钻具失效影响因素分析及规范管理对策＊

2023-08-16谭雷川

科技与创新 2023年10期

谭雷川

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司川西钻探公司，四川成都 610051）

随着川渝地区天然气勘探开发的不断深入，为了充分探明灯影组等深部气藏情况，川渝地区钻井规模日益增大，超深井数量逐年增多[1-3]。在钻井过程中由于井眼轨迹复杂、钻压大、转速高、环境苛刻，钻具失效事故频繁发生，严重制约了钻井工程的安全性和可靠性，造成了严重的生产时效滞后和巨大的经济损失[4]。因此，对川渝地区超深井钻具失效情况进行分析研究，充分了解钻具失效的机理和原因，制定相应的防范措施，对提高钻具使用寿命，预防井下复杂的发生，降低钻井工程风险有着十分重要的价值[5]。

1 国内外研究进展

19 世纪60 年代开始，国外初步开展了金属材料失效方面的探索，吸引了众多的研究者[1-3]。进入20 世纪，EWING 和BASQUIN 基于金属材料失效的理论认识，建立了金属失效与疲劳系数的关系模型，该模型后来在钻具力学失效分析中得到了广泛的运用。紧接着，开展了钻井液腐蚀、金属疲劳等对井下钻具材质的影响分析，认为提高井下钻具钢级、降低钻井液中腐蚀材料的含量可以有效地降低钻具失效的概率。20世纪50 年代开始，研究者们开始从微观上研究钻具失效的机理，THOMPSON 通过大量的试验，认为金属疲劳裂纹的出现是失效的主要原因。HANSFORD 等将井身结构质量跟钻具的工况相结合，认为较大的狗腿度会导致钻具在旋转过程中受到交变应力的影响。随着钻井行业的不断发展，深井、超深井、大位移井涌现，复杂的井下工况使得钻井工程对钻具强度提出了更高的要求[4-5]。相关学者通过对钻具接头的疲劳失效进行研究，认为金属材料内部的非金属夹杂物成分会影响钻具的屈服强度、冲击功等参数，不恰当的非金属夹杂物的比例会导致钻具变脆、强度变弱[6-8]。近年来，新型材料的研发，钻具检测手段、钻具管理规范等方面的高速发展，大大提高了钻井过程中井下钻具的安全性和可靠性。研究者们还通过有限元建模来对井下钻具的运动进行实时模拟，还原了三维空间下钻具的实际受力形态，并考虑了钻压、扭矩、立压等影响因素，全面分析了钻具失效的原因。另外，在钻具失效预防方面，平滑的井眼轨迹、钻井参数的合理调配、钻具探伤检测等均可以有效降低钻具失效的概率，而选择合适的弯曲强度比和最佳紧扣扭矩、优化钻具组合等方法也可以有效延长井下钻具的寿命[9-10]。

2 钻具的失效情况概述

2.1 失效形式

川渝地区超深井钻具失效形式主要发生在钻具接头处，占比川渝地区超深井钻具失效总数的66.7%，此种失效主要以钻杆、钻铤连接螺纹根部为主，表现为金属合金材料的复合疲劳脆性断裂。钻具接头的主要表现形式为刺漏，占比78.0%，表现为金属合金材料产生纵向、横向疲劳裂纹后受钻具内外压差的影响被钻井液刺穿。钻具接头刺漏已成为川渝地区超深井钻具失效的主要矛盾。

2.2 失效尺寸

川渝地区钻具失效尺寸集中发生在5 1/2″及5″钻杆，占川渝地区钻具失效数量的80%。钻具失效呈明显的“大钻具、高负荷、高失效”特征。

2.3 失效层位

在浅井段的沙溪庙、自流井、凉高山、须家河层位（小于3 000 m）发生的钻具失效次数较多，钻具失效所在位置发生在井深小于3 000 m 的，占比64.1%；发生在井深大于3 000 m 的井，占比35.9%；失效钻具发生的位置集中发生在钻具中下部，占比57.2%；钻具失效发生的井深与失效钻具位置呈现明显的“一深一浅”特征，即井深“深”，钻具“浅”。

2.4 服役年限

服役年限大于3 年的钻具失效占比63.4%，服役年限小于3 年的钻具失效占比36.6%。服役年限大于3年的钻具明显出现失效集中爆发、负荷宏观疲劳损坏的特征。

2.5 失效部位

钻铤失效基本发生在钻压动态零应力点、钻头及大小钻铤连接处的刚性过渡带附近，约占钻铤失效总数的66.7%；钻杆失效基本发生在与钻铤连接处的刚性过渡带及井眼轨迹突变处，约占钻杆失效总数的75%。

2.6 钻井参数的影响

钻压对钻具失效的规律不明显，转速范围在60～79 r/min 钻具可能发生了共振现象，转速大于等于80 r/min，钻具可能发生了失稳现象。

3 钻具失效原因分析

3.1 管理原因

3.1.1 标准、规定执行不到位

上卸扣操作不规范：个别井队存在不按标准扭矩紧扣的问题，以小于规定的上扣扭矩上扣，不校准大钳精度。螺纹脂使用不规范：螺纹及台肩面清洁不干净，泡酸及堵漏后不及时清洁受污染的钻杆，螺纹脂涂抹不均匀。钻具错扣起钻及倒换执行不到位：个别井队未执行错扣起钻，没有按规定定期倒换钻具。

3.1.2 现场技术管理落实不到位

钻具失效未预警、操作不精细：个别井队对钻具失效的先期征兆发现不及时，盲目操作导致钻具落井故障。上扣情况无法追溯：部分井队液气大钳未安装扭矩仪，无法做到上扣扭矩的记录查询。

