G105鋼級(jí)鉆桿外螺紋接頭裂紋原因分析

龔丹梅，余世杰，2，袁鵬斌，高連新

（1.上海海隆石油管材研究所，上海 200949；2.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，成都 610500；3.華東理工大學(xué)，上海 200237）

G105鋼級(jí)鉆桿外螺紋接頭裂紋原因分析

龔丹梅1，余世杰1，2，袁鵬斌1，高連新3

（1.上海海隆石油管材研究所，上海 200949；2.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，成都 610500；3.華東理工大學(xué)，上海 200237）

某油田在定向鉆井作業(yè)過程中有多根G105鋼級(jí)鉆桿外螺紋接頭出現(xiàn)斷裂和裂紋。對(duì)該井鉆桿使用情況進(jìn)行調(diào)查研究，并對(duì)1根螺紋牙底有裂紋的外螺紋接頭進(jìn)行失效分析。失效分析內(nèi)容主要包括斷口觀察、鉆桿接頭材料化學(xué)成分分析、力學(xué)性能及金相組織分析，并通過有限元方法模擬分析API標(biāo)準(zhǔn)NC31接頭受到復(fù)合載荷時(shí)的應(yīng)力分布狀態(tài)，比較NC31接頭標(biāo)準(zhǔn)外徑與增大外徑時(shí)外螺紋接頭螺紋牙受力情況。分析結(jié)果表明：接頭螺紋牙底裂紋為疲勞裂紋，鉆桿接頭外螺紋大端第1～3牙為應(yīng)力集中區(qū)域。由于在該定向井造斜點(diǎn)附近井眼全角變化率較大，存在較大的結(jié)構(gòu)彎曲，使接頭承受較大的交變復(fù)合載荷，最終在接頭螺紋應(yīng)力集中區(qū)萌生疲勞裂紋，導(dǎo)致失效。

鉆桿；螺紋；疲勞裂紋；失效分析

隨著深部復(fù)雜油氣資源勘探開發(fā)進(jìn)程的深入，井下鉆柱的工作狀態(tài)愈加復(fù)雜多變。在石油鉆井、完井、增產(chǎn)、改造等井下作業(yè)過程中，井下鉆柱的失穩(wěn)屈曲影響著鉆柱的力學(xué)性能及作業(yè)效果與成功率，井下管柱的軸向穩(wěn)定性已經(jīng)成為石油工程界關(guān)注的重點(diǎn)問題之一［1-2］。定向鉆井中上述問題尤為突出，當(dāng)鉆柱屈曲所承受的交變復(fù)合應(yīng)力超過一定值時(shí)，容易引起鉆柱疲勞開裂，造成井下事故。對(duì)此類事故進(jìn)行失效分析，并采取針對(duì)性的預(yù)防措施具有重大意義。

俄羅斯某定向井在鉆進(jìn)過程中發(fā)生2起鉆桿接頭斷裂事故，落魚打撈后，無損探傷發(fā)現(xiàn)多支鉆桿接頭外螺紋根部存在裂紋。為分析鉆桿接頭失效原因，筆者對(duì)事故進(jìn)行了全面調(diào)查，并對(duì)1根存在裂紋的外螺紋接頭進(jìn)行了失效分析。

1 事故經(jīng)過調(diào)查

該定向井井深約為3 316 m，造斜點(diǎn)位于約300 m處，該井垂直剖面圖如圖1。在鉆至井深約3 299 m時(shí)，鉆具重力從220 k N下降至40 k N。提起鉆柱后，發(fā)現(xiàn)井深235 m處的鉆桿外螺紋接頭已經(jīng)斷裂，斷裂位置為外螺紋大端第2牙，如圖2。后續(xù)探傷發(fā)現(xiàn)部分鉆桿外螺紋接頭螺紋根部存在裂紋，裂紋位于外螺紋大端第1～2牙處。

圖1 井眼軌跡

圖2 鉆桿外螺紋接頭斷口

接頭螺紋發(fā)生斷裂前井底鉆具組合為?126 mm鉆頭＋?89 mm加重鉆桿（長(zhǎng)72 m）＋?73 mm鉆桿（長(zhǎng)931 m）＋?88.9×9.35 mm鉆桿至井口。鉆井液流量9 L／s，泵壓18 MPa。鉆具轉(zhuǎn)速為40 r／min，轉(zhuǎn)矩為9 k N·m。泥漿參數(shù)：密度為1.30 g／cm3，失水量為55 s，流速為1.7 cm3／min。失效鉆桿接頭型號(hào)為NC31，外徑為108 mm，內(nèi)徑為50.8 mm，對(duì)應(yīng)的鉆桿管體規(guī)格為?88.9 mm×9.35 mm，鋼級(jí)為G105。

