定向穿越井中外螺紋接頭粘扣原因分析

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。

1 事故調(diào)查及樣品信息

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 測試與分析

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

3 綜合分析

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。

4 結(jié)論與建議

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。