3.1.3 钻具管理数字化程度不高

单根记录卡片没有相应的检维修信息，仅记录钻具分批管理的信息，缺少单根的独立信息；钻具使用记录、探伤记录、修理记录分别记录于不同的台账上，缺少统一的数字化管理平台。

3.1.4 钻具及专业人员配置不足

钻具替换量不足：川渝地区深井超深井增多，对新、一级钻杆的需求与现有可替换钻杆的数量矛盾突出。检维修专业人员不足：管子车工、检验检测等新生代专业化人员缺口较大，与钻具检维修质量的需求矛盾突出。

3.2 技术原因

钻柱接头厚度较大，部分钻柱接头厚度接近管体2倍，刚性超过管体，韧性远低于管体，在狗腿度较大的井眼段，会超过其承受的临界点而发生断裂失效。另外，上扣扭矩不足，致使钻杆公、母螺纹副台肩在工作状态下不停松紧扣，公螺纹在交变应力作用下产生疲劳裂纹并不断积累，加速螺纹中部疲劳产生裂纹和扩展，不能承受高载荷而发生断裂。

在处理卡钻过程中，长时间划眼，岩屑、砂桥磨损本体，壁厚减薄，钻杆抗拉能力降低，加之大吨位上下活动钻具，疲劳累积，造成本体断裂失效。同样，上扣扭矩不足，接头抗拉、抗扭能力降低，加之螺纹应力集中、接头主副台肩清洁不到位等问题，导致接头密封失效。

其他技术原因还包括因动力钳设备、钻杆主副台肩清洁、螺纹脂等原因未按照紧扣扭矩标准进行操作，未按规定平稳操作、坚持使用对扣器，碰撞损伤钻杆密封面，以及泡酸、泡解卡剂、堵漏作业后未及时清洗污染钻杆。

4 钻具规范管理对策

4.1 进一步加强管理办法宣贯，明确管控目标，严格落实相关规定

进一步加强公司事故复杂、钻具管理办法宣贯，严格落实公司相关管理办法要求，深入开展钻具故障专项治理活动，以标准规范为抓手，进一步加强钻具使用、检测与维修管理；杜绝因人为盲目操作导致的有责钻具落井故障。

4.2 完善标准规范，修订公司钻具技术管理规定

完善、细化钻具使用、检测与维修等全过程的管理制度，增加并完善“三器”（钻具稳定器、震击器、减震器）管理及使用的内容，加强钻杆、钻铤等钻具的倒换以及现场双台肩钻具的使用管理等。加强对人员标准规范的宣贯和培训，组织开展公司钻具技术管理培训，落实培训内容和相关人员，有针对性地开展相关培训，做到“管钻具的熟悉标准，用钻具的熟悉规程”。

4.3 从设计入手，消除源头隐患

综合考虑接头的刚度比、抗拉应力等导致钻具失效的因素，优化完善不同规格钻杆的接头规范（主要是5 1/2″、5″和4″双台肩钻杆接头）。优化钻具尺寸选择，对超深井综合考虑水力学性能以及中上部钻杆承受拉伸应力大，钻具尺寸原则上优选5 7/8″钻杆。

4.4 强化钻具全生命周期的过程管控

4.4.1 管理层面

强化质量管控，严格执行钻具出站质量检验制度，杜绝不合格钻具送井；强调联管联责，钻具公司加强对钻具状态和现场使用的全面掌控、把好检测关；现场严格执行标准和要求，发生钻具故障，使用和管理双方要共同承担相应责任；加强考核督察，加强工具使用过程中的质量管控监督，定期开展技术标准执行情况检查；加强事故调查，发生钻具故障后，及时进行调查，查清原因，严格处理。

4.4.2 执行层面

严把现场验收关，要求提供第三方检测报告、检测曲线、设备使用记录的证明文件，无相关资料不得入井；严把工具判废关，减震器使用超过3 口井、返厂维修2 次执行强制报废，专人专岗进行管理；加强工具新度控制，建立螺杆、震击器等钻具现场新度情况记录，优先使用全新螺杆钻具；加强合同约束性，加强使用情况评价，细化投标条件、合理控制合同份额，强化对造成故障的扣款条款执行。

4.4.3 技术层面

进一步优化完善检测标准，探索引入DS-1 钻具检测标准；强化钻具使用技术管理，保证检测记录和曲线、上扣数据存档记录全覆盖，做到可追溯；建立钻具旋转作业统计数据库和判废标准，及时倒换钻具；严格督查钻具检验、探伤、维修和资料存档，加强钻具检验质量和维修质量抽查；利用信息化手段，加强钻具全生命周期管理。

4.5 加强现场钻具使用管理

现场钻具使用遵循“三个必须”的原则：上扣扭矩必须满足厂家推荐的上扣扭矩要求，钻具接头必须清洗主副台肩端面，必须按标准规定使用丝扣油。

加快扭矩记录仪的配套，全面覆盖超深井、重点井及复杂井：新购液气大钳全部配备扭矩仪配置，包括更新自动化钻机配置液气大钳；正作业的深井、超深井使用4″双台肩钻杆必须配备扭矩记录仪。

4.6 加强钻具检测管理

明确现场钻具探伤方式，定期对钻铤、井下工具进行超声波探伤；明确钻具质量检测和失效分析要求。新钻具使用前应检测，发生故障的钻具原则上开展全面失效分析；购买或租赁多套井口随（起下）钻漏磁检测装置以满足探伤要求。但目前钻杆加厚过渡带、钻工具螺纹仍需要人工超声波装置检测，建议调研并引进加厚过渡带、螺纹的电磁探伤仪器，能利用起下钻进行探伤，机器判别，提高缺陷识别度和结果可靠性。