對(duì)失效分析樣品進(jìn)行探傷，發(fā)現(xiàn)螺紋根部存在裂紋。

2 觀察分析

2.1 宏觀觀察及尺寸測(cè)量

失效分析樣品經(jīng)磁粉探傷，發(fā)現(xiàn)裂紋位于螺紋大端第1嚙合牙牙底，如圖3，其周向長(zhǎng)度約為120 mm。螺紋承載面已經(jīng)發(fā)生損傷。經(jīng)測(cè)量，該接頭外徑約為107.8 mm，內(nèi)徑約為50.6 mm。根據(jù)尺寸測(cè)量結(jié)果可知，該失效鉆桿接頭內(nèi)徑及扣型符合API標(biāo)準(zhǔn)，但外徑從104.8 mm增加至108 mm。

圖3 鉆桿接頭裂紋位置

2.2 斷口微觀分析

在外螺紋接頭裂紋處取樣，將裂紋部位機(jī)械壓開，斷口形貌如圖4所示。原始裂紋面呈暗灰色，無金屬光澤，所占斷口面積比例非常小。新壓開的斷面呈銀灰色，有明顯的金屬光澤。在低倍電鏡下觀察，裂紋面形貌如圖5，裂紋以多個(gè)擴(kuò)展平面由外向內(nèi)呈弧形擴(kuò)展，相鄰裂紋面之間有明顯臺(tái)階。在高倍電鏡下，裂紋面平坦，如圖6。這表明該接頭受到交變載荷作用，螺紋牙底有多處損壞，形成多個(gè)裂紋源。

圖4 裂紋部位壓開后斷口形貌

圖5 裂紋面形貌

圖6 裂紋面高倍形貌

3 接頭材質(zhì)分析

3.1 化學(xué)成分分析

在接頭裂紋附近取試樣，采用直讀光譜儀按照ASTM E415-08標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行化學(xué)成分分析試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果（如表1）表明，該外螺紋接頭化學(xué)成分符合API Spec 5DP標(biāo)準(zhǔn)［3］要求。

3.2 拉伸及硬度試驗(yàn)

在鉆桿接頭裂紋附近取?12.5 mm圓棒拉伸試樣，根據(jù)ASTM A370-2010標(biāo)準(zhǔn)［4］進(jìn)行拉伸試驗(yàn)。結(jié)果表明，該外螺紋接頭的拉伸性能符合API Spec 5DP標(biāo)準(zhǔn)要求（如表2）。根據(jù)ASTM E10-10標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)接頭螺紋部位進(jìn)行布氏硬度試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果（如表2）符合API Spec 5DP標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.3 夏比沖擊試驗(yàn)

在接頭螺紋部位縱向取10 mm×10 mm×55 mm夏比V型缺口沖擊試樣，在20℃下按ASTM E23-07ae1標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行沖擊試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果（如表3）表明，該接頭螺紋部位沖擊性能符合API Spec 5DP標(biāo)準(zhǔn)要求。

表1 化學(xué)成分分析結(jié)果wB%

表2 拉伸及布氏硬度試驗(yàn)結(jié)果

表3 沖擊試驗(yàn)結(jié)果

3.4 金相分析

在該接頭裂紋部位縱向取金相試樣，發(fā)現(xiàn)螺紋牙底存在兩條裂紋，平均徑向深度約為0.2 mm，裂紋之間距離約為0.5 mm，兩條裂紋走向互呈一定角度，且與接頭軸向的夾角約為45°，如圖7。裂紋開口均較寬，中部至尖端較細(xì)，且裂紋最終走向與開口方向呈一定角度，在螺紋牙底裂紋附近發(fā)現(xiàn)多處小缺口，如圖8?？梢耘袛?，該螺紋牙在裂紋形成初期受到多處損傷，在受力最嚴(yán)重處形成裂紋，在交變載荷作用下導(dǎo)致裂紋開口方向與最終走向不同，兩條裂紋之間的走向也不同。裂紋形貌特征表明，鉆桿接頭受到交變扭轉(zhuǎn)＋旋轉(zhuǎn)彎曲＋拉伸疲勞等復(fù)合載荷作用。

