田 波

（西部钻探库尔勒管具技术服务分公司，新疆库尔勒 841000）

塔里木油田钻井地质条件复杂苛刻，井下钻具受力情况复杂，易发生钻具失效，且失效后处理周期长、难度大，风险高；损失也较国内其他油田大得多，通过失效分析，归结成因给钻具厂商提供支撑，进一步优化钻具综合机械性能，推动钻具质量提升，找出使用操作方面的不足，有效减少或避免失效断裂，保障油田勘探开发安全生产。本文通过对某钻井队承钻的中蓬某井发生的钻杆断裂问题进行分析调查，通过分析失效钻杆基本情况，提出了相应的防范措施。

由勘探公司某钻井队承钻的中蓬某井，短起井深5 104m静止观察时，大钩负荷突然由2 248↓768kN，起钻检查发现5 1/2”钻杆外螺纹断，下部钻具落井。中蓬某井为总包井，所用钻具由西部钻探库尔勒管具技术服务分公司提供保障服务，钻具发井前按照塔里木油田相关技术要求对钻杆实施第三方检测，本文分析了失效原因，并制定了相应措施。

1 钻井设计情况

地质构造：塔里木盆地塔中隆起塔中北斜坡塔中构造带，位于新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，东距中古某井1.2km，西距塔中某井5.7km；设计井深：6 840m；井别：风险探井；井型：直井；承钻井队：勘探公司某队。

2 事故经过

2.1 发生经过

2月4日3：30钻至设计中完井深5 980m，打完，短起下、测后效、调整泥浆于2月5日15：30中完，后续进行了通井、第一次电测、通井、第二次电测，刮壁称重、通井等低扭和低泵压中完施工作业。

2月13日14：00下钻到底，21：00循环（排量36L/s、泵压12MPa），23：30短起井深5 104m 处静止。

至14日07：44（静止观察时，共静止8h），大钩负荷突然由2 248↓768KN，12：20起钻至第67柱+2单根，从中单根外螺纹根部第二至三扣处断裂，下部钻具落井。

2.2 失效时钻具组合

9 1/2”牙轮钻头+双母接头630*410+7”钻铤1 根+Ф239mm 螺旋扶正器+7”钻铤1根+Ф239mm 螺旋扶正器+7”钻铤13根+转换接头411*520+5 1/2”加重14根+5 1/2”钻杆。

2.3 落鱼组合

9 1/2”牙轮钻头*0.25m+双母接头630×410*0.75m+7”钻铤1根*9.34m+Ф239mm 螺旋扶正器*1.49m+7”钻铤1根*8.63m+Ф239mm 螺旋扶正器*1.43m+7”钻铤13根*116.66m+转换接头411×520*0.49m+5 1/2”加重14 根*130.71m+5 1/2”钻杆*3 749.06m，落鱼长：4 018.81m，理论鱼顶位置：1 951.19m。

2.4 完钻前钻井参数

钻压60～80kN，转速40+螺杆，泵压15～17MPa，排量36L/min，泥浆密度1.20g/cm3无异常情况。

2.5 失效调查

2月14日，西部钻探库尔勒管具技术服务分公司得知中蓬*井钻具失效信息后，立即展开调查，从报表及电话沟通得知该井前期无可能引起断裂失效的任何异常复杂情况。

了解信息如下：失效钻杆1月11日入井使用，2月11日电测完下刮壁管柱时进行钻具倒换，失效钻杆由原据井口4 724m处倒换至距井口1 951m 处（失效后理论鱼顶），且工程师反映失效钻杆从未作为顶驱方替使用过。自入井至失效期间，无跳钻、憋钻等异常现象，主要岩性为浅灰色灰岩、云质灰岩、泥质灰岩，钻井工况相对比较稳定，完钻井深5 970m，层位奥陶系鹰山组鹰3段中部，三开钻进施工中有油气显示，无其他复杂工况，与钻井日志描述基本一致。

工程设计中提示：邻井中古45（井距1.8km）、中古43等多口井在鹰二段气测显示活跃，并发生溢流、漏失等工程异常。塔中地区奥陶系-寒武系气藏中普遍含有H2S，邻区中古43井、中古45井在上奥陶统鹰二段及中深1井、中古58井寒武统均采取到H2S，要求控制好密度，尽量保持近平衡钻井，控压前加入不少于2%的除硫剂，加强H2S 检测与防护，注意预防中毒！

本井钻至鹰二段气测活跃，且在井深5 489m 发生井漏；本井钻进中实时监测钻井液中除硫剂含量，及时补充保证了钻井液中有足够除硫剂，钻井日志未显示地面监测到过H2S。根据气体的特性，不排除少量气体通过岩屑气，置换气和扩散气方式进入井筒。

3 失效钻杆断口描述

断口距外螺纹根部17～24mm，观察螺纹密封面完好，断裂面平整断面约2/5平滑，螺纹牙底存在局部棘轮花样和月牙状疲劳平台，该处为裂纹起裂源，在旋转弯曲应力作用下快速扩展发育。断面约3/5的脆性断裂花样可能是最后剩余截面在应力腐蚀反应下，屈服强度显著下降，远小于拉应力下的脆断（拉应力指下部钻具重量）。

