摘要:某井起钻时,井底一根.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—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:S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:TE文献标志码:B文章编号:-()05--06
年11月某井钻杆钻进至.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L/min,11.0MPa~12.4MPa。8h后开始起钻,当起钻至m时,井下钻杆发生了断裂。井队起钻检查钻具,起到第12根mm(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.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.35m,窗口底部距离井口约为.55m,钻杆断裂位置所在井深为.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h,上提最大载荷为kN,下压最大载荷为kN,最大转速为r/min,最大泵压为26.2MPa。
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mm)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—《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ARLOES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-的要求。
2.3力学性能测试
根据标准APISpec5DP-,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ASTMAStandardTestMethodsandDefinitionsforMechanicalTestingofSteelProducts和ASTME23StandardTestMethodsforNotchedBarImpactTestingofMetallicMaterials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-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/T-《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kN。失效钻杆所处井段的最大井眼曲率为4.3°/30m,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kkc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MPa和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mm(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kN;弯矩分别为N·m,N·m和N·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—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MPa,远低于APISpec5DP—标准要求的MPa~MPa,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m,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APISpec5DP-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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文章来源材料与测试网期刊论文理化检验－物理分册58卷5期(pp:48-53)
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