Ф127mm S135型钻杆管体刺穿失效分析

通过力学性能测试、金相显微组织和断口分析,并结合钻杆的受力状态,对一例Ф127mmS135型钻杆刺穿失效原因进行分析。结果表明:钻杆管体的刺穿失效为腐蚀疲劳失效,疲劳裂纹起源于管体内加厚锥面消失部位对应的外壁腐蚀坑底部,当微裂纹扩展穿透壁厚时,高压泥浆刺穿,形成刺孔。     

钻杆刺穿原因统计分析及预防措施

对某油田2004年钻杆刺穿情况进行了调查研究,得到钻杆内加厚过渡带部位刺穿是钻杆刺穿失效的主要形式。分析认为,大多数钻杆内加厚过渡带刺穿裂纹起源于钻杆内壁,其刺穿机理和过程为,钻杆内壁腐蚀或者涂层破坏后腐蚀→形成腐蚀坑→腐蚀坑底产生腐蚀疲劳裂纹→裂纹扩展→刺穿或断裂。钻杆从内加厚过渡带部位刺穿的原因与钻杆内加厚结构尺寸、材质抗疲劳裂纹萌生和扩展的能力有关,同时也与井身质量、井身结构和转盘旋转速度有关。为防止或减少深井和超深井油田钻杆刺穿事故提出了预防措施。     

φ127mm G105钻杆加厚区刺穿失效分析

通过力学性能测试、化学分析、金相组织和断口分析,对某井φ127 mm G105钻杆加厚区刺穿失效原因进行分析。结果表明,钻杆加厚区刺穿失效的原因是管端在礅粗加厚过程中加热温度过高,造成外表面形成厚的脱碳层和氧化层,礅粗变形量过大使得外表面的脱碳层和氧化层在礅粗过程中被挤入管体内部形成条带状分布的折皱缺陷。在钻井过程中交变应力作用下,深折皱底部首先萌生疲劳裂纹,随着裂纹的扩展,最终导致钻杆加厚区发生刺穿失效。     

某S135钻杆管体断裂失效原因分析

针对某井下S135钻杆管体出现的断裂失效现象,通过无损检测、化学成分、力学性能、金相以及旋转弯曲疲劳寿命试验分析等方法,对S135钻杆出现断裂失效的原因进行了分析。分析认为,钻杆在腐蚀介质下产生腐蚀坑,在交变载荷的作用下,腐蚀坑底萌生疲劳裂纹并扩展,最终导致钻杆管体断裂失效。建议对该批钻杆进行外表面磁粉及超声波无损探伤检测,以避免带有裂纹的钻杆下井使用;当钻速发生数量级的突变时,应对钻遇岩层的岩性和钻头的磨损程度进行综合分析,及时起钻检测钻头,避免同一钻杆在复杂位置长时间工作。     

一例ф127 mm×9.19 mm钻杆刺穿失效分析

对一例φ127 mm×9.19 mm钻杆刺穿事故进行了调查,对该刺穿钻杆进行了裂纹分析、金相分析,并对该钻杆材质进行了全面检查,认为钻杆刺穿是属于早期腐蚀疲劳失效.钻杆内加厚过渡区形状不够理想以及钻杆材料抗腐蚀性能较差是发生失效的主要原因.     

一例φ27mm×9．19mm钻杆刺穿失效分析

对一例φ127 mm×9.19 mm钻杆刺穿事故进行了调查,对该刺穿钻杆进行了裂纹分析、金相分析,并对该钻杆材质进行了全面检查,认为钻杆刺穿是属于早期腐蚀疲劳失效.钻杆内加厚过渡区形状不够理想以及钻杆材料抗腐蚀性能较差是发生失效的主要原因.     

S135钻杆本体刺穿失效分析

对海洋平台连续发生的S135钻杆本体刺穿失效的原因进行了系统试验分析,通过DS-1标准弯曲指数（CI）的概念以及大量挂片试验,讨论了狗腿严重度和腐蚀对钻杆疲劳寿命的影响。结果表明：完井液腐蚀性严重,造成了钻杆外壁发生严重点蚀;井眼狗腿度大,造成严重弯曲应力,在蚀坑底部形成腐蚀疲劳裂纹,这些裂纹扩展穿透壁厚从而发生刺穿。     

钻杆腐蚀疲劳失效及其预防

钻杆要承受拉、压、弯、振动载荷,旋转离心力和起下钻附加动载的作用,工作条件十分恶劣。据石油管材研究中心近7年来的分析,钻杆腐蚀疲劳失效约占79.6%。钻杆腐蚀疲劳失效,是腐蚀介质(钻井泥浆及地层介质)和弯曲交变应力共同作用的结果。根据失效分析,钻杆腐蚀疲劳过程可分为蚀坑的形成、裂纹的萌生、裂纹扩展、刺穿和断裂等几个阶段。一般认为,在腐蚀介质中承受循环载荷的构件,其寿命(即腐蚀疲劳寿命)大部分是蚀坑的成长阶段,这就是使用前已形成蚀坑的钻杆寿命短的原因。本文还分析了钻杆腐蚀疲劳的机理、主要影响因素和腐蚀疲劳失效多发生在钻杆内加厚过渡区终了处的原因,并提出了预防钻杆腐蚀疲劳的措施。     