4 失效钻杆基本情况

外螺纹断裂5 1/2″钻杆，西钻库尔勒管具公司组织；钢号：GPAS172409DH，格兰特生产，2017 年进货。历史上曾在TH12450、TH10383、KeS13-3 等井使用；KeS13-3 纯钻时间约1 000h、进尺约4 000m，回收后根据检修标准未进行修扣，送井时一级，磁粉探伤检测合格，1月9日发井前按要求安排第三方随机取样30%磁粉探伤检测均合格。1月14日入井，2月13日提钻至套管内静止（组织停工等电测），2月14日静止期间突然断裂（静止期间未开泵、上提下放或旋转），本井累计纯钻247.5h，进尺825m。

5 失效原因分析

初步分析失效原因为主要为疲劳积累扩展+应力腐蚀延滞断裂。

1）从失效断口看，平坦区占断面的2/5，螺纹牙底局部存在棘轮状疲劳花样、海滩状腐蚀进展花样，是典型的应力集中导致起裂源，在弯扭应力的交互作用下呈一定的快速扩展形态。失效的主因是钻具疲劳，疲劳条带明显，说明承受应力高，裂纹扩展比较快，分析可能是前期在山前井使用后存在疲劳积累，导致疲劳起裂。

2）该规格钻杆接头内径由88.9mm 增大至101.6mm，符合标准要求；同时为了增加抗拉强度，壁厚由9.17mm 增加到10.54mm，导致管体刚性增加，外螺纹水眼增大，导致抗弯截面模量减小，在钻柱旋转过程中外螺纹危险截面承受弯曲应力增加，加快了外螺纹的开裂和裂纹扩展，该情况在5 7/8″V150钻杆外螺纹失效中也有体现。

3）从失效前的工况情况结合断口特征上分析，可能存在一定拉应力下疲劳裂纹尖端区应力腐蚀而导致的延滞断裂。应力腐蚀必然伴随有氢的析出（钻杆本体的工厂缺陷，也不排除是少量地层气体），在应力腐蚀和氢蚀交互作用下裂纹将以越来越快的速度向纵深扩展，最终从疲劳裂纹发展到延滞断裂，静止无外力作用下脆断（仅自身下部重力），具体分析如下：

造成金属疲劳断裂的周期应力远比静载荷下材料的抗拉强度低，金属对循环和周期性的载荷较为敏感，单一方向的静载不产生疲劳积累，超过屈服强度通常表现为韧性断裂，失效钻具在仅自身下部重力且无任何外力的情况下脆断，脆断断口约占断面的3/5，故失效钻具应该不单纯的是疲劳断裂。

完钻后经历2次通井和电测，刮壁结束后又再次通井下钻时（历时约10d），将该钻杆从距井口4 724m 倒换至1 951m，处理好井筒后起钻静止，钻杆失效部位所处位置由距井口1 951m 起钻至1 081m；（井深4 724m，井温95～100℃，1 951m井温50～60℃，1 081m 井温约30℃），氢的应力腐蚀特点是在25℃左右金属被破坏的速度最快，当温度超过93℃时不会发生氢的应力腐蚀，从失效钻杆所处井深的变化而导致的温度变化来看，氢反应活性由极低水平突增到非常活跃的水平，失效钻具钢级S135，属高强度钢，在KI/KIC 比值较小时，氢有充分的机会起作用，在一定温度范围（30℃），恒载（下部钻具重量1 480kN）经历孕育、亚稳扩展、失稳扩展、最终导致剩余截面材料的屈服强度突降，不足承载下部钻具重力而发生突然的脆性断裂，故仅在恒定拉应力（无弯扭交变载荷应力）作用下瞬断，且瞬断区呈脆性花样，与氢致延滞断裂迹象吻合；

另一方面解释了为什么钻具在前期钻进有较大扭矩（泵压未见异常）和提钻有挂卡现象时均未失效断裂，反而在完钻后中完作业的10d，经历相对非常良好的工况（起下钻、循环泵压均未见异常），完全静止8h 后，在无任何操作和其他变化的情况下突然发生脆性断裂的现象。

6 预防措施

1）立即对该井钻具全套更换，并进一步加强外协钻具质量监管，加强对技术管理人员和承包商员工的培训和评估，严格落实质量管控措施，确保送井质量可靠。

2）监督落实外协单位控制该类钻杆的使用，并在今后的检维修过程中强化该类钻杆外螺纹的强制修扣管理，特别是在山前井使用过的，及时消除疲劳积累。

3）进一步梳理检维修作业文件，细化完善工作流程和作业要求，明确作业步骤。

4）提示使用方按照推荐扭矩上扣，钻井期间做好钻具倒换和错扣应力释放，不定期的监督检查使用方现场钻具的管理和使用，及时沟通反馈。

5）在今后的钻杆订货中优化外螺纹水眼和管体的匹配，避免追求某方面的性能产生其他方面的负面影响。