长北气田水平井双密封台肩钻杆接头失效分析及预防措施

长北气田水平井双密封台肩钻杆接头失效分析及预防措施赵宏波;贾进孝;李兴宝;王建平;王定峰;温美洲;孙佳才
【摘要】为了解决长北气田水平井双密封台肩钻杆从母扣壁厚端第2扣根部频繁断裂的问题,通过对钻杆接箍化学成分、力学性能、金相组织、钻杆磨损、断口微观和宏观形貌、钻杆腐蚀、弯曲正应力、扭转正应力、拉(压)正应力、钻柱纵振、横振和扭转振动等的分析,认为钻杆接箍钢材性能合格,而钻杆在严重磨损和氧腐蚀之后,由高井眼狗腿度、高泥浆摩阻、高沉砂等引起的弯曲正应力加强是引起钻杆母扣壁厚端第2扣最早出现裂纹的主要原因,由于早期裂纹出现引起钻杆接头沿断裂面的有效连接截面积不断减小,导致弯曲正应力、扭转剪应力、拉伸正应力和钻柱振动不断加强是引起裂纹进一步扩张而形成断裂的主要原因.从引起钻具失效原因出发,经过多年探索和现场实践,总结出通过增加油基钻井液柴油含量和pH值等方法能够降低钻杆磨损和减弱腐蚀,降低井眼狗腿度和打高黏度钻井液清扫井底能够降低钻杆所承受的各种应力,软扭矩系统与井底减震器和低固相钻井液配合能够降低钻柱的振动,这些方法的综合利用能够有效减少水平井钻杆失效的频次,值得推广.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2016(035)008
【总页数】8页(P52-58,62)
【关键词】钻杆失效;钢材性能;磨损;氧腐蚀;应力分析;振动分析
【作者】赵宏波;贾进孝;李兴宝;王建平;王定峰;温美洲;孙佳才
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710021;中国石油长
庆油田分公司长庆实业集团公司,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第二
采气厂,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710021;
中国石油长庆油田分公司长北项目经理部,陕西西安710021;中国石油长庆油田分
公司长北项目经理部,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司长北项目经理部,
陕西西安710021
【正文语种】中文
【中图分类】TE921.2
长北气田以双分支水平井开发为主，所使用的双密封台肩钻杆从接头母扣壁厚端第2扣根部断裂的事故频发，严重浪费了时间和造成了较大的经济损失。

鉴于此，分析和解决水平井双密封台肩钻杆接头失效是长北气田迫切需要解决的问题之一。

关于这类问题，国内外很多学者进行了广泛的研究，主要集中在应用连续梁柱理论对下部钻具组合的受力和变形进行分析［1］，而对钻杆材料性能、磨损、腐蚀、受力和变形等进行系统研究的比较少。

本文首先通过对钻杆接头材料的化学成分、抗拉性质、金相组织等进行了研究，在证明材料合格的情况下，再通过对钻具磨损、化学腐蚀、钻杆受力和振动等进行分析，研究清楚了长北气田水平井双密封台肩钻杆接头失效的主要原因，摸索出了相应的消减措施，其在实践中取得了较好的效果，值得推广。

长北气田水平井主要用能克（NKK）和格兰特（Grant）公司生产的钢级为S135
的5-1/2″FH扣双密封台肩钻杆。

从2005年至2015年底，总共发生了50多起
钻杆失效事故；失效特征主要表现为进入造斜段后，钻杆接头母扣壁厚端第1、2
扣螺纹根部出现横向裂缝或断裂等现象。

2.1 钻杆钢材性能分析
2.1.1 化学成分分析分别从接头断裂面上取样进行化学成分检测，结果显示两种钻杆所用钢材中磷元素和硫元素的含量均低于NS-1、API Spec 5DP-2010和SY/T 5561-2008标准要求（见表1）。

证明接头所用钢材化学组成符合要求。

2.1.2 力学性能分析从两种钻杆接头母扣螺纹样品上分别取直径为6.25mm，长度为25mm的圆柱体样品在室温下做拉伸试验，在-20℃条件下进行夏比V型缺口冲击试验（见表2）。

