失效分析报告 （2009）摩尔失字第002号 报告题目： 钻杆刺穿失效分析 西安摩尔石油工程实验室Xian Maurer Petroleum Engineering Laboratory中国机械工程学会失效分析分会网点单位Member of Chinese Failure Analysis Institution of Chinese Mechanical Engeering Society注 意 事 项1. 检测报告无检测单位的红色“报告专用章”无效；2. 复制未加盖红色“报告专用章”无效；3. 检测报告无编制（或主检）、审核、批准人签字无效；4. 检测报告涂改无效；5. 对检测报告若有异议，请在收到报告之日起30日内向相关单位提出，逾期恕不受理：(1) 委托检测，请向检测单位提出异议；(2) 抽查检测，请向下达抽检任务的单位提出异议。6. 委托检测仅对来样负责，抽查检测只对相应批次的产品负责。地址：西安市电子一路18号软件公寓C座707邮编：710065电话：029-88250117、02988246308传真：029-88252276、02988252276西安摩尔石油工程实验室钻杆刺穿失效分析2008年12月5 日，康菲石油中国有限公司在蓬莱19-3 B4井钻井过程中发生了一起钻杆刺穿失效事故，刺穿钻杆由中国海洋石油公司油田服务股份有限公司提供，生产厂为GrantPrideco，钻杆规格为59.19mm S135。在此之前的钻井过程中使用上海宝山钢铁股份有限公司生产的59.19mm G105钻杆，2008年8月曾经发生了3起钻杆刺穿失效事故，因而改用S135钻杆。本次钻杆刺穿失效与3起钻杆刺穿失效类似，刺穿位置均位于钻杆内加厚过渡带的消失部位。受康菲石油中国有限公司委托，西安摩尔石油工程实验室对本次S135钻杆刺穿失效样品（包括刺口）和前次G105钻杆刺穿失效样品（不带刺口）共两件进行了失效原因的分析。由于3根G105钻杆刺穿情况相同，且其中两根G105钻杆和剩余一根G105钻杆的刺穿部位已经用作它途，因此对于这两种型号的失效钻杆，我实验室取回S135钻杆刺穿部位和钻杆管体、以及剩余一根G105钻杆（无刺口）的管体部位进行失效原因分析。同时因为两根钻杆刺穿位置相同，使用环境相同，服役条件类似，因此对于G105钻杆，我们仅进行了理化性能分析与腐蚀性能分析这两组材料性能评价试验，而对于S135刺穿钻杆，在做理化性能与腐蚀性能分析的同时，我们还着重进行了力学性能分析、宏观分析及刺穿部位裂纹微观分析，以求找出两根钻杆的失效原因。1. 基本情况（1）S135钻杆刺穿情况根据油田有关方面提供的信息，S135钻杆刺穿情况如下。2008年12月5 日 13点30分左右，在B4井进行钻进，至井深2159米时，泵压突然由1600psi下降至1300psi。随后检修2#泥浆泵，缸套、活塞、凡尔均未见异常。清理高、低压吸入室，只有一小部分垃圾，不是造成泵压下降的主要原因。检查完毕后，将泥浆泵排量提高至140冲（596gpm），压力为1700-1800psi。继续钻进至2183m，在17：00-17：30，压力由1700psi下降至1400psi，停止钻进。对泥浆泵试压2500psi5min，结果合格。将此情况汇报监督，决定起钻。23：15左右起至37柱中单根，发现钻杆本体刺漏，刺漏点距内螺纹端面距离为725mm，漏点距转盘深度为803.07m，（9-5/8”套管鞋深度1936m）。更换新钻杆后重新下入。据油田调查资料知，此S135钻杆编号为D08128GS，钻杆长度9.58m，累计运转450小时。钻杆接头序列号为B JSD 07 U37834 720790。钻井参数：泵冲70X2 冲/分，泵压17001800psi， 转速120rpm，钻压1015ksi，扭矩1820klbs-ft，刺穿处狗腿度约为2.44/30m，本井最大狗腿度为5.68/30m，刺穿部位井斜为44.92，本井最大井斜为63.00。此井采用水基钻井液，pH值为10.5，密度约为1.14g/cm3。钻井时的钻具组合见表1（油田方面提供）。表1 钻具组合及相关参数ITEMGAUGEBODYBODYDOWNUPUNITACCUM.NO.DESCRIPTIONODODIDCONNCONNLENGTHLENGTH18.50in Bit8.500c/ w Bit TFA +/-0.54 1/2 R P0.250.252Steering Unit - ASS8.3756.752.814 1/2 R B6.75 T22.202.453Modular Motor8.3756.756.75 T26.75 T27.009.454ONTRAK - MWD6.752.816.75 T26.75 T25.2014.655BCPM c/w Stabilizer8.2506.752.816.75 T26.75 T23.2017.856Modular Flex Sub6.752.816.75 T26.75 T21.2019.057TC X.O6.752.816.75 T2NC46 Mod0.6019.658ORD8.3756.752.81NC46 