在裂紋附近取樣，按照GB／T 13298—1991《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》、GB／T 10561—2005《鋼中非金屬夾雜物含量的測(cè)定》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)其進(jìn)行顯微組織分析及夾雜物評(píng)定。分析結(jié)果表明，該接頭螺紋部位金相組織為回火索氏體，非金屬夾雜物含量為A類細(xì)系0.5級(jí)，D類細(xì)系0.5級(jí)。

圖7 裂紋形貌

圖8 裂紋放大形貌

4 有限元模擬與受力狀態(tài)分析

造斜點(diǎn)附近及井斜段鉆桿主要受到拉伸、彎曲及扭轉(zhuǎn)載荷作用，當(dāng)鉆桿處于井眼軌跡彎曲部分時(shí)，其一側(cè)受到拉伸作用，另一側(cè)受到壓縮作用，鉆桿旋轉(zhuǎn)時(shí)，在彎曲部位的管體或接頭會(huì)產(chǎn)生周期性交變應(yīng)力。失效接頭在API標(biāo)準(zhǔn)NC31扣型基礎(chǔ)上，將標(biāo)準(zhǔn)外徑104.8 mm增大至108 mm，但螺紋尺寸沒有增加，這會(huì)增加外螺紋接頭螺紋的應(yīng)力集中。下面通過有限元方法模擬分析API標(biāo)準(zhǔn)NC31接頭受到復(fù)合載荷時(shí)的應(yīng)力狀態(tài)，比較NC31接頭外徑分別為104.8 mm和108 mm時(shí)外螺紋接頭螺紋牙受力情況。

4.1 復(fù)合載荷下NC31接頭受力情況分析

以API標(biāo)準(zhǔn)中內(nèi)徑為50.8 mm，外徑為104.8 mm的NC31接頭為模型進(jìn)行有限元模擬，為方便計(jì)算，模擬時(shí)轉(zhuǎn)矩采用API推薦的上扣轉(zhuǎn)矩10 736 N·m，拉伸載荷取接頭極限拉伸載荷的70%，約1 500 k N，彎曲載荷取接頭在狗腿度為20°／30.48 m井段受到的載荷。在劃分接頭網(wǎng)格模型時(shí)，端部設(shè)置5個(gè)節(jié)點(diǎn)，拉伸載荷為1 500 k N時(shí)，每個(gè)節(jié)點(diǎn)上的力均為300 k N，即F1＝F2＝F3＝F4＝F5＝300 000 k N，如圖9所示。全角變化率為20°／30.48 m，接頭此時(shí)所受彎曲應(yīng)力可根據(jù)材料力學(xué)［5］公式計(jì)算：

式中：σmax為接頭所受最大彎曲應(yīng)力，MPa；E為材料彈性模量，MPa；D0為接頭外徑，m；ρ為鉆桿彎曲曲率半徑，m。

將E＝206 000 MPa，l＝30.48 m，θ＝20°，D0＝0.104 8 m，代入式（1）得σmax＝127.4 MPa。得出最大彎曲應(yīng)力后，可求出彎矩值：

式中：M為管端所受彎矩，N·m；Wz為空心圓截面抗彎截面系數(shù)；d0為鉆桿管體內(nèi)徑，m。

把d0＝0.050 8 m代入式（2）得到M＝148 984 N·m。

將彎矩M轉(zhuǎn)化為呈線性分布的非均勻力，施加在模型右部的管端。計(jì)算得F′1＝47 462 N，F(xiàn)′2＝60 075 N，F(xiàn)′3＝72669 N，F(xiàn)′4＝85 282 N，F(xiàn)′5＝97 895 N。

綜合拉伸載荷可得出在拉伸側(cè)從內(nèi)壁到外壁5個(gè)節(jié)點(diǎn)的力依次為：

壓縮側(cè)從內(nèi)壁到外壁5個(gè)節(jié)點(diǎn)的力依次為：

圖9 接頭有限元模型載荷示意

在復(fù)合載荷下NC31接頭拉伸側(cè)應(yīng)力分布情況模擬計(jì)算結(jié)果如圖10a，壓縮側(cè)應(yīng)力分布情況模擬計(jì)算結(jié)果如圖10b?？梢钥闯鲈诶?、扭轉(zhuǎn)及彎曲復(fù)合載荷作用下，接頭螺紋拉伸側(cè)與壓縮側(cè)應(yīng)力分布相差不大，應(yīng)力主要集中分布在螺紋前3牙，以后逐牙降低。

