42CrMo钢三棱螺旋钻杆接头断裂原因分析

某42CrMo钢三棱螺旋钻杆接头在进行煤层钻采过程中发生断裂。采用宏观观查、化学成分分析、力学性能测试、硬度测试、金相检验、应力分布有限元模拟等方法对钻杆接头断裂的原因进行了分析。结果表明:该42CrMo钢三棱螺旋钻杆热处理时因回火温度过低,使其硬度偏高,造成冲击吸收能量偏低,韧性较差,在扭转、弯曲等交变载荷作用下,于螺纹牙底的应力集中处发生早期疲劳断裂。     

NC50钻杆接头裂纹原因分析

通过对NC50钻杆接头裂纹处进行宏观和微观检验,分析了裂纹产生的原因。结果表明:接头原材料在冶炼凝固过程中形成的合金元素偏析及疏松等缺陷,破坏了金属基体的连续性,是导致该接头产生裂纹的主要原因。     

DZ55钢级Ф102mm×9.19mm地质钻杆管体断裂原因分析

通过宏观分析、金相检验、化学成分分析、力学性能测试和扫描电镜微观分析对一DZ55钢级Ф102mm×9.19mm地质钻杆的断裂原因进行了分析。结果表明：因该地质钻杆管体外壁存在较多的螺旋状划痕和刮蹭痕迹造成应力集中,加之钻杆材料韧性较低,从而导致钻杆管体在钻进过程中于损伤处萌生裂纹,裂纹不断扩展最终发生脆性断裂。     

钻杆接头断裂原因分析

通过断口分析、金相检验、化学成分分析和力学性能测试等方法对钻杆接头断裂原因进行了分析。结果表明:钻杆接头在使用过程中受到了环境中硫化氢的腐蚀,发生了硫化氢应力腐蚀开裂,随着裂纹扩展最终导致断裂。     

S135钻杆断裂原因分析

通过化学成分分析、力学性能测试、显微组织分析等手段对某断裂失效的S135钻杆进行了材质理化检验;采用SEM和EDS分别对断口形貌及表面腐蚀产物成分进行了分析。结果表明：该钻杆的材料性能符合APISpecSD规范要求,钻杆断裂的主要原因是硫化氢应力腐蚀开裂,并伴有一定程度的二氧化碳腐蚀。     

地质钻杆摩擦焊接组织和力学性能

探讨了地质钻杆用DZ60钢钻杆管体与40Cr钢钻杆接头的摩擦焊接性，并与采用热墩粗工艺生产的钻杆管体力学性能进行了对比。结果表明，摩擦焊接的地质钻杆具有良好的综合力学性能。     

G105钢级钻杆刺漏原因分析

某油井先后出现多起G105钢级钻杆刺漏事故,采用宏观观察、化学成分分析、金相检验、力学性能试验、微观分析、涂层质量评价、能谱分析等方法对钻杆的刺漏原因进行了分析,并对钻杆加厚过渡带的应力分布进行了有限元模拟分析。结果表明:钻杆的内涂层在井内腐蚀介质的长期影响下起泡脱落,钻杆内壁基体被腐蚀,在造斜井段交变载荷作用下于钻杆应力集中的加厚过渡带的腐蚀坑处产生疲劳裂纹,裂纹扩展最终导致钻杆刺漏。     

水平井中S135钻杆断裂原因分析

某水平井在泥浆循环过程中发生一起S135钻杆断裂事故,为查明钻杆断裂原因,对事故进行了调查研究,并取样进行了包括断口分析、化学成分分析、力学性能测试、金相检验等一系列失效分析。结果表明:该钻杆所处井段井眼全角变化率较大,钻杆外壁受到严重磨损划伤并形成疲劳裂纹,在较大扭矩和拉伸载荷作用下,钻杆最终发生了断裂。     

某井钻杆接头断裂原因

在对某油气井的钻探过程中,钻杆接头发生断裂。采用宏观观察、化学成分分析、扫描电镜分析、力学性能测试、金相检验等方法对该钻杆接头的断裂原因进行分析。结果表明：该钻杆接头的断裂性质为疲劳断裂,钻杆钻进过程中频繁发生跳钻、憋钻现象,使其瞬时载荷较大,在钻杆大端螺纹根部萌生了疲劳裂纹,在复杂的交变载荷作用下,裂纹快速扩展,最终导致钻杆接头发生断裂。     

