钻杆管体加厚消失端失效分析及预防

钻杆管体加厚消失端失效分析及预防

摘要：钻杆在井下使用过程中的交变应力导致在钻杆加厚消失附近管体内外表

面的高应力，是钻杆产生疲劳裂纹致使刺漏失效的原因。虽然，高应力是加厚消

失端附近管体刺漏失效的致命弱点，但并不是所有钻杆在使用中都一定会要在高

应力下失效。失效之前的诱发因素，才是促使它失效的主要原因。根据十几起钻

杆刺漏失效事故，分析统计出影响钻杆管体加厚消失端失效的因素，提出了防止

这种失效的相应措施。

关键词：钻杆接头加厚消失端刺漏抗扭强度耐磨带预防措施

一、前言

2007年1－5月份，钻杆管体刺漏现象突然猛增，由过去的平均每年发生1－2起，突增到2007年上半年就有十几起。这些刺漏失效的钻杆在规格上以5寸为主，材质上有G105的，也有S135的；在管体内壁涂层上：有内涂层钻杆，也有

非内涂层钻杆；在投入使用的时间上：有1995－2000年间的进口钻杆，也有

2001－2005年间的国产钻杆，还有从新疆、陕北拉回的一批无厂家，无投入时间

的钻杆；在作业区块上：有河南油田钻井队承钻的额尔多斯区块，也有本油田的

泌阳区块。

针对这十几起钻杆刺漏失效事故，我们对鄂尔多斯区块打井的40505钻井队

刺漏的11根S135内涂层钻杆和45761钻井队在苏东52－61＃刺漏的7根S135

内涂层钻杆；对泌阳区块32620钻井队B318#、B325#刺漏的7根G105非内涂层

钻杆情况进行了调查，并对事故的原因进行分析。

二、失效钻杆的基本情况及特征

（一）鄂尔多斯钻杆刺漏情况及特征

2007年1月4日。在鄂尔多斯承钻的40505钻井队送回11根管体刺漏的

S135内涂层钻杆，其刺漏部位均为钻杆加厚消失端附近，离吊卡台肩300－

500mm处，刺漏孔为15－40mm不规则孔洞，孔洞周边为泥浆刺痕。经检验，

这11根钻杆其接头外径磨损已小于152mm降至三级的就有7根，投入使用的年

限为1999年－2001年，生产厂家是国X厂。

2007年5月25日，在鄂尔多斯区块承钻的45761钻井队，在苏东52－64＃

发生刺漏失效S135内涂层钻杆7根，该井完井井深3041米。经现场检验，7根

钻杆有4根接头外径已磨损至三级（小于152mm），这4根钻杆为1999年11

月投入使用的编号为N9911开头的X厂钻杆；1根接头外径在152－154mm之间，为二级钻杆接头；另外2根钻杆接头外径 160mm左右，为一级钻杆接头，是2005年投入使用的编号为N05开头的X厂钻杆。7根钻杆刺漏失效位置也均在钻

