钻杆管体加厚消失端失效分析及预防
焊接修复钻杆的失效分析及预防措施_黄成
[收稿日期]2010-02-10 [作者简介]黄成(1974-),男,1994年胜利石油学校毕业,工程师,现从事钻井管具的使用与维护工作。
焊接修复钻杆的失效分析及预防措施黄 成,何元君 (胜利石油管理局黄河钻井总公司,山东东营257000)唐洪发 (川庆钻探工程有限公司培训中心,四川成都610059)王晓晓 (中国石油大学石油工程学院,山东青岛266555)[摘要]概述了摩擦焊修复钻杆的基本情况,通过对胜利油田16起修复钻杆的失效事故进行了统计,分析发现修复钻杆管体失效事故70%发生在内加厚过渡区消失部位,失效原因是结构不合理造成应力集中,产生腐蚀疲劳。
钻杆管体中部失效事故占30%,失效原因是由于磨料磨损造成壁厚变薄及蚀坑造成的腐蚀共同作用的结果。
针对修复钻杆失效的原因,提出了详尽的预防措施和方法。
[关键词]摩擦焊修复钻杆;失效分析;预防;应力集中;腐蚀疲劳[中图分类号]T E28[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2010)03-0312-03钻杆摩擦对焊是利用钻杆管体与接头端面摩擦生热而融合粘结的一种热压焊接法[1]。
我国通过摩擦对焊修复Á127mm 钻杆已有十几年的历史。
修复了大量的钻杆,解决了钻井急需,大大缓解了钻杆供求矛盾,在油田广泛使用,创造了很好的经济效益。
对焊修复钻杆连续使用几年后相继出现了一些问题,如管体或内加厚过渡区部位刺穿、刺断等事故,造成了一定的损失。
鉴于此,笔者对修复钻杆失效原因进行了研究分析,找出了解决措施。
1 对焊修复钻杆失效情况统计钻杆作为钻柱的重要组成部分在井下的受力十分复杂[2]。
钻具涡动引起的钻柱与井壁间的摩擦和高频撞击,钻杆磨损现象十分严重,包括:管体均匀磨损、偏磨、内外表面腐蚀、硬伤等缺陷。
如果这样的钻杆再连续使用上万小时,累计进尺十多万米后,则很可能在薄弱位置发生刺穿、断裂事故。
笔者对胜利油田近年来对焊钻杆管体发生了失效的事故进行了统计。
钻杆失效分析
三、避免钻杆非正常失效的措施钻杆的基本力学工况钻杆在内外充满钻井液的狭长井眼里工作，通常承受压、弯、扭、液力等载荷。
如果钻杆所受应力小于每平方米206.8牛顿时，钻杆虽经过无数次的弯曲，也不会产生疲劳裂纹。
钻井时钻杆承受弯曲、扭转和拉伸应力组成的复合应力很大，特别是在大位移定向井及水平井中扭矩极大，钻杆在100万次弯曲次数时便产生疲劳微裂纹；微裂纹产生后便不断扩大延伸，此时如果具有腐蚀作用的高压钻井液进入微裂纹中，就会加速裂纹扩展，最终导致钻井液刺穿钻杆的失效事故。
刺穿发展的结果，使钻杆有效断面不断缩小，刺孔加裂纹的总长度超过其临界裂纹尺寸时，即发生断裂。
除旋转向下的运动，同时还有钻杆的各种振动和涡动。
根据钻杆的失效原因分析，钻杆除正常磨损而失效外，钻杆的非正常失效原因可分为为两个方面：工人操作原因和钻杆自身质量原因。
因此，我们可以从提高钻杆质量和规范操作两方面来避免钻杆非正常失效。
1．提高钻杆质量（1）钻杆材料选择：为适应钻杆的受力分析，钻杆杆体应有较高的抗拉强度、较好抗弯性能和较好的冲击韧性。
杆体材料应选择中碳合金结构无缝钢管，合金元素中应含有较多的Cr、Mo等元素以提高材料的抗拉强度和冲击韧性，含有Mn、Si等元素以提高材料的弹性（即抗弯性能）。
有时还含有微量的B、V等元素以提高材料的淬透性。
常用的杆体材料有：36Mn2V、35CrMo、42MnMo7、35CrMnSi、45MnMoB等。
用于杆体的无缝钢管的壁厚均匀度和轧制缺陷也是影响钻杆质量的重要因素。
