趙金鳳,余世杰,2,袁鵬斌,2
定向穿越井中外螺紋接頭粘扣原因分析
趙金鳳1,余世杰1,2,袁鵬斌1,2
(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)
某鉆井隊在河流穿越施工過程中,先后出現(xiàn)幾起鉆桿接頭螺紋粘扣事故。為了查明此次事故產(chǎn)生的原因,對鉆桿接頭螺紋宏觀形貌、化學(xué)成分、接頭材料的力學(xué)性能、金相組織進行全面的分析。結(jié)果表明:此次螺紋接頭材質(zhì)、材料的力學(xué)性能均符合標準要求,井隊在接立柱過程中,立柱中心軸線與入井鉆桿軸線不同心,在螺紋旋合過程中發(fā)生錯扣是導(dǎo)致接頭螺紋粘扣的主要原因。根據(jù)失效原因提出了相應(yīng)改進措施和建議。
接頭;螺紋粘扣;失效分析
2013-01,某油田鉆井隊在河流穿越作業(yè)過程中,連續(xù)發(fā)生多起6FH雙臺肩鉆桿接頭螺紋粘扣事故,其中3~4起粘扣比較嚴重,其余幾起存在輕微粘扣現(xiàn)象,給油田造成較大的經(jīng)濟損失。為了查明接頭螺紋粘扣的原因,避免類似事故的再次發(fā)生,筆者在事故現(xiàn)場調(diào)查后對發(fā)生粘扣接頭螺紋進行失效分析,最后根據(jù)事故原因提出了相應(yīng)的改進措施和建議。
根據(jù)提供的資料顯示,該井為定向穿越井,根據(jù)SY/T4079—1995[1]的有關(guān)規(guī)定:一般穿越井的入土角α控制在9°~12°之間,出土角β控制在4°~8°之間為宜,曲率半徑以1 500D為宜(D為穿越管段外徑),穿越管段在入土點之后20 m內(nèi)應(yīng)為直線段。穿越管道布置如圖1所示。其中,入土角可以控制穿越的長度和深度,根據(jù)此次穿越河流的實際深度和寬度,設(shè)計穿越井的入土角約為10°。
圖1 穿越管道布置示意
用于穿越施工的鉆桿為某單位與某油田共同研制生產(chǎn)的非標鉆桿,其中:管體規(guī)格為?193.7 mm(7英寸),管體壁厚為?10.92 mm(0.43英寸),鋼級為S135,加厚形式為內(nèi)外加厚(IEU);接頭為6FH 雙臺肩接頭,外徑為?215.9 mm(8英寸),內(nèi)徑為?101.6 mm(4英寸),材料為37Cr Mn Mo。
2.1 斷口宏觀形貌分析
送檢的外螺紋接頭粘扣宏觀形貌如圖2~3所示,接頭粘扣嚴重,其中在距密封面0~22 mm(大端第1~2扣)范圍基本完好,鍍銅層清晰可見;在距密封面22~41 mm(大端第3~5扣)范圍內(nèi),已經(jīng)完全看不見螺紋輪廓,具有錯扣特征;外螺紋密封端面鍍銅層完好,未見磨損,如圖4;在41~53 mm(大端第6~8扣)范圍內(nèi),雖略能分辨出螺紋的輪廓,但螺紋齒頂已嚴重磨損;在53~125 mm(距大端第9扣以后)范圍的螺紋已經(jīng)被磨平,無法看到螺紋的整體輪廓,螺紋粘扣局部形貌如圖5。
經(jīng)測量,副臺肩到主臺肩的距離、大鉗外徑、倒角直徑、鉗長、螺紋小端外徑、螺紋小端內(nèi)孔以及螺紋大端外徑等接頭尺寸均符合技術(shù)協(xié)議書規(guī)定的相關(guān)技術(shù)參數(shù)。
圖2 失效樣品宏觀形貌
圖3 粘扣螺紋形貌
圖4 密封端面局部形貌
圖5 螺紋粘扣局部形貌
2.2 材質(zhì)成分分析
采用直讀光譜儀對發(fā)生粘扣的鉆桿接頭化學(xué)成分進行分析,分析結(jié)果如表3。結(jié)果表明,該鉆桿接頭的化學(xué)成分符合 API Spec 5DP—2009[2]標準要求。
表1 化學(xué)成分分析結(jié)果 w B%
2.3 拉伸性能
按照API Spec 5DP—2009標準,沿接頭縱向取標距為50 mm,直徑為?12.5 mm圓棒試樣,按照ASTM A370—2002標準進行機械性能試驗,測定抗拉強度、屈服強度和延伸率。試驗結(jié)果如表2。結(jié)果表明,鉆桿接頭拉伸性能符合API Spec 5DP—2009標準。