杆加厚端300－500m处，刺孔的形成也均为15－40mm不规则孔洞，只有1根

例外，刺孔为100m左右的环形裂口，在100m裂口两端角各有两个泥浆刺洞。

（二）泌阳区块钻杆刺漏情况及特征

2007年1月，32620钻井队在B318#连续3次发生钻杆管体刺漏现象；2007

年4月在B325#又连续4次发生钻杆管体刺漏现象。

32620钻井队，目前钻杆的构成是以1997年10月投入使用的进口G105内涂层钻杆为主，由于配备的数量不足。在2006年10月17日管子站在站内已无成

品钻杆补充的情况下，动用了新疆、陕北等无历史记录的G105非内涂层钻杆54根，编号为D字开头。这样以来，实际上该队钻杆属两种钻杆混用。

在对B318#、B325#七根管体刺漏钻杆进行检验分析后发现，失效钻杆具有以

下特征

1．7根钻杆有6根刺漏位置在钻杆加厚消失端300－500m范围内。刺漏孔

内窄外阔，长度10－40mm不等，也有直径30mm左右的不规则孔洞。只有1根

编号D-58无历史记录钻杆在加厚消失端是一条垂至于轴向的环形裂口，裂口长300mm左右，占钻杆管体周长的2/3，裂口外观粗看切口整齐、细看在整齐的切

口壁上，每间隔10－15mm左右就有一个凹进去0.5－1mm长2－3mm的泥浆刺痕，共有8处刺痕分布在环形切口壁上，估计是先有8根细小的孔洞刺漏，又在

扭矩力的作用下将管体剪切开裂成周向2/3的环形切口。

2．7根钻杆有3根是1997年10月购置并投入使用的进口G105内涂层钻杆，有4根是D号无历史记录的G105非内涂层钻杆。7根钻杆接头外径均小于

149mm，为三级以下级钻杆接头。

大家都知道，钻杆在井下使用过程中的交变应力最容易导致在钻杆加厚消失

部位内外表面产生疲劳裂纹，因此，在加厚消失端附近管体内外表面的高应力是

钻杆产生疲劳裂纹致使刺漏失效的原因。不错，高应力是钻杆加厚消失端附近管

体致命的弱点，但并不是钻杆在使用中一定会要在高应力下失效。失效之前的诱

发因素，才是促使它失效的主要原因。下面我们通过分析，找出这十几起钻杆刺

漏失效的主要原因。

将刺漏钻杆统计数据用直方图分析（注：将投入使用年代分为1995－2000年；2001－2005年两组数据来分析）：

1、钻杆加厚消失端高应力的影响

钻杆在使用过程中的交变应力，导致钻杆加厚消失部位产生疲劳裂纹，而且

该部位是最容易出现疲劳裂纹的部位。钻杆在井下经常承受到压、拉、弯、扭等

力的作用，所以接头与管体之间的接合部，也就是应力集中区域的开裂就成为可能。从表1、图2上可以看出，钻杆刺漏部位在加厚消失端附近的占刺漏钻杆的88％。因此，在钻杆加厚消失端附近的高应力是钻杆产生疲劳裂纹导致刺漏的主

要原因之一。

2、抗扭强度的影响

钻杆的设计是以接头和管体的抗扭强度相平衡为依据的，为了保证钻杆具有

足够的抗扭强度，API SPEC 7-2001第40版规定了钻杆接头对钻杆管体的抗扭强度之比≥0.86。

钻杆接头磨损至三、三级以下的钻杆占刺漏钻杆的76％，而相应的管体磨损

较小，管体仍达到一级的占 82.4％;从一些检验测量的数据可知，大部分被刺漏钻

杆的接头都从新钻杆的接头外径 165mm磨损至现在的150mm左右，接头外径均

减小了15mm左右；相反，管体的磨损程度不大。由此可以推断出：接头与管体

的抗扭曲强度之比将远远低于0.86。也就是说接头与管体之间的磨损程度不同，

使得钻杆抗扭平衡被打破，导致接头与管体之间加厚消失附近的管体，在井下抗

扭过程中产生疲劳而失效。所以，钻杆接头严重磨损，也是诱发钻杆在加厚消失

端附近产生疲劳裂纹导致刺漏的原因之一。

3、钻杆老化、管体锈蚀的影响

在1995－2001年间投入使用的钻杆占刺漏钻杆的65％，钻杆老化现象严重

也是造成刺漏失效的主要原因之一。在钻井过程中，钻杆要长期经受压、扭、弯曲、震动、水力载荷等交变应力的作用，同时钻井泥浆中的溶解氧、二氧化碳、

硫化氢和其它腐蚀介质以及地层中氯化物、碳酸盐介质的作用，对钻杆造成严重

的腐蚀（如照片组4右图中的圆形腐蚀斑）。当钻杆在井下作业时，应力集中会