如轧制的钢管壁厚均匀情况严重，当钻杆较大的扭力作用时，容易在壁厚较薄处纵向裂开。
有的钢管有重皮、气孔等缺陷，钻杆易从此处产生应力集中断裂或刺漏。
钻杆接头受力最为复杂，接头材料须有很高综合机械性能。
钻杆接头多采用35CrMo或42CrMo.30CrMnSiA棒料制造，但经过锻造的接头材料能大大提高其综合机械性能。
（2）加工工艺选择：目前国内钻杆从加工工艺分主要有整体锻造钻杆（简称整体钻杆）、镦粗＋摩擦焊钻杆（简称镦焊钻杆）和单纯摩擦焊钻杆（简称摩擦焊钻杆）。
钻杆失效分析及超声检测技术分析
钻杆失效分析及超声检测技术分析本文从钻杆端区3种失效类型出发，分析其失效原因，并采用超声波探伤检测的方式，对钻杆端区检测波形进行分析，主要对钻杆裂纹、腐蚀坑进行定性定量分析，为对钻杆进行综合评价提供科学依据。
前言：在钻井过程中，钻杆是最常使用的钻具，它在井下会受到拉力、压力、弯曲应力、干扰力等各种力的组合，并且在钻进中还要在其内部通过具有一定腐蚀性的泥浆所有这些因素都会钻杆造成较大的损坏，而在这些因素造成的损坏当中，以钻杆端区出现的事故最多，钻杆刺漏、断裂多发生在钻杆端区位置，因此，对钻杆端区进行超声波检测就显得十分重要。
钻杆失效分析钻杆端区的失效分为3种，即裂纹、刺穿和断裂，这些失效通常是由钻杆内的腐蚀坑造成的，而腐蚀坑是由于钻杆长期在井下作业中收到各种交变应力及泥浆腐蚀冲刷形成，钻杆外壁的腐蚀较浅并且比较均匀，而内部的腐蚀则不同，由于钻杆的长期使用，使得原先在钻杆内壁的涂层部分脱落，裸露的部分在各种交变应力及泥浆腐蚀冲刷下很快就会形成点蚀坑，钻杆端区部位处在一个内径变化区，因此涂层脱落现象较为严重，而这样的点蚀坑出现的也较多，并且腐蚀得较为严重。
在钻井过程中，在点蚀坑的应力集中区诱发裂纹的产生→裂纹在交变应力的作用下扩展→迅速扩展→贯通管体→在管子圆周方向开裂导致泥浆刺漏或钻杆折断。
下面是根据美国石油协会（API）近几年对于钻杆失效部位的数据统计图。
图1 钻杆失效部位统计图从图中可以看到，在钻杆端区部分，缺陷发生率最高的是钻杆内外螺纹加厚端过渡带。
整体上看，母扣端的缺陷分布状况高于公扣端。
这样，借助规律图分析钻杆的端区检测范围，从母扣端至管体1.2m，从公扣端到管体0.9m，用超声波探头做360°覆盖扫查，以保证端区检测的准确性。
便携式超声波设备检测技术腐蚀坑和裂纹是钻杆端区和消失端最为常见且危害最大的缺陷，利用超声波横波检测技术可以检测出裂纹和腐蚀坑的存在。
一旦发现裂纹，不管大小，钻杆必须报废，而腐蚀坑的大小则需要测量该点的剩余壁厚，再依此判断钻杆的级别状况。
钻杆钻具失效与预防
钻杆钻具失效与预防在钻井过程中，钻杆在任何部位失效都会造成严重的后果，甚至使井报废。
我国各油田每年发生钻杆事故约五六百起，经济损失巨大，每年进口各种规格的钻杆就要耗用数亿元人民币的外汇。
随着浅层资源的不断枯竭，今后越来越多的钻深井、超深井，钻杆的安全可靠性就成为一个十分突出的问题。
钻杆失效一般表现为本体断裂和刺漏，钻杆螺纹处失效等。
原因大致是由以下一些因素引起的：钻进时钻杆的基本力学工况，钻具的组合及钻井工艺，井径规则性，偏磨，螺纹密封脂，钻井液，钻杆结构和材料，地层因素，井内腐蚀介质等，以上因素交互作用的结果导致钻杆失效。
钻杆的基本力学工况钻杆在内外充满钻井液的狭长井眼里工作，通常承受压、弯、扭、液力等载荷。
如果钻杆所受应力小于每平方米206.8牛顿时，钻杆虽经过无数次的弯曲，也不会产生疲劳裂纹。