焊接修复钻杆的失效分析及预防措施

概述了摩擦焊修复钻杆的基本情况,通过对胜利油田16起修复钻杆的失效事故进行了统计,分析发现修复钻杆管体失效事故70%发生在内加厚过渡区消失部位,失效原因是结构不合理造成应力集中,产生腐蚀疲劳。钻杆管体中部失效事故占30%,失效原因是由于磨料磨损造成壁厚变薄及蚀坑造成的腐蚀共同作用的结果。针对修复钻杆失效的原因,提出了详尽的预防措施和方法。     

一例S135钻杆本体断裂原因分析

对失效钻杆的断口形貌、金相组织、化学成分和力学性能进行了分析，结合钻杆的受力状态分析，推断出钻杆的断裂原因。在弯曲、拉压、扭转、冲击、振动等交变栽荷的复合作用下，在钻杆外表面的腐蚀坑底部产生疲劳裂纹，随着裂纹的不断扩展，导致钻杆腐蚀疲劳断裂。     

G105钻杆管体刺穿原因分析

对G105钻杆管体刺穿部位的观察和试验分析表明,钻杆被刺穿的原因是钻杆在使用前后存放期间保养不当,内壁产生严重的局部腐蚀,形成点蚀坑和产生应力集中点,引起腐蚀疲劳破坏。为提高钻杆的使用寿命,应加强钻杆存放期间的保养和防护。     

硫化氢环境下G-105 和S-135 钻杆的低载多冲疲劳性能测试

针对钻杆材料在钻井工程中因承受小能量多次冲击载荷作用而出现的刺穿、断裂等失效情况,提出了对钻杆材料进行评价的一种低载多冲实验方法,应用该方法对G-105 和S-135 钻杆材料进行了测试。在没有腐蚀介质的环境中,改变单次冲击能量的测试结果表明,随着单次冲击能量的增大,G-105 和S-135 钻杆材料的低载多冲抗力下降到了原来的22.2% 和28.7%, 钻杆的低载多冲抗力下降显著。在硫化氢环境中,采用NACE TM 0177-96 标准A 溶液分别对G-105 和S-135 钻杆试片浸泡不同的时间,并在2.21 J 的单次冲击功作用下开展了低载多冲测试,结果表明两种钻杆材料的低载多冲抗力随着硫化氢腐蚀时间的延长分别下降到了原来的49.8% 和46.9%,且钢级更高的S-135 对腐蚀环境更为敏感。另外,选取典型的冲断断口进行了微观形貌观察与分析,发现了导致破断的脆化相。以上实验结果均表明这种低载多冲实验方法能够较明显地还原钻杆在工作过程中的实际失效情况,尤其是在含有硫化氢腐蚀介质中的失效规律。     

钻杆应力-疲劳寿命曲线试验研究

钻杆的疲劳失效是引发钻井井下事故的主要原因,因此有必要对钻杆的应力-疲劳寿命曲线进行试验研究。采用旋转弯曲疲劳试验机,研究了常用的S135和G105钻杆的疲劳性能;采用疲劳寿命对数正态分布模型,得出了任意存活率对应的应力-疲劳寿命曲线;采用直接外推法和2m-1外推法将疲劳曲线延伸到长寿命区域,并将其外推结果与配对升降法试验结果进行了对比。升降法试验得出S135和G105钻杆的疲劳强度(存活率为99%,置信度为95%)分别为550.19 MPa和454.79 MPa;由直接外推存活率99%的曲线得到疲劳寿命为1.0×107时,S135和G105钻杆对应强度分别为510.23 MPa和402.01 MPa;由2m-1外推法外推存活率99%的曲线得到疲劳寿命为1.0×107时,S135和G105钻杆对应强度分别为532.95 MPa和428.98 MPa。试验表明,2种外推方法得到的疲劳强度均低于试验值,2m-1 外推法得到的疲劳强度值更接近升降法试验值,因此推荐使用2m-1外推法对概率-应力-疲劳寿命曲线进行外推来得到完整的疲劳寿命曲线。      

富阳一井钻杆刺漏分析及预防措施

文章探讨了东海海域富阳一井钻井施工中出现的钻杆刺漏现象 ,并对刺漏钻杆进行解剖研究 ,结合国内外钻杆刺漏的事例 ,指出腐蚀疲劳是钻杆刺漏的根本原因 ,并提出了预防钻杆腐蚀疲劳失效的合理化建议。     