ModNC46 Mod2.3822.039CCN7.5006.752.81NC46 ModNC46 Mod2.3724.4010Upper Stop Sub.6.752.816.75 T2NC50 B0.9025.3011String Stabilizer8.3756.752.81NC50 PNC50 B1.7027.0012Float Sub6.752.81NC50 PNC50 B0.4027.40132 x 5.00in NMCDSP c/w Totco6.6255.003.00NC50 PNC50 B18.9146.311411 x 5.00in HWDP6.6255.003.00NC50 PNC50 B104.50150.8115Jar6.502.75NC50 PNC50 B9.60160.411616 x 5.00in HWDP6.6255.003.00NC50 PNC50 B152.00312.41175.00in DP S-135 19.5#/ft6.6255.504.28NC50 PNC50 B#REF!#REF!（2）G105钻杆刺穿情况根据油田有关方面提供的信息，G105钻杆刺穿情况如下。2008年8月13日早7：00在B17井钻进过程中（钻进至2115.6m，实时钻井参数为：WOB 10-20klb 转速120rpm 泵冲702Spm 扭矩23000-24000klb.ft）发现泵压缓慢下降，由1600降至1070psi，初步检查泥浆泵、地面管线、清洗滤网，未发现问题，判断为钻具损坏，立即起钻。起至24柱发现距外螺纹接头200mm左右处有刺漏 (刺漏处井内深度981.5m)。更换钻杆单根，听从监督指令，更换后下钻，继续钻进。8月14日早9：00钻进过程中（钻进至2193m，实时钻井参数为：WOB 10-15klb 转速130rpm 泵冲702Spm 扭矩22000-24000klb.ft）发现泵压缓慢下降，由1600psi降至1450psi，通知钻井监督，立即起钻，起至32柱发现距内螺纹接头640mm处出现刺漏（刺漏处井内深度1201m）。更换单根，听从监督指令，下钻继续钻进。8月14日22：15钻井过程中（钻进至2236m，实时钻井参数为：WOB 10-15klb，转速130rpm，泵冲702spm，扭矩23500klb.ft）泵压由1410PSI降至1310psi，立即通知钻井监督，得到指令立即起钻，起至35柱发现刺漏，距内螺纹接头730mm处刺漏，（刺漏处井内深度1307m）。更换单根后，听从监督指令继续下钻，钻进。8月15日9：25钻进到2270米泵压由1410psi下降到1370psi，向钻井监督请示，完钻起钻。本井最大井斜62.5，三根钻杆旋转时间均为428.5小时。本井采用水基钻井液，pH为10.5，密度约为1.14g/cm3。2. 宏观分析（1） S135钻杆宏观分析对刺穿后的S135钻杆进行了尺寸测量，测量结果见表2。刺口与管体、接头、以及内外加厚过渡带的相对位置如图1所示。刺口位于内加厚过渡带消失部位管体上，距内螺纹接头端面725mm。图25所示为S135刺穿钻杆的宏观形貌。表2 刺穿S135钻杆相关尺寸测量结果内加厚长度155160mm内螺纹倒角直径153.52mm内螺纹内径81.30mm内螺纹镗孔直径135.10mm内螺纹外径167.18mm内螺纹大钳空间（耐磨带已经磨平）311.70mm管体外径127.40mm内外加厚消失处壁厚（带内涂层）10.02mm图1 S135钻杆刺口与其它各部位的相对位置及尺寸由图2可见钻杆刺穿方向为横向，刺穿处距离内螺纹台肩面约725mm，刺口沿钻杆周向长40mm，约占钻杆整个圆周的1/10。刺口在钻杆内表面开口小，在钻杆外表面开口大，开口角约44夹角，见图5。刺口在钻杆内壁宽约3mm，在钻杆外壁宽约15mm。图2 S135钻杆宏观形貌宏观检查可见，钻杆外表面腐蚀严重，整个钻杆管体外表面附着黄褐色腐蚀产物，部分区域表层腐蚀产物剥落露出底部深褐色腐蚀产物层，见图3。剖开钻杆检查内壁情况，可见钻杆内表面涂层完整，在金属基体上附着良好，未发现鼓泡、腐蚀、剥落痕迹。刺口周围约1mm左右区域因涂层被冲刷掉而呈现金属光泽，见图4。人为剖开刺穿裂缝，观察裂缝及周边情况。如图6所示，裂缝表面被冲刷，形成了由钻杆内壁至钻杆外壁的冲刷沟壑痕迹，冲刷表面光滑，大部分区域被黄褐色腐蚀产物覆盖，局部显露出金属光泽。刺穿裂缝周围未发现异常机械损伤痕迹。 图3 S135钻杆外表面腐蚀形貌 图4 S135钻杆内涂层及加厚过渡形貌 图5 S135钻杆裂缝宏观形貌 图6 刺穿裂缝表面宏观形貌（2） G105钻杆宏观分析G105刺穿钻杆刺穿部位已经被切走，在现场我们只看到了剩余管体部分。测量结果表明该钻杆管体外径为127.58mm，带内涂层管壁厚度为9.61mm。其宏观形貌见图78所示。由图可见，钻杆管体发生腐蚀，外表面附着一层黄褐色的腐蚀产物层，腐蚀层呈鼓起状，管体表面部分区域表层黄褐色腐蚀产物脱落后露出底部深褐色腐蚀层。图7 G105钻杆宏观形貌（b）（a） 图8 G105钻