钻铤内螺纹接头断裂原因分析

赵 江，赵映辉，张凤娟，李平全，佟 琳，薛 燕

(1.西安摩尔石油工程实验室，西安 710065;2.西安应用光学研究所，西安 710065)

0 引言

钻铤的失效形式主要表现为疲劳断裂和腐蚀疲劳断裂。如石油管材研究所对近几年钻铤失效案例的统计分析表明，有80%以上失效属于疲劳或与疲劳相关的失效，其中绝大部分发生在钻铤的螺纹连接处。川东地区1996～1997年共发生了303起钻铤失效事故，其中发生在螺纹处的有238起，占总数的78.5%;大庆油田钻铤损坏占钻具失效总数的88.4%，钻铤损坏部位基本上都位于钻铤螺纹连接处。

某油田发生了一起钻铤断裂失效事故，亦断于螺纹根部处，对油田造成了较大的经济损失，由于钻铤为多发性故障，从多角度对钻铤失效原因进行分析，可为今后的油田生产提供指导。本研究从断口、裂纹、力学性能、强度校核等方面对失效钻铤进行分析，以确定其失效原因并提出改进措施。该失效钻铤的规格:外径为 φ152.4mm，内径为 φ71.4mm，螺纹型号为NC44－60。

1 试验过程与结果

1.1 断口宏观观察

图1为失效钻铤的断口宏观形貌。断裂钻铤内螺纹接头的剩余螺纹长为65～85mm，距内螺纹接头小端剩余10～13扣。整个断面呈阶梯状分布，断面上存在两个较大的平坦区，分别占整个断面的2/5和1/5。断口的平坦区有泥浆冲刷痕迹，从流体冲刷方向可以判断，均为从螺纹根部向外发生了刺漏，即由内壁朝外壁发生刺穿失效。

仔细观察断口附近的螺纹牙根部，可见较大平坦区下方第一扣、第二扣螺纹根部存在多条裂纹，螺纹根部放大形貌见图1b。将图中第二扣螺纹根部的裂纹人工打开，裂纹剖面的形貌见图2。该裂纹断面较光滑，可以观察到明显的棘轮花样和疲劳扩展弧线［1］。在螺纹根部附近观察到许多小台阶，这是由于螺纹根部存在多个裂纹源向外壁扩展，扩展至一定长度后相遇所形成，即棘轮花样，说明该断面具有多源疲劳特征。

图1 主断口宏观形貌Fig.1 Macro－morphology of main fracture

图2 断面下面第二扣裂纹打开后形貌Fig.2 Morphology of second thread crack below fracture surface

将断口沿轴向剖开后，其形貌见图3，螺纹牙承载面变形严重，均朝井口侧产生拉伸变形，导向侧无明显变形。钻铤属于底部钻具，钻井过程中应承受压缩载荷，分析认为失效钻铤承载面朝井口侧产生拉伸变形是因为上扣扭矩过大或在钻井过程中发生二次上扣产生的。

图3 螺纹牙变形形貌Fig.3 Appearance of thread tooth deformation

1.2 金相分析

距离断口往下第二扣的螺纹根部裂纹的金相形貌见图4，裂纹长度约10mm，裂纹平直，无分叉，均由螺纹根部朝外壁方向穿晶扩展，为典型的疲劳裂纹形貌，裂纹的起源处及裂纹中部可见腐蚀痕迹，裂纹尖端无明显腐蚀现象。

图4 断面下面第二扣螺纹根部裂纹金相形貌Fig.4 Metallurgical morphology of crack at second thread root below fracture surface

1.3 断口微观观察及其能谱分析

对图2的裂纹断面进行SEM形貌观察和EDS能谱分析。SEM形貌见图5，在该裂纹断面的疲劳扩展区观察到间距约1～2 μm的疲劳条带。该裂纹断面的螺纹根部2mm的范围内布满了腐蚀坑，腐蚀坑大小为0.2mm左右，这与图4中裂纹根部及其中部存在腐蚀现象是一致的。

对裂纹断面的腐蚀产物进行EDS能谱分析，试验结果见表 1，腐蚀产物中含 C、O、Si、Cr、Mn、Fe等元素，其中裂纹断面上O元素(质量分数，下同)高达22.14%，说明钻井液中O含量较高，具 有一定的腐蚀性，加速了钻铤接头的疲劳失效。

图5 裂纹断面SEM形貌Fig.5 SEM morphology of crack surface

表1 裂纹面的腐蚀产物含量(质量分数 /%)Table 1 Chemical composition of corrosion product(mass fraction/%)