钻杆生产技术的发展与展望

介绍了钻杆生产技术的发展及现状, 指出目前国内外钻杆的生产均采用摩擦焊接方法,钻杆的失效形式主要是疲劳断裂、腐蚀疲劳和超载, 失效部位主要是钻杆管体加厚过渡区、钻杆接头螺纹和焊缝区。据此详细阐述了摩擦焊钻杆管体和接头的生产工艺与技术要求, 以及焊接工艺流程和技术要求, 指明通过严格控制管体坯料和接头坯料的冶金工艺, 改善钻杆管体加厚过渡带形状等可有效提高钻杆的使用寿命。最后就钻杆的发展方向提出了建议。     

双台肩钻杆外螺纹接头断裂原因分析

对101.6 mm×9.65 mm S135DSTJ型双台肩钻杆外螺纹接头断裂事故进行了调查研究.对该批用过的钻杆进行了详细的探伤检查,发现许多钻杆外螺纹接头部位存在裂纹.通过对钻杆接头断口和裂纹形貌进行分析,认为钻杆接头为硫化氢应力腐蚀开裂失效.通过对钻杆接头结构尺寸、材料性能和承载能力进行分析计算,认为采用同时增大外螺纹接头内径和材料强度的方法,虽然可以保证接头抗扭强度,减小钻柱水力损失,但却降低了钻杆接头抗应力腐蚀开裂的能力,增大了接头危险截面的应力集中,降低了钻杆外螺纹接头的使用寿命.     

普光气田气体钻井钻具失效原因分析及预防措施

气体钻井技术虽然大幅度提高了普光气田上部陆相地层钻井速度，但屡次出现钻具失效事故，不仅影响钻井速度，而且威胁井下安全。分析了钻具失效规律，并通过宏观分析判断钻杆为疲劳和腐蚀疲劳断裂，钻铤为疲劳断裂。从气体钻井自身因素、钻柱运动（包括公转和纵向共振）、钻具腐蚀、钻井方式、钻铤弯曲强度比不足等方面分析钻具失效原因，提出使用空气锤钻井技术、加强钻具探伤、优化钻具组合和钻井参数、缓解钻具腐蚀、加强钻柱振动监测等预防措施。指出应加强气体钻井钻具失效的微观机理、钻柱运动与动力学、岩屑对钻具的冲蚀磨损、钻具腐蚀、消除钻柱公转等方面的研究以预防钻具失效。     

某G105钻杆接头损坏原因分析

为了找出某油田G105钻杆内、外螺纹接头损伤原因,对现场使用的失效钻杆接头进行了宏观分析、理化性能检验、金相及显微组织分析。结果表明,受损的钻杆内、外螺纹接头的化学成分和力学性能均满足API SPEC 5DP—2009标准要求,钻杆接头主要的失效原因为粘着磨损,是在上扣过程中扭矩过大造成的,同时,螺纹脂涂抹不均匀、钻杆接头镀层质量欠佳也是造成粘着磨损的因素。     

材料性能对钻杆腐蚀疲劳寿命影响的试验研究

API SPEC5D标准规定的材料性能指标不能反映钻杆抵抗疲劳及腐蚀疲劳的性能。对4个厂家的S135钢级钻杆的材料进行了腐蚀疲劳寿命试验、拉伸性能试验及成分分析。试验结果表明,虽然4种钻杆的化学成分及材料性能都符合标准要求,且材料的拉伸强度基本相同,但腐蚀疲劳寿命相差很大。腐蚀疲劳断口观察及断裂机理分析表明,腐蚀疲劳裂纹扩展机理是阳极溶解与氢致开裂共存,氢致开裂加快了疲劳裂纹扩展。材料低倍组织酸洗检验、显微组织分析表明,4种钻杆的金属组织特别是低倍组织有明显差别。低倍组织反映了成分偏析程度、夹杂物含量及分布等。成分偏析及夹杂物导致材料的阳极溶解、特别是氢致开裂速度加快,所以是腐蚀疲劳寿命减少的主要原因。油田数据验证,钻杆材料的低倍组织酸洗检验可作为间接评定钻杆材料腐蚀疲劳性能的方法。     

钻杆内螺纹接头纵裂与刺穿失效分析

针对某油田一批进口钻杆连续发生１７根钻杆内螺纹接头纵向开裂和刺穿事故，对断口进行Ｘ射线能谱、电镜和金相分析，并采样进行机械性能试验分析，认为材料不是导致接头断裂的主要原因。对断口裂纹源和内螺纹接头综合分析，认为接头连接后，在内螺纹尾部形成的凹槽区钻井液流动比较困难，使凹槽区螺纹缝隙内的氢离子浓度增加而容易产生缝隙腐蚀，腐蚀反应产生的氢沿内、外螺纹连接后的螺旋空间进入螺纹连接之间的表面，继而进入材料中，诱导材料的氢脆敏感性，最后导致材料的氢脆开裂。钻杆在使用过程中，过扭矩使螺纹连接的切向拉应力大幅度增加也促进了接头的氢脆开裂。