室温下接头拉伸试验结果 试样 屈服强度 MPa 抗拉强度 MPa 延伸率 P11893101017 5 2901102316 5 385699516 0 P2183197318 5 285998719 5 383297419 5 B11986
11、109018 0 2975107920 0 3985108819 5 API SPEC 7 规定 827 965 13 3 2 2 冲击性能试验 按照 SY T 5290 2000 2 标 准 从失效钻杆接头上取夏比 V 型缺口冲击试样 10 mm 10 mm 55 mm 按照 ASTM A370 2002 标准 进行冲击韧性试验 试验结果 表 5 表明 接头冲击 韧性满足 SY T 5290 2000 标准 表 5 接头冲击试验结果 项目 冲击功 20 J 纵向纵向横向 试样编号P1P2B1 试验结果1128694 1148496 1109288 平均值1128793 SY T 5290 2
12、000 规定 54 平均值 47 单个值 3 2 3 硬度试验 对失效钻杆接头的大钳空间进行 表面布氏硬度试验 试验结果 表 6 表明 外螺纹接 头表面硬度都符合 SY T 5290 2000 标准要求 而 内螺纹接头有一位置硬度偏高 接头表面局部硬度 稍微偏高 与接头在井下使用过后在表面产生形变 强化效应有关 表 6 钻杆接头表面布氏硬度 位置 硬度 HB P1P2B1 位置 1341331331 位置 2339325304 位置 3329315319 SY T 5290 2000 规定 285 341 外螺纹接头 285 321 内螺纹接头 在 B1 内螺纹接头横截面上取样按照图 5 的位
13、 置进行硬测定 试验结果 表 7 表明 内螺纹接头 硬度符合要求 图 5 硬度测试压痕位置 表 7 B1 内螺纹接头洛氏硬度 位置硬度 HRC 外33 534 334 1 中35 434 335 1 内35 534 735 9 API SPEC 7 规定 285HB 29 9HRC 4 金相分析 在 P1 P2 和 B1 发生严重粘扣的部位取样 按 照 GB T 13298 91 GB 10561 2005 GB T 6394 2002 标准对其表层粘扣处以及心部进行金相显微 组织分析 非金属夹杂物和晶粒度评定 结果如 表 8 的化学成分均符合 API SPEC 7 标准 1 要求 表 3 接
14、头用材化学成分分析结果 质量分数 样品编号CSiMnPSCrMoNiAlCu P10 350 210 970 0090 0021 090 280 0750 0240 125 P20 360 210 980 0090 0021 090 280 0750 0240 125 B10 350 210 980 0090 0021 090 280 0750 0240 125 API SPEC 7 标准 0 030 0 030 115余世杰等 钻杆接头螺纹粘扣原因分析 表 8 金相分析结果 编号组织形态晶粒度 夹杂物 ABCDDs 薄厚薄厚薄厚薄厚薄厚 P1S回 B上 F8 51 000 50001 000
15、0 P2S回 B上 F8 50 500 500 500 501 50 B1S回8 50 50000 500 501 50 从粘扣螺纹面的金相可以看出 螺纹面表层金 属变形严重 且存在明显的组织变化 局部形成了厚 度约为 0 06 0 10 mm 的二次淬火马氏体组织白亮 层硬脆相 3 部分淬火马氏体已经被挤压嵌入到螺 纹材料内部 局部粘扣剥落的金属也已经被嵌入到 螺纹齿底部 在接头心部 除了回火索氏体之外 还 存在少许上贝氏体 和铁素体 5 综合分析 取回的 3 个失效钻杆接头的化学成分和力学性 能均符合 API SPEC 7 标准和 SY T 5290 2000 规 定 从金相分析结果可以看
16、出 粘扣严重的螺纹表 面 形变量大 基本看不出齿形轮廓 在最外表面还 存在一层白亮的淬火马氏体组织 P1 螺纹面上的二 次淬火马氏体最大厚度达到 0 1 mm 左右 根据接头 的化学成分进行估算 要使接头材料奥氏体化并冷 却形成马氏体 局部温度可达 800 以上 粘扣钻 杆金属表面不仅形成了很高的接触压力 而且在高 温作用下发生了组织转变 该转变是在高接触应力 高温和快速加载作用下形成的 此次发生粘扣的接头数量较大 其中包括其他 的一些加重钻杆与回压阀接头等 且具有严重粘扣 和错扣的特征 螺纹牙齿变形方向与钻杆旋合上扣 方向相一致 由此推断 此次接头螺纹粘扣与钻杆 上扣时偏斜对扣和螺纹接头已严重碰伤有一定关 系 以下结合粘扣部位与上扣的实际操作等因素分 别给予分析 5 1 粘扣位置 在正常的井下作业过程中 内 外螺纹接头正常 连接的情况下 外螺纹接头大端 1 3 扣受力最大 接 头螺纹链接时 内外螺纹的应力集中情况见参考文 献 4 失效钻杆外螺纹接头大端 1 3 扣螺纹完好 大端第 4 9 扣螺纹严重粘扣 内螺纹接头大端 1 12 扣严重粘扣 小端 6 扣螺纹完好 且在局部未粘扣区 域
