钻杆接头失效分析

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1、前言2007年1月底，井下作业公司在用φ127（接头NC50）钻杆发生失效，失效形式为螺纹缺损，粘着以及接头密封台肩面撕裂性缺损。委托方提供的钻杆工作参数为：进尺1243m，钻压4~6T，泵压10Mpa，转速80r/min。据委托方说明该批钻杆为新产品，第一次使用。事故发生后，该批钻杆集中放置于井下作业工司油管厂场地，经查看125根钻杆中有9组接头存在损伤，其中严重损伤2组，呈现螺纹被冲刺缺损，而且其中1组有螺纹粘着、撕毁现象；其余7组存在不同程度的接头密封台肩面黏着撕裂性缺损现象。一、外观形貌分析1严重失效2组钻杆外观形貌如图1~4所示。螺纹粘着

2、、撕毁图1第1组外螺纹接头外观形貌螺纹粘着、撕毁图2第1组内螺纹接头外观形貌冲击起始区图3第2组内螺纹接头外观形貌冲击起始区I冲击起始区II冲击出口I冲击出口II图4第2组内螺纹接头外观形貌如图所示：第一组钻杆失效形式为螺纹缺损，粘扣。从缺损形貌可见，图示内外钻杆接头对应部位同时存在对应的螺纹缺损和黏着形貌，因此图示内外钻杆接头为工作时对接的接头。外螺纹接头自密封面起第6、7、8扣粘结，内螺纹自密封面起第4、5、6扣粘结；从螺纹缺损形貌分析，可以断定螺纹缺损由高压钻井液冲刺造成。第一组钻杆失效形式为螺纹缺损，从螺纹缺损形貌分析，可以断定螺纹缺损由高

3、压钻井液冲刺造成。2接头密封面损伤接头密封面损伤外观形貌如图5~6所示。7组接头密封面存在图示的撕脱性损伤。撕脱性损伤图5密封面撕脱性损伤一撕脱性损伤图6密封面撕脱性损伤二自图1所示的接头，按照《SY/T5290-2000石油钻杆接头》之规定，采取材质、机械性能、硬度及金相试样，逐个进行实验。二、材质分析按照《SY/T5290-2000石油钻杆接头》取样后经直读光谱分析结果如下表1：表1钻杆接头化学成分%CSSiMnPCrMoNi0.3760.0030.2610.6950.0061.0680.2761.068《SY/T5290-2000石油钻杆接头

4、》规定接头材质为合金钢，且对S，P作出规定，含量不超过0.030%，从检测结果看来，符合标准要求。三、机械性能按照《SY/T5290-2000石油钻杆接头》取样后，依据《GB/T228金属拉伸试验法》进行试验测得结果如表2。表2机械性能检测结果序号项目技术要求检测值结果1抗拉强度,MPa≥965995,1005,1000符合2屈服强度，MPa≥827屈服不明显/3伸长率，%≥1316，16符合4夏比冲击吸收功（-20℃），J≥54118，118，120符合5硬度，HB≥285HB311，306，309，307，309符合从检测结果看来，该钻杆接头的

5、机械性能和基体硬度符合标准要求。四、接头硬度对外螺纹和内螺纹接头端面进行抛光后，使用里氏硬度计进行硬度测试，结果如下：序号部位标准值测定值结果1外螺纹接头端面285~341HB326336324327331340338327使用过发生变化2内螺纹接头端面285~321HB327，338，339，340，334，339使用过发生变化从检测结果看来，接头硬度值符合《SY/T5290-2000石油钻杆接头》的要求，内螺纹接头端面使用后造成硬度的变化，不作为原始状态的判定依据，可作为参考数据。五、接头金相组织按照GB/T6394标准和GB/T13298标准

6、于螺纹部位制取金相试样，并进行检测分析。行经磨制、抛光、侵蚀后，观察并拍摄照片见图5。可见组织为索氏体，晶粒均匀，晶粒度小，说明组织正常。图5钻杆接头金相组织照片×400六、螺纹牙形检验用数字型梳规对接头螺纹进行比较检验，牙形吻合较好。七、失效原因分析通过以上的分析，钻杆接头材料的机械性能、化学成分和金相组织均符合《SY/T5290-2000石油钻杆接头》的要求，说明该批钻杆接头制造材料和热处理工艺符合标准要求；接头螺纹与梳规牙形吻合较好，说明螺纹加工符合《GB/T9253.1-1999石油钻杆接头螺纹》要求。钻杆接头发生严重的螺纹粘着、撕毁，应为

7、连接时对扣错位，在较高扭距作用下强行上扣，攻扭所至，钻杆接头发生刺扣，钻柱的扭转振动造成钻柱旋转速度时快时慢，当钻柱突然加速旋转时，扭矩可能突然增加，因钻柱与井壁、外螺纹与内螺纹间的交互作用使得在接头处产生很高的热量，从而螺纹脂从螺纹间隙流出，可能造成密封失效，同时高压流体沿着螺纹间隙从管内流出，引起刺扣；轴向拉力也会降低密封能力；上紧扭矩过小，过低的螺纹过盈量也导致较低的密封能力；钻柱的横向振动使钻柱承受交变的弯曲应力同样会造成密封失效；加工误差，不合理的公差配合也是一个重要的原因。冲击出口I冲击出口II冲击起始区I冲击起始区II