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 材料科學與工程學院，成都610500）

某鉆井隊在河流穿越施工過程中，先后出現幾起鉆桿接頭螺紋粘扣事故。為了查明此次事故產生的原因，對鉆桿接頭螺紋宏觀形貌、化學成分、接頭材料的力學性能、金相組織進行全面的分析。結果表明：此次螺紋接頭材質、材料的力學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生錯扣是導致接頭螺紋粘扣的主要原因。根據失效原因提出了相應改進措施和建議。

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過程中，連續發生多起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象，給油田造成較大的經濟損失。為了查明接頭螺紋粘扣的原因，避免類似事故的再次發生，筆者在事故現場調查后對發生粘扣接頭螺紋進行失效分析，最后根據事故原因提出了相應的改進措施和建議。

1 事故調查及樣品信息

根據提供的資料顯示，該井為定向穿越井，根據SY／T4079—1995［1］的有關規定：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內應為直線段。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，根據此次穿越河流的實際深度和寬度，設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的非標鉆桿，其中：管體規格為?193.7 mm（7英寸），管體壁厚為?10.92 mm（0.43英寸），鋼級為S135，加厚形式為內外加厚（IEU）；接頭為6FH 雙臺肩接頭，外徑為?215.9 mm（8英寸），內徑為?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，已經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，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、螺紋小端內孔以及螺紋大端外徑等接頭尺寸均符合技術協議書規定的相關技術參數。

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 材質成分分析

采用直讀光譜儀對發生粘扣的鉆桿接頭化學成分進行分析，分析結果如表3。結果表明，該鉆桿接頭的化學成分符合 API Spec 5DP—2009［2］標準要求。

表1 化學成分分析結果 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。試驗結果如表2。結果表明，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，試驗結果如表3。結果表明，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。試驗結果如表4。結果表明，外螺紋接頭表面硬度符合API Spec 5DP—2009標準要求。

表4 布氏硬度試驗結果 HB

2.6 金相檢查與分析

在發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嵌入到材料內部；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，而且已經完全看不到螺紋輪廓；第6～8扣范圍內，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發生粘扣，排除了上扣轉矩過大造成粘扣這一原因。

2） 由金相分析結果可知：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。根據螺紋粘扣接頭的材質分析，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生組織轉變，推測螺紋表面形成1層二次淬火馬氏體是高接觸應力、高溫和快速加載等共同作用的結果。根據上述形貌，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生粘扣的，穿越作業與常規鉆井作業不同之處在于，常規井鉆井作業在接立柱時，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螺紋嚙合，內外螺紋發生接觸干涉，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速應盡量放慢，尤其在穿越井中，應該按照相關操作規定，合理控制大鉗的上扣速度，避免由于轉速過快導致偏扣或錯扣。

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螺紋嚙合，內外螺紋發生接觸干涉，沒有正常嚙合的螺紋在高速旋合過程中開始攻扣、錯扣，最終導致此次接頭螺紋粘扣。

4 結論與建議

1） 鉆桿接頭力學性能、化學成分均符合API Spec 5DP標準。

2） 在上扣過程中，接頭螺紋產生錯扣，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、上扣作業過程中，應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生。

［1］ SY／T4079—1995，石油天然氣管道穿越工程施工及驗收規范［S］.

［2］ API Spec 5DP—2009，Specification for Drill Pipe［S］.

［3］ 李鶴林，李平權，馮耀榮.石油鉆柱失效分析及預防［M］.北京：石油工業出版社，1999.

［4］ 王百戰，盧林祝.油管螺紋粘扣的現場作業影響因素分析［J］.機械研究與應用，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及失效分析研究，E-mail：zhao_jf＠126.com。