為了更清楚地了解螺紋牙上的應(yīng)力分布情況，對(duì)外螺紋接頭螺紋牙進(jìn)行編號(hào)，并對(duì)每個(gè)螺紋牙牙底的應(yīng)力進(jìn)行取值。圖11為NC31接頭在復(fù)合載荷下拉伸側(cè)和壓縮側(cè)的外螺紋各牙應(yīng)力分布曲線，可以看出，拉伸側(cè)與壓縮側(cè)前3牙應(yīng)力大小幾乎相同，從第4牙開始逐步降低，但拉伸側(cè)受到的應(yīng)力高于壓縮側(cè)。這表明，外螺紋接頭在受到復(fù)合載荷作用下，其薄弱點(diǎn)在螺紋大端第1、2嚙合螺紋牙，且因彎曲拉伸側(cè)更容易發(fā)生失效。

圖10 NC31外螺紋接頭在拉、彎、扭復(fù)合載荷下拉伸側(cè)和壓縮側(cè)應(yīng)力分布情況

圖11 NC31外螺紋接頭在拉、彎、扭復(fù)合載荷下的應(yīng)力分布曲線

4.2 接頭螺紋外徑對(duì)受力的影響

該失效鉆桿接頭螺紋扣型為NC31，內(nèi)徑為50.8 mm，外徑為108 mm，API標(biāo)準(zhǔn)NC31接頭外徑為104.8 mm，即該失效接頭外徑比API標(biāo)準(zhǔn)的大。經(jīng)有限元分析，API標(biāo)準(zhǔn)NC31接頭在正常外徑和增大外徑2種情況下，施加相同上扣轉(zhuǎn)矩后，兩者螺紋牙底應(yīng)力分布趨勢(shì)大致相同，應(yīng)力集中主要分布在前3牙，但外螺紋接頭外徑增加后，螺紋應(yīng)力有所增大，其中前3牙分別增大了5%、6%、8%（如圖12）。

圖12 NC31外螺紋接頭標(biāo)準(zhǔn)外徑和增大外徑的應(yīng)力分布曲線

5 綜合分析

失效鉆桿總共鉆井2口，就發(fā)生鉆桿外螺紋接頭早期疲勞斷裂和多根外螺紋接頭大端螺紋牙底早期疲勞裂紋。鉆桿外螺紋接頭斷裂實(shí)際是疲勞裂紋擴(kuò)展的結(jié)果。外螺紋接頭螺紋大端部位產(chǎn)生早期疲勞裂紋主要與鉆桿接頭材質(zhì)、鉆桿受力情況及鉆桿接頭外徑、井眼全角變化率等因素有關(guān)。

5.1 鉆桿接頭材質(zhì)的影響

失效鉆桿接頭化學(xué)成分、力學(xué)性能以及顯微組織均符合API SPEC 5DP及相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定，且具有較高的沖擊韌性（20℃平均沖擊功為119 J）。因此，可以排除由于接頭材料質(zhì)量不合格導(dǎo)致鉆桿接頭失效的可能性。

5.2 鉆桿受力情況及鉆桿接頭外徑的影響

鉆具在不同的井深位置，所受應(yīng)力是不同的。在定向井、水平井中除井口位置的鉆桿承受的扭矩和拉力最大外，從造斜點(diǎn)鉆進(jìn)到穩(wěn)斜段的鉆桿還要承受交變彎曲應(yīng)力的作用，這部分鉆桿所承受的復(fù)合應(yīng)力比任何位置的鉆桿承受的復(fù)合應(yīng)力都要大［6］，并且容易形成疲勞損傷。有限元分析結(jié)果表明，外螺紋接頭在受到復(fù)合載荷作用下，應(yīng)力集中區(qū)域仍在螺紋大端第1、2螺紋處。在接頭螺紋內(nèi)徑不變的情況下，將104.8 mm標(biāo)準(zhǔn)外徑增加至108 mm時(shí)，能夠有效防止內(nèi)螺紋接頭脹扣，但將導(dǎo)致螺紋應(yīng)力增加。當(dāng)鉆桿在彎曲井段承受的交變復(fù)合應(yīng)力超出一定值時(shí)，鉆桿接頭應(yīng)力集中部位首先發(fā)生疲勞損傷，形成疲勞裂紋，甚至斷裂。

