摘 要:某井起钻时,井底一根101.6mm(外径)钻杆在距离公接头台肩面约1.1m 处的管体上 发生了断裂。采用宏观观察、化学成分分析、力学性能测试、金相检验、断口分析、钻杆受力计算及 有限元模拟分析等方法对钻杆的断裂原因进行了分析。结果表明:断裂钻杆的屈服强度不符合 APISpec5DP—2009标准的要求;钻杆在通过不规则的井眼时发生了严重的弯曲压扁变形,导致 钻杆失稳断裂;解卡过程中,断点附近反复的拉压载荷使得该区域产生了包申格效应,导致屈服强 度进一步下降,加速了钻杆的断裂。
关键词:S135钢级钻杆;断裂;压扁变形;有限元分析;包申格效应
中图分类号:TE931 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)05-0048-06
2018年11月某井钻杆钻进至2094.92m 时,进 行循环泥浆处理,泥浆转换为 PLUS/KCl(氯化钾聚 合 物 泥 浆 )体 系,循 环 参 数 为 2 200 L/min, 11.0MPa~12.4 MPa。8h 后 开 始 起 钻,当 起 钻 至 1574m 时,井下钻杆发生了断裂。井队起钻检查钻 具,起到第12根106mm(外径)钻杆时,发现钻杆断 落。断裂钻杆的宏观形貌如图1所示,断口距离该根 钻杆公接头台肩面约1.1m,断口附近的钻杆管体发 生了严重的弯曲变形,而且断口也受挤压变形为椭圆 形,断口表面呈现银灰色金属光泽,为新鲜断口形貌。
1 井况及钻杆信息
事故井为244.5mm(外径)的套管开窗侧钻井, 其局 部 如 图 2 所 示。窗 口 顶 部 距 离 井 口 约 为 386.35m,窗口底部距离井口约为391.55m,钻杆断 裂位置所在井深为391.43m,正好在窗口底部位置。 断裂钻杆 基 本 参 数 如 表 1 所 示,该 钻 杆 累 计 服役时间为272h,上提最大载荷为2100kN,下 压最大载荷为200kN,最大转速为140r/min,最 大泵压为26.2 MPa。
2 理化检验
2.1 宏观观察
断裂钻杆试样的整体宏观形貌如图3a)所示,总 长度约为2.6m,钻杆表面有黄色的锈蚀产物,但未发 现明显的腐蚀坑。根据现场提供的井况信息可知,该 段钻杆为打捞断裂钻杆的鱼顶部分,断口在钻杆管体 上,距离该钻杆公接头台肩面约为1.1m。断口附近 区域(距离断口约500mm)的钻杆发生了严重的弯曲 变形,越靠近断口,钻杆变形越严重,钻杆靠近断口的 区域呈扁平状,整个断口呈椭圆形[见图3b),3c)]。 断口不平整,局部区域存在较大的剪切唇和变形,整个断口呈塑形断裂形貌,具有一定的颈缩“杯椎”状 过载失效的形貌特征[见图3d),3e)]。
对图3a)所示的钻杆试样进行尺寸测量,在不 同位置测量管体的外径与壁厚,具体测量结果如表 2所示。测量点已在图3a)中标出,在试样的两端和 中间分3个位置进行测量,宏观显示位置 A 和 B无 明显的变形,位置 C邻近断口,管体呈扁平状,并且 存 在 颈 缩 变 形,壁 厚 变 化 较 大,最 小 壁 厚 约 为 2mm,越临近断口,断裂钻杆的弯曲程度越大。测 量结果表明:远离断口区域的位置 A 和 B的钻杆外 径和壁厚无明显差异,并且与标准 APISpec5DP— 2009《钻杆产品规范》规定的尺寸相差甚微。位置 C为整体钻杆弯曲部位的最大拐点,由于承受了较 大的弯矩作用,钻杆发生了弯曲挤压变形,断口呈椭 圆形,椭圆度达到49mm。
2.2 化学成分分析