结果表明，钻杆接头的屈服强度、抗拉强度、纵向冲击功和横向冲击功均符合NS-1标准、API Spec 5DP-2010标准和SY/T 5561-2008标准。

2.1.3 金相组织分析从钻杆接头断裂面附近取样进行金相分析，发现两种钻杆裂纹均从螺纹牙底向心部贯穿样品，裂纹周围组织与基体组织相同，均为回火索氏体，金相组织中发现A类、B类和D类非金属夹杂物，其含量均小于SY/T 5561-2008规定的标准（见表3）。

非金属夹杂物含量低和基体回火索氏体，说明钢材具有较高的强度和较好的塑性［2］。

2.2 钻杆磨损分析
长北气田目的层为山2段下部中粒到粗粒石英砂岩，石英颗粒含量在90％以上［3］。

石英属于硬度极高的矿物，其在被钻井液搬运到井口的过程中，由于重力作用，钻具与井眼椭圆下部井壁或井眼中石英砂岩颗粒之间产生严重的摩擦，导致钻杆接头部位磨损严重，直径明显变小，而钻杆本体直径没有明显缩小。

接头出厂外径184.2mm，内径88.9mm，壁厚47.6mm，母扣壁厚端第2扣根部内径129.0mm，厚度27.6mm，磨损后接头外径变小，外径普遍在178mm～182mm，平均为180mm；磨损钻杆本体外径139.7mm，壁厚9.17mm，内径121.4mm（见图1）。

2.3 断口形貌分析
2.3.1 断口宏观形貌分析将螺纹根部的裂纹断面打开，裂纹断面形貌较为粗糙（见图2-A、B、C），母扣壁厚端第2扣螺纹根部裂纹形貌呈贝壳状条纹和纤维状条纹（见图2-B），第1扣裂纹断面形貌见纤维状、放射状条纹（见图2-C），钻杆表面发现大量腐蚀凹坑，坑内见棕红色腐蚀产物。

贝壳状条纹位于断裂源区，条纹与主应力方向垂直，表明断裂是由交变载荷引起的疲劳断裂［4］，纤维状条纹位于断裂的起始处，与主应力垂直，是裂纹快速扩展的标志，放射状条纹是裂纹缓慢扩张的标志，与裂纹的扩展方向一致［5］。

以上特征表明长北气田水平井双密封台肩钻杆接头断裂或者裂纹起源于母扣壁厚端第2扣螺纹根部，之后向四周多次扩展，第1扣螺纹根部裂纹是由第2扣螺纹根部裂纹延伸所致，裂纹经历了多个不同的扩展-停止-扩展的发展过程。

另外，钻杆表面的腐蚀凹坑说明钻杆也存在着腐蚀现象。

2.3.2 断口微观形貌分析从钻杆接头裂纹面附近取样，清洗后采用电子显微镜对试样微观形貌进行分析，发现裂纹源区主要为沿晶断裂和解理断裂，以沿晶断裂为主（见图3a），扩展区主要为解理断裂特征（见图3b），局部有沿晶断裂特征（见图3c），裂纹扩展面上有多处二次扩展源，二次扩展源位置沿晶断裂特征较为明显（见图3d），偶见解理断裂（见图3e）。

钻杆的材料相同，其工作介质也相同，但是在裂纹发展的不同时期，裂纹断面微观形貌特征不同，说明裂纹发展的不同时期所对应的主要应力性质不同；而此种情况下沿晶断裂多由正应力的作用形成，解理断裂多在剪切力的作用下形成。

2.4 钻杆化学腐蚀分析
分别从两种钻杆表面腐蚀位置取样进行能谱分析，表明二者表面腐蚀坑内填充物主要为铁的氧化物和部分泥浆岩屑残留物（见图4a、b）；从腐蚀坑内取部分腐蚀产物进行X射线衍射分析，结果显示腐蚀产物的主要组成为Fe3O4、Fe2O3和FeO（OH）（见图4c）。

铁的氧化物是由于钻井液、完井液中溶解有一定浓度的氧，钻杆在含溶解氧的碱性或中性溶液中发生了氧去极化腐蚀而形成，腐蚀机理如下［6］：
阳极：Fe-2e→Fe2+
阴极：O2+2H2O+4e→4OH-
总反应式：2Fe+O2+2H2O→2Fe2++4OH-
二价的亚铁离子被进一步氧化成三价的铁离子，其反应式如下：FeO（OH）即
Fe2O3-H2O，位于腐蚀产物的外层，脱水后生成棕红色的Fe2O3，Fe2O3与FeO结合后形成Fe3O4（即FeFe2O4）。

