陳長青，劉 聰，錢 強

（渤海裝備第一機械廠，河北 青縣062658）

1 鉆桿斷裂概況

在新疆某油田進行鉆井作業(yè)時，鉆井使用的Φ139.7 mm×10.54 mm、S135鋼級鉆桿發(fā)生管體斷裂失效。失效為一口垂直井，設計井深6 270 m。

該鉆桿失效過程為：當天11∶55二開鉆進至4 696.27 m時鉆桿管體斷裂，在鉆進過程中發(fā)現(xiàn)泵壓升高，隨后司鉆停泵，此時泵壓仍然達到了10 MPa，然后司鉆上提鉆具，上提方鉆桿往下第一根鉆桿母接頭端面出轉(zhuǎn)盤面2.5 m時，司鉆摘氣門剎車，鉆具突然從距鉆桿內(nèi)螺紋臺肩面2.65 m處斷裂，12∶00～17∶00 組裝卡瓦打撈筒打撈，17∶00～18∶00組裝打撈筒打撈成功。

鉆桿管體斷裂時鉆井參數(shù)：鉆進井段4 690～4 696 m，層位為K1s層，鉆進時鉆壓40 kN，轉(zhuǎn)速50 r/min，泵壓19 MPa。

鉆桿管體斷裂時鉆井泥漿性能參數(shù)：密度1.25 g/cm3，漏斗粘度 52 s，塑粘 16 MPa·s，動切力 4 Pa， 靜切力 3～7 Pa， 失水 4 mL， 固含0.3%，pH值9.5。

鉆桿管體斷裂時鉆具組合：Φ250.88 mm×0.41 m PDC+Φ197 mm×8.78 m螺桿+Φ177.8 mm×8.96 m DC+Φ250 mm×1.88 m扶正器+Φ177.8 mm×44.97 m（5 根 DC）+ Φ158.8 mm DC×160.98 m（18根）+轉(zhuǎn)換接頭×6.42 m+ Φ127 mm HWDP×55.45 m+ Φ127 mm S135 DP×1 922.65 mm（199 根）+Φ139.7 mm S135 DP×2 471.49 mm（256根）。

鉆桿是石油鉆井中的重要工具，其失效形式有刺穿、斷裂、腐蝕等[1－3]，導致失效產(chǎn)生的原因多種多樣[4－11]。為了查明鉆桿管體斷裂原因，對斷裂的鉆桿管體進行取樣，對樣品進行分析研究。

2 斷裂失效分析

2.1 宏觀分析

鉆桿斷口宏觀形貌如圖1～圖3所示，尺寸測量結(jié)果見表1。該斷口呈刀刃形，斷面與管壁呈45°傾斜夾角。斷口附近存在明顯的縮頸，斷口處平均直徑縮減至130 mm，平均壁厚縮減至8.33 mm。斷口附近的內(nèi)涂層亦存在多條周向裂紋，均與斷口方向平行，說明斷口斷裂前發(fā)生了明顯的塑性變形。外壁可見若干點蝕坑，蝕坑直徑1～3 mm，蝕坑深度約0.5 mm。

圖1 斷口宏觀形貌

圖2 內(nèi)涂層存在的周向裂紋

圖3 斷口附近腐蝕坑形貌

表1 尺寸測量結(jié)果（有內(nèi)涂層）

2.2 理化性能試驗

2.2.1 化學成分檢測

從斷裂鉆桿上取樣做化學成分分析，結(jié)果見表2。其化學成分滿足API SPEC 5DP規(guī)范要求。

2.2.2 力學性能試驗

根據(jù)API SPEC 5DP規(guī)定，在斷裂鉆桿管體上取樣做拉伸、沖擊和硬度性能試驗。取縱向板狀拉伸試樣，標距長度為50.8 mm，標距內(nèi)試樣寬度25.4 mm；取縱向夏比沖擊試樣，尺寸為10 mm×10 mm×55 mm；取橫截面硬度試樣，測試內(nèi)壁、壁厚中心、外壁的硬度。

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表2 鉆桿化學成分

拉伸、硬度試驗均在室溫下進行，沖擊試驗溫度為23℃，試驗結(jié)果見表3和表4。從表3和表4可以看出，該鉆桿的拉伸、沖擊試驗結(jié)果均符合API SPEC 5DP規(guī)范要求，硬度值分布均勻。

表3 拉伸及沖擊試驗結(jié)果

表4 硬度試驗結(jié)果（HRC）

2.2.3 金相分析

在鉆桿管體（臨近斷口約20 mm處）取樣并進行金相分析。管體的金相組織為回火索氏體，如圖4所示。非金屬夾雜物級別為細系C1.0和D1.0，見表5。晶粒度級別為8.5級。內(nèi)外壁均存在輕微的脫碳現(xiàn)象，其中外脫碳層深度約0.05 mm，內(nèi)壁脫碳層深度約0.03 mm。金相分析表明，該鉆桿的組織及其非金屬夾雜物無異常。

圖4 斷口附近金相組織照片 1 000×

表5 夾雜物級別評定結(jié)果

2.3 斷口微觀分析

2.3.1 斷口掃描電鏡分析

分別從、外壁起裂位置取樣進行微觀分析，結(jié)果如圖5和圖6所示。結(jié)果表明，斷口起裂處均為剪切韌窩形貌，這是塑性斷口的典型特征。因此亦說明該斷口為典型的過載拉伸斷口。