钻井时钻杆承受弯曲、扭转和拉伸应力组成的复合应力很大，特别是在大位移定向井及水平井中扭矩极大，钻杆在远远小于100万次弯曲次数时便产生疲劳微裂纹；微裂纹产生后便不断扩大延伸，此时如果具有腐蚀作用的高压钻井液进入微裂纹中，就会加速裂纹扩展，最终导致钻井液刺穿钻杆的失效事故。
刺穿发展的结果，使钻杆有效断面不断缩小，刺孔加裂纹的总长度超过其临界裂纹尺寸时，即发生断裂。
除旋转向下的运动，同时还有钻杆的各种振动和涡动。
钻具组合及钻井工艺钻杆作为一个旋转的细长弹性杆件，有其固有振动频率，钻具的组合决定了此固有频率。
钻杆旋转时还会产生纵向、横向和扭转3种形式的振动，当它们的频率与固有频率相吻合时则产生共振。
共振的结果会在原来钻杆疲劳应力的基础上附加一个额外的疲劳应力，加速钻杆的失效。
采用长效螺杆钻杆替代转盘钻定向井、水平井的钻井工艺可以减少钻杆的旋转弯曲疲劳程度。
井径不规则影响井径不规则或扩径严重的井段，钻杆的弯曲程度随之相应增大，钻杆旋转时连接螺纹部位受交变弯曲应力加速钻杆疲劳失效，同时螺纹连接受力复杂化，加剧了螺纹疲劳损坏。
深井钻具失效原因分析与预防对策
文章编 号 ： １ ０ ０ ９ ９ １ ４ Ｘ （ ２ ０ １ ４ ） ０ ６ — ０ ４ ２ ５ 一 Ｏ １
劳极 限降 低。 在钻具 组件 中连接螺 纹是 引起应力 集 中的最直接 、 最 关键 的因素 ，
导致 钻具 的疲 劳破 坏的 一个 关键 因素 是由于 钻具 的连 接螺纹 部位 的交 变弯 曲
应力 中。
（ １ ） 使用根 部圆 角半 径较大 的数字 型螺纹 ， 并采用 高疲劳 寿命接 头螺纹 （ Ｌ Ｅ Ｔ 扣） ， 通过 降低 螺纹 最后 啮合 处的螺 纹 牙高度 ， 改善钻 具螺 纹 的应力 分布 状况 ， 以有 效地 降低 钻具 螺纹处 的应力集 中 ， 减 少钻具尤 其是 钻挺 内外 螺纹失效 的 发 生。 （ ２ 腋 用Ｐ Ｄ ｃ 钻头， 井下 动力 钻具 、 液 力加 压器 等工 具改变 钻 具的工 作状 态 ， 减轻 钻具 的弯 曲和弯 曲应 力。 （ ３ ） 配备 液压 大钳 或扭矩 仪上 扣 ， 保 证合 适的上 扣 扭矩 ， 防止钻 挺粘 、 刺。 （ ４ ） 加减 震器 、 悬 浮器 ， 并且 在钻 进时及 时调 整钻 进参数 ， 以控 制钻柱 的振 动。 （ ５ ） 使用 内涂层 钻杆 ， 并提 高 钻井液 ￣ Ｊ ￣ ｐ Ｈ 值， 使ｐ Ｈ值大 于等 于ｌ ０ ， 以控制钻 井液 的腐蚀 ， 并 防止钻杆 管体刺 穿失 效的发生 ， 使 用 内加厚 过 渡 带改 进型 的新 钻 杆 ； 使用１ ８ Ｏ 斜 台肩钻 杆 。
科 学论 坛
ａபைடு நூலகம் Ｉ
钻具失效分析及预防措施研究
钻具失效分析及预防措施研究摘要：在钻井作业过程中，井下钻具的工作环境十分恶劣，要在高温高压环境下承受各种应变载荷和剧烈碰撞，同时要受到钻井液的冲刷和腐蚀。
当钻具在井下出现刺漏、断裂等失效问题后，轻者需要起钻更换钻具，重者会因为钻具断裂导致停钻打捞落鱼，对钻井施工造成严重损失。
因此对钻具失效原因进行系统分析并给出应对策略，对降低井下事故发生概率、提高油气田开发效率具有重要意义。
关键词：钻具；失效；预防措施油气田勘探开发过程中钻具受力状态十分复杂，所以其失效形式也多种多样。
在钻井作业中，井身结构复杂，作业工序繁杂，钻柱在井下运动，除了自转还有公转，受力有静载荷也有动载荷，还有拉、压、弯、扭等力，又有司钻操作或打捞震击等复杂工艺引起的冲击力。
在井下运转过程中还受到腐蚀、磨损、温度及压力的影响。
钻具在存放过程中，受到潮湿气候的锈蚀等。
钻具失效几率高。
分析钻具的使用情况，失效形式有如下几种：疲劳失效、磨损失效、腐蚀疲劳失效。
一、钻具失效的主要原因钻具失效往往是由于多种原因共同作用造成。