天然气井钻杆悬挂器断裂分析

某油田天然气井的钻杆悬挂器（套筒）在使用过程中发生断裂失效事故,采用化学成分分析、金相检验、硬度测试、断口分析、微区成分分析等方法对断裂件进行了分析。结果表明：该1Cr13钢悬挂器淬火后未经高温回火,不符合调质热处理工艺的技术要求。基体中的淬火马氏体组织硬度过高,残余内应力大,沿晶界及亚晶界聚集分布的颗粒状未溶碳化物（Fe,Cr）23C6降低了钢的抗蚀性。该套筒内联上接头的螺纹部位薄壁存在周向拉应力,使用时在高压天然气作用下,筒壁沿圆周方向附加有横向拉应力。套筒内部环境为湿硫化氢的天然气介质,结果导致该悬挂器沿纵向产生应力腐蚀断裂。     

钻铤断裂原因分析

通过断口分析、化学成分分析、力学性能试验和金相检验等方法对某油井发生断裂的一根钻铤进行分析。结果表明：钻铤内径偏大降低了钻铤外螺纹接头的承载能力,井眼全角变化率大导致钻铤承受异常旋转弯曲疲劳载荷,频繁的蹩钻和卡钻使钻铤承受额外的扭转载荷,最终使钻铤发生早期疲劳断裂事故。     

S135钻杆刺漏失效分析

通过宏观检验、化学成分分析、金相检验：和力学性能测试等方法,结合钻杆的受力和环境工况,对S135钻杆管体刺漏失效原因进行了分析。结果表明：刺漏失效是由于失效钻杆位于钻柱“中和点”区域,其外表面具有应力集中的腐蚀坑在交变应力和弯曲应力等共同作用下,在坑底萌生疲劳裂纹并扩展所致。     

5-1/2FH双台肩钻杆内螺纹接头断裂原因分析

采用宏观检验、化学成分分析、力学性能测试、金相检验和断口分析等方法对某5-1/2FH双台肩钻杆内螺纹接头的断裂原因进行了分析。结果表明:此双台肩钻杆内螺纹接头在副台肩第一完整螺纹根部发生了疲劳断裂失效。断裂具有多源特征,起源于内螺纹根部并向外壁扩展,当穿透壁厚形成通道时发生了刺漏,从而使断口表面形成了冲刷痕迹。上扣扭矩不足,同时接头承受的弯曲应力较大是造成接头疲劳断裂失效的主要原因,另外FH型螺纹固有的螺纹根部半径较小、应力集中较大,使接头失效的风险增大。     

石油钻杆材料G105在不同条件下的疲劳断裂

采用国产PQ-6型旋转弯曲疲劳试验机研究钻杆管体材料G105的弯曲疲劳性能以及H_2S腐蚀和缺口对试样弯曲疲劳性能的影响,利用金相显微镜和扫描电子显微镜对光滑试样断口、缺口试样断口以及H_2S腐蚀后试样断口进行微观形貌分析。结果表明:在光滑试样的疲劳极限载荷作用下,经过H_2S腐蚀后的光滑试样的疲劳寿命和缺口试样的疲劳寿命相当,材料的疲劳寿命都从106降低至104;缺口试样在缺口的高应力集中效应下,加快疲劳裂纹形核过程。H_2S腐蚀对钻杆疲劳性能影响的主要作用在于氢原子在材料内缺陷处聚集引起材料疲劳性能降低,缺口和H_2S腐蚀都会加快疲劳裂纹的扩展。材料疲劳断裂主要是因为试样在交变应力的作用下上产生滑移最后致使位错塞积而导致的。     

G105钻杆管体刺穿失效分析

某油田钻井公司使用的规格为φ101.6 mm×8.38 mm的G105钻杆先后发生两起管体刺穿失效事故,通过化学成分分析、力学性能测试、金相检验、X射线衍射等方法并结合钻杆的受力状态对钻杆刺穿原因进行了分析。结果表明:钻杆刺穿失效形式为腐蚀疲劳,在钻井液中腐蚀介质作用下,钻杆首先发生氧腐蚀和Cl~-加速腐蚀,使钻杆外表面产生许多腐蚀坑,并于腐蚀坑底部形成应力集中;随后在钻井过程的交变应力作用下,应力集中严重的腐蚀坑底部开始萌生裂纹,裂纹不断疲劳扩展直至穿透管壁;最终在钻杆内钻井液的冲刷作用下发生刺穿失效。     

浅论钻杆标准的修订与整合

本文通过对ISO钻杆标准、API钻杆标准、中国国家钻杆标准和中国石油天然气行业钻杆标准的深入调查研究,比较了这几类标准之间的差异,指出国内行业标准制修订的重要意义。建议重点加强对现有国内行业标准的整合工作,并提出了对现行钻杆标准的整合修改意见,供钻杆标准修订工作者参考。