表2 拉伸試驗結(jié)果
2.4 沖擊韌性
按照API Spec 5DP—2009標準,從失效鉆桿接頭上取夏比V形缺口沖擊試樣(10 mm×10 mm×55 mm),按照ASTM A370—2002標準進行沖擊韌性試驗,試驗結(jié)果如表3。結(jié)果表明,接頭沖擊韌性滿足API Spec 5DP—2009標準要求。
表3 夏比沖擊試驗結(jié)果
2.5 硬度試驗
按照API Spec 5DP—2009標準,對失效鉆桿接頭進行表面布氏硬度試驗。試驗結(jié)果如表4。結(jié)果表明,外螺紋接頭表面硬度符合API Spec 5DP—2009標準要求。
表4 布氏硬度試驗結(jié)果 HB
2.6 金相檢查與分析
在發(fā)生嚴重粘扣的部位取樣,按照 GB/T 13298—1991標準對其表層粘扣處、螺紋牙底以及心部進行金相顯微組織分析,其金相組織如圖6~8所示。
圖7 螺紋牙底金相組織(100×)
圖8 接頭的心部金相組織(500×)
由圖6可以看出:螺紋粘扣嚴重的表層材料變形量大,局部粘扣剝落的金屬已經(jīng)嵌入到材料內(nèi)部;且在最外表面形成了1層二次淬火馬氏體組織的白亮層硬脆相[3],其厚度約為0.08 mm,在白亮層底下則為回火索氏體。由圖7可知:螺紋牙齒表面的鍍銅層被擠壓至材料內(nèi)部,末端呈雞爪狀。由圖8可知,該接頭的心部組織為回火索氏體。
為了進一步確定接頭粘扣處白亮層組織,通過顯微硬度試驗,測得表層白亮組織的硬度值為710 HV,而心部組織的硬度為328 HV,可進一步判定白亮層為二次淬火馬氏體組織。圖9為白亮層組織及心部組織處的顯微壓痕形貌。
圖9 顯微壓痕形貌
1) 從接頭螺紋粘扣的宏觀形貌可知:公接頭大端第1~2扣螺紋基本完好,鍍銅層清晰可見,具有錯扣特征;第3~5扣不僅存在毛刺,而且已經(jīng)完全看不到螺紋輪廓;第6~8扣范圍內(nèi),螺紋齒頂嚴重受損,略能分辨螺紋輪廓;第9扣以后螺紋幾乎完全被磨平,主、副臺肩處鍍銅層清晰可見,未見磨損,說明螺紋未旋合到位就已經(jīng)發(fā)生粘扣,排除了上扣轉(zhuǎn)矩過大造成粘扣這一原因。
2) 由金相分析結(jié)果可知:粘扣嚴重螺紋表面形變較大,基本看不出螺紋的齒形輪廓,在最外表面還存在厚度約為0.08 mm的二次淬火馬氏體。根據(jù)螺紋粘扣接頭的材質(zhì)分析,要使接頭材料奧氏體化并冷卻形成馬氏體,需要局部溫度達到800℃以上。粘扣接頭螺紋表面除前2牙外,其余牙齒幾乎全部被磨平,說明在接頭螺紋表面形成了很高的接觸壓力,而且只有在高溫下才能發(fā)生組織轉(zhuǎn)變,推測螺紋表面形成1層二次淬火馬氏體是高接觸應(yīng)力、高溫和快速加載等共同作用的結(jié)果。根據(jù)上述形貌,推測錯扣是造成的接頭粘扣的主要原因。
3) 該接頭是在穿越施工中發(fā)生粘扣的,穿越作業(yè)與常規(guī)鉆井作業(yè)不同之處在于,常規(guī)井鉆井作業(yè)在接立柱時,立柱軸線與入井鉆桿軸線之間的角度為零,井口與井中鉆桿相對容易對中。而在穿越作業(yè)中,鉆桿的入土角α存在一定的角度(約為10°),在上扣接單根時,鉆桿與相鄰鉆桿較難對正,容易出現(xiàn)同軸度偏差。若在接鉆桿過程中,接入的單根與相鄰鉆桿軸線不對中,即同軸度存在偏差,在旋扣時引起螺紋擺動,外螺紋接頭不容易與內(nèi)螺紋嚙合,內(nèi)外螺紋發(fā)生接觸干涉,沒有正常嚙合的螺紋在高速旋扣過程中開始攻扣,很容易發(fā)生粘扣[3]。因此,在采用大鉗進行上扣時,上扣速度[4],特別是開始引扣時的轉(zhuǎn)速應(yīng)盡量放慢,尤其在穿越井中,應(yīng)該按照相關(guān)操作規(guī)定,合理控制大鉗的上扣速度,避免由于轉(zhuǎn)速過快導(dǎo)致偏扣或錯扣。
綜上所述可以推測出:在管道穿越施工上扣過程中,鉆桿與相鄰鉆桿軸線不容易對中而出現(xiàn)同軸度偏差,在旋扣時引起螺紋擺動,外螺紋接頭上扣時不容易與內(nèi)螺紋嚙合,內(nèi)外螺紋發(fā)生接觸干涉,沒有正常嚙合的螺紋在高速旋合過程中開始攻扣、錯扣,最終導(dǎo)致此次接頭螺紋粘扣。