据统计，钻铤和钻杆是最易发生失效的部位，因钻具自身质量问题造成的失效比例是12.8%，因现场使用不当造成的失效比例为32.2%；因井下工作环境造成的失效比例是52%；由于运输、保存原因造成的失效比例是3%。
1、钻具自身材质因素。
对钻具失效的统计分析表明，生产过程中使用的原料材质品质较差、生产工艺不达标和产品尺寸偏差大，是导致钻具失效的主要原因，主要表现在：①钻杆加厚部位的结构存在问题；②钻杆、钻铤等钻具间的转换接头质量差；③螺纹加工标准低，在应力集中作用下发生问题，导致应力损伤；④钻柱强度不达标。
2、环境因素。
造成钻柱失效的最主要的环境因素是钻井液腐蚀，钻井液的含砂量、pH 值、润滑性、流态、温度等均对钻柱失效有着直接或间接的影响。
钻井液对钻柱的腐蚀性排序为：充气盐水钻井液>盐水钻井液、低pH钻井液>高pH钻井液>油基钻井液。
塔里木油田用钻杆失效原因分析及预防措施
Investigation of Failure Causes for Drill Pipes Used in Tarim Oil Field and Relevant Preventative Actions
Zhou Jie 1， Lu Qiang 1， L ü Shuanlu 1，2， Su Jianwen 1， Feng Shaobo 1， Xie Juliang 1， Wang Zhongsheng 1
48
技术交流
塔里木油田用钻杆失效原因分析及预防措施
周 杰 1， 卢 强 1， 吕拴录 1，2， 苏建文 1， 冯少波 1， 谢居良 1， 王中胜 1
（ 1. 塔里木油田 ， 新疆 库尔勒 841000 ； 2. 中国石油大学机电工程学院 ， 北京 100249 ）
摘 要 ： 塔里木油田 钻 井 条 件 苛 刻 ， 钻 杆 受 力 情 况 复 杂 ， 容 易 发 生 钻 杆 失 效 事 故 。 分 析 了 钻 杆 失 效 的 原 因 ，
［6-8］
图 3 钻杆内螺纹接头表层摩擦热裂纹及摩擦热影响区形貌
图 4 钻杆内螺纹接头表面白亮淬火层和高温回火层组织
盘转速超过 70 r/min 时钻柱剧烈扭摆震动 ， 甩打井 口 ， 严重影响了钻井的正常生产 。 钻杆管体和接头由摩擦焊接在一起 ， 钻杆的直 线度是由管体直线度和管体与接头对焊后的同轴度 两部分决定的 。 钻杆管体直线度偏差越大 ， 则钻杆 管体与对焊接头的同轴度偏差就越大 ， 钻杆的直线 度偏差也就越大 ； 管体两端镦粗加厚部分不同方向 的外径差值越大 ， 则对焊后管体与接头的同轴度偏 差就越大 。 钻杆管体是按 API Spec 5D 标准 ［9］生产和检验 的 。 API Spec 5D 标 准 规 定 所 有 Φ 114.3 mm 及 更
钻具失效与预防措施
钻具失效与预防措施【摘要】钻具失效类别以钻杆、钻铤、转换接头为主，这主要是由钻具的结构组合和钻具本身的结构特点以及钻具在井内工作的受力特性所决定的。
钻具失效类型以螺纹断裂、刺漏和本体断裂、刺漏为主，这与钻具的工况和钻具先裂后刺再失效的失效机理相稳合。
钻具失效的形式多种多样，概括起来主要有过量变形、钻具断裂、钻具刺漏、表面损伤、钻具螺纹失效、钻具偏磨等等，并且这几种失效形式常常同时存在相互交织在一起。
【关键词】钻具；失效；预防措施1 影响钻具失效的主要因素引起钻具失效的原因往往不是单一的，而是几方面原因综合作用的结果，如钻具的使用工况和环境，钻具质量，使用者的操作以及钻具的机械损伤等。
1.1 产品自身质量失效分析表明，大部分失效事故与钻具质量有关。
比较突出的有以下几个问题：（1）钻杆内加厚过渡区结构不合理。