圖5 內(nèi)壁斷口掃描電鏡分析結(jié)果

圖6 外壁斷口掃描電鏡分析結(jié)果

2.3.2 斷口金相分析

在斷口處沿縱向取樣進行金相分析，結(jié)果如圖7～圖9所示。從圖7～圖9可以看出，斷口與管壁基本呈45°傾斜角；斷口起源處呈鋸齒狀，這是由于材料發(fā)生拉伸過載失效初期，三向應力狀態(tài)下導致縮頸形成，縮頸處孔洞長大連接形成鋸齒狀。

圖7 縱截面斷口形貌

圖8 斷口附近外壁腐蝕坑形貌（蝕坑底部無裂紋）

圖9 斷口附近內(nèi)壁金相組織照片

內(nèi)、外壁均存在輕微的腐蝕現(xiàn)象，其中外壁腐蝕坑深度約1 mm，內(nèi)壁腐蝕坑深度約0.1 mm。內(nèi)壁涂層厚度約0.15 mm。

3 分析結(jié)果討論

3.1 鉆桿實際承載能力計算

根據(jù)表1數(shù)據(jù)，已知該鉆桿實測外徑平均值約140.07 mm，實測壁厚平均值約11.39 mm，涂層厚度約0.15 mm，該鉆桿實測屈服強度平均值約1 062 MPa，則該鉆桿能承受的最大抗拉力為

式中：FN—鉆桿最大實際拉伸載荷，N；

A—鉆桿的橫截面積，mm2；

D—鉆桿實測外徑，mm；

d—鉆桿實測內(nèi)徑，mm；

Y—影響因子，考慮到點蝕坑和內(nèi)、外表面脫碳層的影響，取Y=0.9。

將已知數(shù)據(jù)代入式（1）和式（2）， 求得 A=4 602 mm2，F(xiàn)N=440 t。

該井選用的鉆機型號為JC70，最大提升能力 F=450 t，則 F＞FN。

3.2 鉆桿實際抗扭能力計算

根據(jù)表1數(shù)據(jù)，已知該鉆桿實測外徑平均值約140.07 mm，實測壁厚平均值約11.39 mm，涂層厚度約0.15 mm，該鉆桿實測屈服強度平均值約1 062 MPa，則該鉆桿能承受的最大抗扭力為

式中：Qm—最大抗扭力，ft·lb；

Ym—最小單位屈服強度，Psi；

J—極慣性矩，J=0.098 175（D4－d4），in4。

將已知數(shù)據(jù)代入式（3）中，可以計算得到Qm=124 077 ft·lb=168 289 N·m。

該井選用的鉆機型號為JC70，最大扭矩可以達到 Q=200 000 N·m，Q＞Qm。

3.3 鉆桿斷裂機理判定

宏觀分析表明斷口呈刀刃形，存在明顯縮頸，為典型的塑性斷口；微觀分析表明斷口內(nèi)外壁的起裂處均為剪切韌窩形貌；理化性能分析結(jié)果表明，該鉆桿的性能均符合API SPEC 5DP標準要求；斷口附近及遠離斷口的金相組織均正常。因此可以排除材料不合格導致失效的可能。

綜合宏觀、微觀及其理化性能結(jié)果，判定該鉆桿為過載斷裂機理，導致鉆桿發(fā)生過載斷裂的原因是鉆桿所承受的載荷超過本身的強度。

鉆桿內(nèi)、外壁存在很薄的脫碳層，對鉆桿抗拉強度影響很小；斷口分析沒有發(fā)現(xiàn)鉆桿外壁腐蝕坑對鉆桿斷裂有影響。

3.4 解決方案

本次鉆桿管體失效為過載斷裂，相對應的解決方案見表6。

表6 解決方案

4 結(jié) 論

（1）所研究鉆桿斷裂機理為過載斷裂，該鉆桿的理化性能符合API SPEC 5DP規(guī)定值。

（2）導致鉆桿發(fā)生過載斷裂的原因是鉆桿所承受的載荷超過本身的強度。

（3）提出解決方案，增加鉆桿鋼級或者增加鉆桿壁厚，以提高鉆桿本身的抗拉、抗扭能力。

[1]API SPEC 5DP—2009，鉆桿規(guī)范[S].

[2]李鶴林，李平全，馮耀榮.石油鉆柱失效分析與預防[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：122-137.

[3]中國機械工程學會熱處理學會.熱處理手冊（第4卷）—熱處理質(zhì)量控制和檢測[M].北京：機械工業(yè)出版社，2008：270.

[4]張春婉，張國正，董會，等.S135鉆桿本體刺穿失效分析[J].石油礦場機械，2009，38（12）：65-75.

[5]劉永剛，蘇建文，林凱，等.一例S135鉆桿本體斷裂原因分析[J].石油礦場機械，2007，36（5）：58-61.

[6]劉輝.S135 鉆桿失效分析[J].鉆采工藝，2009，32（4）：65-75.

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[8]周杰，盧強，呂拴錄，等.塔里木油田用鉆桿失效原因分析及預防措施[J].鋼管，2010，39（4）：48-52.

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[11]李彥，王坤坤.定向鉆施工中鉆桿受力及斷裂原因分析[J].非開挖技術(shù)，2014，32（2）：46-48.