5.3 井眼全角變化率的影響

井眼全角變化率（狗腿嚴(yán)重度）是在單位井段內(nèi)井眼前進(jìn)的方向在三維空間內(nèi)的角度變化，既包含了井斜角的變化又包含著方位角的變化。該井造斜點(diǎn)位于井深約300 m處，在井深240～260 m，井眼全角變化率從0.99°／30 m變化至4.32°／30 m，在造斜點(diǎn)處井眼全角變化率約為5.79°／30 m，如圖13，已經(jīng)超過《鉆井手冊(cè)（甲方）》推薦允許的全角變化率值（如表4）。井眼全角變化率越大，鉆桿受到的彎曲載荷越大，越容易發(fā)生疲勞損傷［7～8］。一般越到井口位置要求的全角變化率越小，這是因?yàn)樵娇拷阢@桿受拉伸載荷越大，越容易發(fā)生疲勞裂紋或者疲勞斷裂［9～10］。另外，通過井眼全角變化率大的井段的鉆桿數(shù)量多，容易使很多根鉆桿發(fā)生疲勞損傷。

該井?dāng)嗔雁@桿位置井深235 m，正好位于距井口較近的造斜點(diǎn)附近全角變化率嚴(yán)重井段。該處鉆桿不僅承受較大的拉伸載荷，還承受較大的彎曲載荷，很容易發(fā)生斷裂失效。從圖12可看出，該井最大全角變化率出現(xiàn)在井深約2 440 m處，約為13.83°／30 m，雖然由于靠近井底該處鉆具所受拉伸載荷較小，但在交變應(yīng)力下也容易發(fā)生疲勞損傷，根據(jù)鉆井記錄，該處也曾發(fā)生過鉆具斷裂事故。

圖13 井眼全角變化率情況

表4 推薦的全角變化率

綜上所述，該定向井在造斜點(diǎn)附近井眼全角變化率較大，使鉆桿承受較大的交變復(fù)合載荷，加之鉆桿接頭外螺紋大端第1～3牙本身為應(yīng)力集中區(qū)域，最終在鉆桿接頭螺紋應(yīng)力集中區(qū)產(chǎn)生疲勞裂紋，導(dǎo)致斷裂事故。

6 結(jié)論

1） 失效鉆桿接頭理化性能符合API Spec 5DP標(biāo)準(zhǔn)要求。

2） 該批G105鋼級(jí)鉆桿接頭失效形式為疲勞裂紋和疲勞斷裂，鉆桿所服役的定向井井眼全角變化率較大，鉆桿承受較大的交變復(fù)合載荷是其接頭螺紋部位早期疲勞裂紋和疲勞斷裂的主要原因，鉆桿外螺紋接頭內(nèi)徑不變而外徑增大也增加了外螺紋大端第1～3牙的應(yīng)力集中，促進(jìn)了疲勞裂紋的萌生。

3） 建議在定向井鉆井施工過程中使用雙臺(tái)肩高抗扭鉆桿。

［1］ 胡華，夏輝，竇益華.定向井造斜段管柱屈曲分析［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2011（17）：18-20.

［2］ 呂拴錄，柳棟，楊成新，等.CXL5井鉆具斷裂原因分析［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2013，42（10）：66-71.

［3］ API Spec 5DP-2009，Specificaton for Drill Pipe［S］.

［4］ ASTM A370-2010，Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products［S］.

［5］ 劉鴻文.材料力學(xué)［M］.北京：高等教育出版社，2004.

［6］ 王玉奎，薄和秋.淺談?lì)A(yù)防定向井、水平井鉆桿失效的措施［J］.西部探礦工程，2003（7）：84-85.

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［10］ API 7G-2003，Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits［S］.

Cause Analysis on Pin Joint Crack of G105 Grade Drill Pipe

Several G105 grade drill pipe tool joints fractured and cracked in process of directional drilling in a certain oil field.The drill pipe service condition and conducted failure analysis on one cracked pin joint were investigated.The failure analysis was performed based on macro and micro morphology analysis，material chemical composition test，mechanical property test，metallographic microstructure analysis，stress state analysis of API NC31 under combined loads and compared to the increased OD model.Analysis results show that the crack is fatigue crack.The first to the third engaged threads section on the big end of pin tool joint is region of stress concentration.The overall angle change rate near the kick off point was pretty large，which led to fatigue cracks at the region of stress concentration under the combined effects of axial tensile stress and repeated bending stress.

drill pipe；thread；fatigue crack；failure analysis

TE921.207

B

10.3969／j.issn.1001-3482.2014.10.009

1001-3482（2014）10-0039-06

2014-04-02

龔丹梅（1987-），女，廣西南寧人，2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)從事石油管材研發(fā)及失效分析工作，E-mail：swpugdm＠163.com。