用 ARL4460OES型直读光谱仪对钻杆试样进行 化学成分分析,分析结果见表3,分析结果表明钻杆试 样的化学成分符合 APISpec5DP-2009的要求。
2.3 力学性能测试
根据标准 APISpec5DP-2009,在钻杆试样上远 离断口的位置(未发生明显塑性变形的区域)取宽为 25mm 的 板 拉 伸 试 样,取 规 格 (长 × 宽 × 高)为 10mm×7.5mm×55mm 的夏比冲击试样(纵向), 按 照 ASTM A370 Standard Test Methods andDefinitionsforMechanicalTestingofSteelProducts 和 ASTM E23Standard Test Methodsfor Notched BarImpactTestingofMetallicMaterials进行测试, 结果如表4所示。测试结果表明,钻杆试样的拉伸性 能不符合 APISpec5DP-2009标准的要求,抗拉强 度接近标准下限,屈服强度远低于标准要求。
2.4 金相检验
依照 GB/T13298-2015 《金属显微组织检验 方法》对钻杆试样进行金相检验,分别在图3a)中的 A,B,C3个位置取样,检验结果及微观形貌见表5 和图4。结果表明钻杆为整体热处理,3个位置的显 微组织都为均匀的回火索氏体。
2.5 断口分析
试样断口的表面磨损较为严重,同时由于后期 保存不当,表面锈蚀较为严重。对局部区域的断口 进行清洗。清理表面的锈蚀产物后,将试样在扫描 电镜(SEM)下进行观察,发现断口呈现较多剪切型 韧窝(见图5)。由图5可以判断,该钻杆受到较大 的剪切及拉伸复合应力,该剪切应力来源于钻杆弯 曲应力,拉伸应力为解卡时的上拉作用力[1-2]。
3 力学性能模拟分析
3.1 弯矩及弯曲应力分析
根据井况分析,在解卡过程中失效钻杆可能承 受的最大拉伸载荷为580kN。失效钻杆所处井段 的最大井眼曲率为4.3°/30 m,根据 DS-1 《钻柱检 验》分别计算几种不同状态下钻杆所承受弯曲应力, 应力计算公式如下(采用 DS-1标准中计算受拉状 态下钻杆的弯矩)。
第一种情况:钻杆与井壁不接触,即k≤kc 时有
式中:rt 为接头外径;ro 为管体外径;l为钻杆长度; E 为弹性模量;I 为钻杆管体的管性矩;θ 为越过钻 杆平均井斜角;Wbp 为钻杆单位浮重;Fe 为轴向拉伸载荷;M0 为靠近工具接头处管体扭矩;K 为浮力 系数;k 为井眼曲率;kc 为临界井眼曲率;σb 为弯曲 应力。
第二种情况:钻杆与井壁接触,即k>kc 时有
钻杆计算参数如表6所示,计算结果如表7所示。
将表7中的数据,先根据钻井解卡的参数进行 模拟计算,代入最大的拉力及井眼曲率,计算得到失 效钻杆断点承受的最大应力为118 MPa,该应力较 小,在失效钻杆的安全范围内。
考虑到钻杆断裂的位置较为特殊,在侧钻井的 窗口底部,紧挨窗口附近的井段,由于硬度的变化和 角度的关系,钻进过程中钻头极易出现摆动,留下的 井眼局部区域形状不规则,使得部分区域的井段出 现井眼曲率急剧增大。井况资料提供的井眼曲率采 用的是每隔30m 测出的数值,然而在实际情况下, 尤其是侧钻窗口(造斜点)以下局部区域井眼会出现 不平整或者轨迹幅度变大等情况,使得这30m 区 域内的钻杆受到较大角度的弯曲应力作用。分别代 入井眼曲率7.0°/30m,18.0°/30m,计算得到最大 的应力分别为253 MPa和563 MPa。由上述分析 可知,在同样的拉力作用下,随着井眼曲率的增加,失效钻杆断点的最大应力急剧增大[3-5]。