失效分析和试验研究已证实，内加厚过渡区结构不合理（太短，R太小）是钻杆在该部位失效的主要原因。
合理结构的条件为：≥100mm ，R≥300mm。
（2）钻杆接头、钻铤、转换接头韧性差。
（3）螺纹加工质量差及加工精度差。
如螺纹根部圆角半径过小，不符合API 标准要求，导致严重的应力集中。
（4）强度指标不合格。
（5）喷焊热裂及钻杆摩擦对焊（修复）工艺不当。
（6）钻杆接头选型不当。
1.2 环境因素（1）钻井液。
钻井液种类、pH值、固相含量、流速、温度和扰动情况等都对钻具失效有不同程度的影响。
（2）腐蚀介质。
由于钻井液循环系统不是密封的，大气中氧气会通过泥浆池、泥浆泵等设备在钻井液的循环过程中混入钻井液成为游离氧，当泥浆中含有一定量的溶解氧时，就会对钻具表面造成腐蚀。
来源于地层或由于泥浆中一些含硫有机添加剂高温分解和泥浆中硫酸盐还原菌的新陈代谢产生的H2S还会导致钻杆的氢致应力腐蚀断裂。
（3）温度对钻具失效也存在着不可忽视的影响。
1）由于环境温度过低，材料的冲击力值严重下降，易引起冷脆断裂。
2）随着井下温度的升高，腐蚀速度将加快，另外某些钻井液处理剂在高温下会分解，产生H2S、CO2、O2等，加快了对钻具的腐蚀。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
钻杆管体加厚消失端失效分析及预防
摘要：钻杆在井下使用过程中的交变应力导致在钻杆加厚消失附近管体内外表
面的高应力，是钻杆产生疲劳裂纹致使刺漏失效的原因。
虽然，高应力是加厚消
失端附近管体刺漏失效的致命弱点，但并不是所有钻杆在使用中都一定会要在高
应力下失效。
失效之前的诱发因素，才是促使它失效的主要原因。
根据十几起钻
杆刺漏失效事故，分析统计出影响钻杆管体加厚消失端失效的因素，提出了防止
这种失效的相应措施。
关键词：钻杆接头加厚消失端刺漏抗扭强度耐磨带预防措施
一、前言
2007年1－5月份，钻杆管体刺漏现象突然猛增，由过去的平均每年发生1－2起，突增到2007年上半年就有十几起。
这些刺漏失效的钻杆在规格上以5寸为主，材质上有G105的，也有S135的；在管体内壁涂层上：有内涂层钻杆，也有
非内涂层钻杆；在投入使用的时间上：有1995－2000年间的进口钻杆，也有
2001－2005年间的国产钻杆，还有从新疆、陕北拉回的一批无厂家，无投入时间
的钻杆；在作业区块上：有河南油田钻井队承钻的额尔多斯区块，也有本油田的
泌阳区块。
针对这十几起钻杆刺漏失效事故，我们对鄂尔多斯区块打井的40505钻井队
刺漏的11根S135内涂层钻杆和45761钻井队在苏东52－61＃刺漏的7根S135
内涂层钻杆；对泌阳区块32620钻井队B318#、B325#刺漏的7根G105非内涂层
钻杆情况进行了调查，并对事故的原因进行分析。
二、失效钻杆的基本情况及特征
（一）鄂尔多斯钻杆刺漏情况及特征
2007年1月4日。
在鄂尔多斯承钻的40505钻井队送回11根管体刺漏的
S135内涂层钻杆，其刺漏部位均为钻杆加厚消失端附近，离吊卡台肩300－
500mm处，刺漏孔为15－40mm不规则孔洞，孔洞周边为泥浆刺痕。
经检验，
这11根钻杆其接头外径磨损已小于152mm降至三级的就有7根，投入使用的年
限为1999年－2001年，生产厂家是国X厂。
2007年5月25日，在鄂尔多斯区块承钻的45761钻井队，在苏东52－64＃
发生刺漏失效S135内涂层钻杆7根，该井完井井深3041米。
经现场检验，7根
钻杆有4根接头外径已磨损至三级（小于152mm），这4根钻杆为1999年11