Fe3O4疏松多孔，对基体起不到保护
作用，却附着在钻具表面，导致溶解氧、Fe2+和H+难以迁移而富集在腐蚀坑内，形成强酸性而加速腐蚀的进行，严重降低钻具抗弯强度、抗扭强度、抗拉（压）强度等力学性质［7］。

2.5 钻杆受力分析
2.5.1 弯曲正应力分析受井眼轨迹控制，在不规则井段，钻柱弯曲而受到弯曲
正应力的作用，使得中心轴线内侧受压缩，外侧受拉伸（见图5）。

当复合钻进时，随着钻具的旋转，钻杆同一点受到弯曲拉伸和弯曲压缩交变载荷的作用，其大小用胡克定律表示［8］：
式中：σ-正应力，Pa；Iz-横截面对中性轴的惯性矩，m4；y-横截面上某点到中性面的距离，m；M-横截面上的弯矩，N·m。

而钻杆弯曲时横截面上的弯矩用公式（2）［9］表示：
式中：K-钻孔的全弯曲角，m-1；E-材料弹性模量，N/m2。

把公式（2）带入公式（1），并取y最大值为D/2得钻柱的最大弯曲应力公式（3）：
式中：σmax-钻柱的最大弯曲应力，Pa；K-钻孔的全弯曲角，m-1；E-材料弹性
模量，N/m2；d-钻柱外径，m。

由公式（3）知，钻柱所受的最大弯曲正应力的大小与钻孔的全弯曲角和钻柱外径成正比。

当钻杆通过同一狗腿度井段时，由于接头直径比本体粗和双密封台肩钻杆接头的母扣壁厚端所受的弯曲正应力相对集中［10］，钻杆母扣壁厚端第2扣根
部所受的弯曲正应力最强。

进入造斜段之后，随井眼狗腿度增大，母扣壁厚端第2扣根部最早超过弯曲正应力极限，钻杆旋转时在交变载荷作用下发生塑性形变或出现弯曲裂纹，其是引起接头早期断裂的主要原因。

2.5.2 扭转剪应力分析钻柱在井眼中转动时，摩阻、反转、公转、黏滞等力产
生的力矩使钻柱遭受扭转剪应力的作用并发生弹性扭转［11，12］，最大剪应力
发生在钻杆外环并用圆筒的扭转剪应力公式（4）［13］表示：
式中：τ-圆筒的最大剪应力，Pa；T-所考察截面的扭矩，N·m；D-圆筒外径尺寸，m；d-圆筒内径尺寸，m。

扭矩的大小与钻柱与井壁间的正压力、钻柱在钻井液中的重力、钻柱与井壁的摩擦系数、井眼曲率、钻柱旋转速度等成正比［14］。

由公式（4）计算知，虽然钢级为S135的5-1/2″FH扣钻杆母扣壁厚端第2扣根部所受到的扭转剪应力不是最强，但是当弯曲正应力产生的裂纹并扩张到一定长度之后，扭转剪应力使裂口快速延伸，断口微观形貌中发现解理断裂也说明了这一点。

2.5.3 拉（压）正应力分析钻杆在井筒中受到摩阻、黏滞力、下部钻具的重力
等外力作用引起轴向的拉（压）载荷和上扣过程台肩面顶紧作用产生的轴向拉力。

前者大小用公式（5）［15］表示：
式中：N-轴向拉力，N；σ-正应力，Pa；D-钻柱外径，m；d-钻柱内径，m。

由公式（5）计算知，钢级为S135的5-1/2″FH扣钻杆母扣壁厚端第2扣根部所
受的不是由外力作用引起轴向的拉（压）载荷。

又因双密封台肩钻杆接头的公扣粗端第2扣根部和母扣壁厚端第2扣根部所受的
拉伸正应力相对集中［10］，但因副台肩处留有0.2mm的间隙，故上扣顶紧作用
在公扣粗端第2扣根部所产生的拉伸应力大于母扣壁厚端第2扣根部［16］。