上述有限元分析采用的载荷应力均为静载荷, 但由于钻杆在钻井解卡中,受到的载荷应力均为动 载荷,材料在动载荷的作用下,瞬间应力峰值远比对 应施加的静载荷大。目前关于钻井动载荷的研究资 料相对匮乏,一般从试样的形貌上进行反推,然后进 行模拟计算。
3.2 失效钻杆断点位置受力有限元模拟分析
失效钻杆断点处于侧钻窗口底部,解卡的过程 中失效钻杆在该区域上下活动,并且部分井段的井 眼不规则,使得钻杆承受较大的反复弯曲作用,钻杆 在该区域内主要受到拉力和弯矩作用,内外压差很 小,可以忽略不计。
建立三维模型,对106mm(外径)钻杆管体受到 拉弯组合应力的状态进行有限元分析,在管体一段截 面上加载拉伸及弯曲载荷,设置钻杆加载的拉伸载荷 为580kN;弯矩分别为6948N·m,14850N·m 和 32995N·m,分析钻杆在不同井眼中复合载荷作用 下的应力情况,结果见图6。有限元分析结果表明, 当拉力相同时,钻杆受到的最大应力随着弯曲幅度 (弯矩)的变大而增加明显。
4 分析与讨论
断裂钻杆的化学成分满足 APISpec5DP—2009 标准要求;抗拉强度满足标准要求,但是该钻杆正常 区域 的 屈 服 强 度 为 740 MPa,远 低 于 APISpec 5DP—2009 标 准 要 求 的 931MPa~1138MPa,屈强比为73.5%。一般钻杆在井下正常使用情况受 到的应力会远小于740 MPa,但是当井况环境较为 复杂时,例如遇到卡钻事故或者通过较大的井眼轨 迹时,钻杆会受到较大的瞬时动载荷,该应力有可能 超过了钻杆的实际屈服强度。根据钻杆断口的宏观 形貌可知,失效钻杆在井下作业时受到了较大的应 力作用,使得钻杆发生了屈服变形,加上钻杆在井眼 轨迹变化较大的区域发生了严重的弯曲变形,致使 钻杆管体外壁因顶住井壁而被压扁,然后在多次上 提、下放的过程中,钻杆在此处发生了断裂[6]。
在进行侧井作业时,靠近窗口附近的井眼轨迹 不是很规则,可能在短距离内存在较大程度的弯曲 井眼或者井眼不平整,这些给失效钻杆在井下受到 较大的弯曲作用提供了条件。另外,在解卡作业时, 失效钻杆断点距离井口约391m,位于侧钻井窗口 底部,钻柱卡点位于断点的下方附近。解卡过程中, 钻杆共经历上拉、下放5个循环,钻杆在断点区域受 到 反复拉应力和压应力,该区域容易发生包申格效应[7-9],断点区域又在侧钻井窗口底部,来回受到弯 曲作用,甚至部分弯曲幅度较大,这样会加大包申格 效应,使得钻杆的屈服强度降低得更加明显。屈服 强度下降后,其抗挤毁能力也急剧下降,在窗口附近 的井眼曲率较大,在此区域发生了弯曲压扁变形,使 得该区域整体承载面积下降,最终导致钻杆断裂。
5 结论
(1)该 断 裂 钻 杆 屈 服 强 度 偏 低,不 符 合 API Spec5DP-2009标准要求。
(2)断裂钻杆位于窗口底部的不规则井眼段, 该井段钻杆本身存在较大的结构弯曲应力,在解卡 过程中受到反复拉压冲击载荷,使得弯曲“拐点”区 域附近的钻杆承受较大的复合应力作用,引起钻杆 发生弯曲压扁变形,导致压扁区域内钻杆的有效承 载面积大幅降低,最后发生了失稳断裂。
(3)解卡过程中,断点附近受到反复的拉压载 荷后产生了包申格效应,导致钻杆材料在断点区域 的屈服强度进一步下降,加速了断裂的进程。
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