1) 鉆桿接頭力學(xué)性能、化學(xué)成分均符合API Spec 5DP標準。
2) 在上扣過程中,接頭螺紋產(chǎn)生錯扣,是造成此次鉆桿接頭螺紋粘扣的主要原因。
3) 建議在上扣前清洗螺紋處的鉆井液,并均勻涂抹螺紋脂。
4) 在對扣、上扣作業(yè)過程中,應(yīng)盡量保證鉆桿軸線對正,并合理地控制引扣、上扣速度,避免錯扣事故的再次發(fā)生。
[1] SY/T4079—1995,石油天然氣管道穿越工程施工及驗收規(guī)范[S].
[2] API Spec 5DP—2009,Specification for Drill Pipe[S].
[3] 李鶴林,李平權(quán),馮耀榮.石油鉆柱失效分析及預(yù)防[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.
[4] 王百戰(zhàn),盧林祝.油管螺紋粘扣的現(xiàn)場作業(yè)影響因素分析[J].機械研究與應(yīng)用,2008,21(4):32-70.
Cause Analysis of Thread Galling on Pin Joint During Directional Drilling Crossing
ZHAO Jin-feng1,YU Shi-jie1,2,YUAN Peng-bin1,2
(1.Shanghai Hilong Oil Tubular Goods Research Institute,Shanghai 200949,China;2.School of Materials Science and Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China)
Some drill pipe joint thread-galling failures were discovered in the drilling crew during the drilling process.In order to find out the cause of the accident,chemical composition analysis,mechanical properties,and micro-structure examination to the joint material and the macro-appe-arance observation to the tool joint threads were taken.The results show that the threaded fastening joint mechanical properties and material conform to the requirements of the standard,there was a central axis deviation of the stands in picking-up process,which lead to joint thread wrong buckle,and it is the main reason that caused joint thread-galling when make-up.Finally,according to the failure reason,puts forward the corresponding improvement measures and suggestions.
tool joint;thread galling;failure analysis
TE921.2
A
1001-3482(2014)03-0063-04
2013-09-04
趙金鳳(1985-),女,河南周口人,碩士研究生,主要從事新型鉆具的研發(fā)及失效分析研究,E-mail:zhao_jf@126.com。