综上知，虽然母扣壁厚端第2扣根部所受的拉应力不是最强，但是当弯曲正应力使该处出现裂纹之后，受力面减小，拉伸应力快速增大并使裂口快速延伸。

2.6 钻柱振动分析
钻具在井下产生纵向、横向和扭转振动，当扰动频率与钻具固有频率相吻合或者前者是后者的整数倍时发生共振，才是引起钻具疲劳失效的又一主要原因。

2.6.1 横向振动分析钻柱在公转和自转过程中，井壁约束其远离井眼时二者相互碰撞而产生的与钻柱轴线垂直的振动属于横向振动［17，18］，其只发生并存在于钻具下部［19］，对钻具的损害很大［20］。

API RP7G推荐用公式（6）和公式（7）计算诱发钻柱产生横向振动的转盘转速［21］：
式中：N0-零界横振转盘转速，r/min；N-横振转盘转速，r/min；D-钻杆外径，m；d-钻杆内径，m；l-单根长度，m；L-钻杆长度，m。

长北气田钻杆单根长度9.5 m左右，由公式（6）计算得零界横振转盘转速为15 r/min。

在使用软扭矩之前，顶驱转速主要在35 r/min～60 r/min；使用软扭矩之后，主要在20 r/min～60 r/min。

由公式（7）计算知，使用软扭矩之前，井深2 245 m～3 930 m易发生横向振动；使用软扭矩之后，井深1 310 m～3 930 m易发生横向振动。

2.6.2 纵向振动分析钻柱系统的纵向振动频率谱方程用公式（8）表示［22］：
式中：ω1-纵振频率，r/min；L-钻柱长度，m；EI-钻柱刚度，Nm2；W-钻压，N；q-单位长度钻柱空气重力，N/m；mp-单位长度钻柱质量，kg/m。

2.6.3 扭转振动分析水平井钻柱的扭转振动主要是由井壁摩擦力、砂桥阻力和钻柱的黏滞-滑动等造成［13，23］，扭转振动频率谱用公式（9）表示［24］：式中：ω2-扭振频率，r/min；L-钻柱长度，m；EI-钻柱刚度，Nm2；W-钻压，N；q-单位长度钻柱空气重力，N/m；mp-单位长度钻柱质量，kg/m。

由公式（8）和（9）看出，钻柱的固有扭转振动和纵向振动频率谱方程均为复合
函数，其值大小随钻柱长度增加和钻压增大而减小。

3.1 水平井钻杆失效的预防措施
从钻杆失效原因看出，长北区块水平井钻杆失效主要由钻杆接头磨损变细，化学腐蚀，井眼狗腿度大、摩擦力和黏滞等作用引起的弯曲正应力、拉伸（压缩）正应力、扭转剪应力高和钻柱振动增强等原因引起，针对以上特征，制定了如下预防措施。

3.1.1 降低井眼狗腿度狗腿度的增大引起弯曲正应力和摩阻增强。

为了解决该
问题，在长北水平井钻进中，一方面，将靶前距由400 m～600 m延长到600 m～800 m；另一方面，用1.0°～1.5°螺杆替换了以前的1.5°～2.0°螺杆。

该措施有效降低了井眼狗腿度及由其引起的摩阻。

3.1.2 降低摩阻系数降低摩阻系数可以减小扭转剪应力、拉伸（压缩）正应力
和黏滞-滑动引起的共振［11］，张立凡［25］认为油基钻井液具有很好的润滑性，可以降低摩阻。

自2009年以来，长北气田水平井造斜段用无固相泥浆替换了三磺泥浆，水平段将低固相油基泥浆柴油含量由原来的3％提高到了7％，并在扭矩增加的情况下根据实际情况适当增加柴油含量来降低摩擦系数而降低摩阻，应用效果较好。

3.1.3 打高黏度钻井液清扫井底由于水平段钻速较快和岩屑以跳跃方式搬运等
原因，岩屑不能被钻井液及时携带到地面，容易在井内形成岩屑床，甚至在稳定器、钻杆接头和其他较粗工具处形成砂桥导致正压力增加而增加了摩阻。

为了解决该问题，长北气田在水平段定期和不定期打入2 m3～3 m3黏度在100 s～120 s的高黏度钻井液来清扫水平段的积砂，效果显著，而时间间隔由水平段长度和扭矩大小决定。