1.4 力学性能测试

按照API Spec7－1［4］规定从钻铤内螺纹接头上取样进行力学性能测试。结果表明:材料的抗拉强度为935 MPa，略低于规定最小值965 MPa;而硬度值为261 HBW，亦略低于规定的最小值285 HBW。

1.5 钻铤弯曲强度比计算

弯曲强度比 BSR［5－6］是钻铤接头匹配后，内螺纹截面模量与外螺纹截面模量的比值。高BSR加速外螺纹接头疲劳失效，低BSR加速内螺纹接头疲劳失效，因此，对该钻铤的弯曲强度比进行计算:

查API Spec7－2得出:C=4.417;tp=2;Lp=4.5;H=0.216;frn=0.038。检测该钻铤内螺纹接头外径 D=152.6mm，内径 d=72.3mm。

将检测数值及其查阅数据代入上述公式，计算出BSR=((D4－b4)/D)/((R4－d4)/R)=2.55＜2.84。该值小于 API SPEC 7－1中的弯曲强度比值2.84。低BSR加速了内螺纹接头发生疲劳失效。

2 分析与讨论

国内外许多研究结果均表明［7］，钻铤在旋转钻井的过程中受力情况非常复杂，易发生疲劳失效，而钻铤接头为薄弱环节，比钻铤管体更易发生疲劳失效，这是因为钻铤管体的刚性比接头大，而螺纹根部的应力集中均加重了钻铤接头发生疲劳失效的可能。

断口的宏观及微观分析结果表明，该钻铤的失效形式为疲劳断裂失效，疲劳裂纹起源于内螺纹根部，裂纹在交变应力的作用下由内朝外扩展，当裂纹扩展至整个壁厚后，泥浆由内向外发生刺穿，当剩余截面不足以承受整个钻柱重量时，则发生断裂失效。判断其发生疲劳断裂失效的原因认为主要由以下几点造成:

1)上扣扭矩过大或钻井过程中产生二次上扣，该钻铤的螺纹牙侧宏观形貌表明，导向侧无明显变形，螺纹承载面均朝井口侧发生了拉伸变形，螺纹牙根部应力集中增大，从而导致疲劳裂纹源萌生。

2)材料力学性能测试结果表明，该失效钻铤的抗拉强度和硬度值均偏低。抗拉强度和硬度值偏低，钻铤的疲劳强度也会偏低。

3)计算得出失效钻铤接头的弯曲强度比BSR值为2.55，低于规范规定的2.84，低 BSR 加速了内螺纹接头发生疲劳失效。

4)断口上腐蚀产物中O含量较高，说明钻井液中的O含量较高，加速了钻铤接头的疲劳失效。

3 改进措施

1)按照标准DS－1TM“钻柱设计和操作”推荐的上扣扭矩值进行上扣;

2)对钻井液进行充分的除氧处理。降低钻井液的腐蚀性，从而提高钻具使用的疲劳寿命;

3)优化钻铤材料的热处理制度，从而获得钻铤材料所需要的强度和硬度值，满足钻铤材料的抗疲劳性能要求;

4)采用合理的弯曲强度比，使钻铤的内外螺纹接头具有良好的匹配性。

采取以上措施后，钻铤的断裂失效得到了有效预防。

4 结论

1)钻铤的断裂性质为疲劳断裂;

2)钻铤的断裂原因主要是钻铤上扣扭矩过大或者钻井过程中二次上扣造成的，抗拉强度、硬度值偏低，低BSR值，钻井液中O含量较高，均加速了该钻铤接头发生疲劳破坏。

［1］杨自林，游华江，蹇宗承.钻具失效事故的原因分析及对策［J］.天然气工业，2000，20(3):57－60.

［2］石德勤，翟洪军，黄林栋，等.大庆油田深井钻具失效原因与预防［J］.石油钻探技术，1993，21(4):21－23.

［3］胡世炎.机械失效分析手册［M］.成都:四川科学技术出版社，1998:25－30.

［4］API Spec7－1旋转钻柱构件规范［S］.美国:美国石油学会标准，2006.

［5］API Spec7－2旋转台肩式螺纹连接的加工和测量规范［S］.美国:美国石油学会标准，2008.

［6］DS－1TM.钻柱设计和操作［S］.3版.西安:西安摩尔石油工程实验室，2009.

［7］李鹤林，李平全，冯耀荣.石油钻柱失效分析及预防［M］.北京:石油工业出版社，1999:78.