3.1.4 调整钻具结构和钻井参数减弱钻柱振动钻柱纵向和扭转振动频率随钻柱
长度增加和钻压增大而减小，利用公式（8）和公式（9）计算出一定井深和钻压
下的钻柱固有振动频率之后，调整顶驱转速可以避免钻柱产生共振；另外，前人的研究认为通过调整钻压等钻井参数和在钻头附近增加减震器可以降低共振［26，27］，2011年之后长北水平井普遍在靠近钻头部位增加了减震器。

3.1.5 应用软扭矩系统软扭矩系统是将一套软件系统嵌入到顶驱的控制系统，
通过设定扭矩的大小而调节顶驱的转速为井下振动提供缓冲效应的系统，避免了钻具过高扭矩的产生，从而减轻了扭转剪切振动［28］。

长北水平井从2008年开
始试验软扭矩系统。

3.1.6 提高钻井液pH值减弱腐蚀降低固相含量长北区块水平井钻杆腐蚀失效
主要由溶解在钻井液中的氧去极化腐蚀引起，而随着pH值升高，溶解氧的浓度会相应降低，把钻井液pH值控制在10以上是防止氧溶解在钻井液中腐蚀钻杆的主要措施［29］。

故自2008年以后，长北区块将钻井液的pH值控制在10之上，腐蚀现象明显减弱。

3.1.7 降低固相含量减弱钻具振动随着钻井液密度升高、阻尼增加，钻柱固有
振动频率和振幅降低［30，31］，但是随着固相含量的增高，增加了黏卡的风险，故单靠增加固相含量提高钻井液密度的方法减小钻柱振动的方法并不科学。

刘云等［32］研究表明，低固相钻井液能够增强对钻柱阻尼作用，使得钻柱横向振动衰
减变快，承受交变复杂应力的时间变短和不容易出现疲劳失效。

鉴于此，长北区块水平段用了密度在1.2 g/cm3左右的柴油含量为7％的低固相油基钻井液。

3.2 水平井钻杆失效的预防效果
从图6看出，在项目早期，由于井眼狗腿度大、直井段钻井液pH值低和水平段柴油含量低等原因，引起钻杆氧腐蚀和接箍磨损严重，钻井液摩阻高，使得接头部位所受的弯曲正应力、扭转应力及拉（压）正应力和横向、纵向及扭转振动增强，导致钻杆接头母扣第2扣根部断裂次数从2005年的0次/5×104m增加到了2008
年的16次/5×104m进尺左右。

从2009年开始应用软扭矩系统，螺杆弯角由以
前的1.5°～2.0°降到了1.0°～1.5°，水平段低固相油基泥浆的柴油含量由原来的3％提高到了7％，全井段钻井液pH保持在10以上，并定期用高黏度泥浆清扫井筒
积砂，这些措施的综合运用，减轻了钻具磨损和氧腐蚀、降低了井眼狗腿度、减小了磨阻、降低了接头应力和振动，使得钻杆失效率降到了8次/5×104m进尺左右。

从2011年开始，随着井下钻具结构的调整和井下减震器的应用，钻杆失效降到了1次/5×104m进尺左右。

由以上特征看出，经过多年实践总结出的降低井眼狗腿度、降低摩阻系数、打高黏度钻井液清扫井底、应用井底减震器和软扭矩系统、应用高pH值和较高柴油含量的低固相钻井液体系方法在解决长北区块水平井钻杆失效中取得了理想的效果，值得推广。

通过本文研究认为：
（1）在长北气田双分支水平井钻井过程中，造斜点以下井眼狗腿度高、大井斜段积砂严重、摩阻高等原因是引起钻杆磨损严重，钻井液pH值低引起钻具氧腐蚀，二者引起接头的弯曲正应力、扭转剪应力和钻柱振动加强，导致钻杆疲劳而从母扣壁厚端第2扣台肩断裂。

（2）通过理论研究和现场实践证明，增加钻井液中柴油含量和提高pH值能够降
低钻杆磨损和减弱腐蚀，降低井眼狗腿度和打高黏度钻井液清扫井底等方法能够降低钻杆所承受的各种应力，井底减震器和软扭矩系统组合应用能够降低钻柱振动，将这些方法综合应用的水平井能够有效减少水平井钻杆失效的频次，值得推广。

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