月投入使用的编号为N9911开头的X厂钻杆；1根接头外径在152－154mm之间，为二级钻杆接头；另外2根钻杆接头外径 160mm左右，为一级钻杆接头，是2005年投入使用的编号为N05开头的X厂钻杆。
7根钻杆刺漏失效位置也均在钻
杆加厚端300－500m处，刺孔的形成也均为15－40mm不规则孔洞，只有1根
例外，刺孔为100m左右的环形裂口，在100m裂口两端角各有两个泥浆刺洞。
（二）泌阳区块钻杆刺漏情况及特征
2007年1月，32620钻井队在B318#连续3次发生钻杆管体刺漏现象；2007
年4月在B325#又连续4次发生钻杆管体刺漏现象。
32620钻井队，目前钻杆的构成是以1997年10月投入使用的进口G105内涂层钻杆为主，由于配备的数量不足。
在2006年10月17日管子站在站内已无成
品钻杆补充的情况下，动用了新疆、陕北等无历史记录的G105非内涂层钻杆54根，编号为D字开头。
这样以来，实际上该队钻杆属两种钻杆混用。
在对B318#、B325#七根管体刺漏钻杆进行检验分析后发现，失效钻杆具有以
下特征
1．7根钻杆有6根刺漏位置在钻杆加厚消失端300－500m范围内。
刺漏孔
内窄外阔，长度10－40mm不等，也有直径30mm左右的不规则孔洞。
只有1根
编号D-58无历史记录钻杆在加厚消失端是一条垂至于轴向的环形裂口，裂口长300mm左右，占钻杆管体周长的2/3，裂口外观粗看切口整齐、细看在整齐的切
口壁上，每间隔10－15mm左右就有一个凹进去0.5－1mm长2－3mm的泥浆刺痕，共有8处刺痕分布在环形切口壁上，估计是先有8根细小的孔洞刺漏，又在
扭矩力的作用下将管体剪切开裂成周向2/3的环形切口。
2．7根钻杆有3根是1997年10月购置并投入使用的进口G105内涂层钻杆，有4根是D号无历史记录的G105非内涂层钻杆。
7根钻杆接头外径均小于
149mm，为三级以下级钻杆接头。
大家都知道，钻杆在井下使用过程中的交变应力最容易导致在钻杆加厚消失
部位内外表面产生疲劳裂纹，因此，在加厚消失端附近管体内外表面的高应力是
钻杆产生疲劳裂纹致使刺漏失效的原因。
不错，高应力是钻杆加厚消失端附近管
体致命的弱点，但并不是钻杆在使用中一定会要在高应力下失效。
失效之前的诱
发因素，才是促使它失效的主要原因。
下面我们通过分析，找出这十几起钻杆刺
漏失效的主要原因。
将刺漏钻杆统计数据用直方图分析（注：将投入使用年代分为1995－2000年；2001－2005年两组数据来分析）：
1、钻杆加厚消失端高应力的影响
钻杆在使用过程中的交变应力，导致钻杆加厚消失部位产生疲劳裂纹，而且
该部位是最容易出现疲劳裂纹的部位。
钻杆在井下经常承受到压、拉、弯、扭等
力的作用，所以接头与管体之间的接合部，也就是应力集中区域的开裂就成为可能。
从表1、图2上可以看出，钻杆刺漏部位在加厚消失端附近的占刺漏钻杆的88％。
因此，在钻杆加厚消失端附近的高应力是钻杆产生疲劳裂纹导致刺漏的主
要原因之一。
2、抗扭强度的影响
钻杆的设计是以接头和管体的抗扭强度相平衡为依据的，为了保证钻杆具有
足够的抗扭强度，API SPEC 7-2001第40版规定了钻杆接头对钻杆管体的抗扭强度之比≥0.86。
钻杆接头磨损至三、三级以下的钻杆占刺漏钻杆的76％，而相应的管体磨损
较小，管体仍达到一级的占 82.4％;从一些检验测量的数据可知，大部分被刺漏钻
杆的接头都从新钻杆的接头外径 165mm磨损至现在的150mm左右，接头外径均
减小了15mm左右；相反，管体的磨损程度不大。
由此可以推断出：接头与管体
的抗扭曲强度之比将远远低于0.86。
也就是说接头与管体之间的磨损程度不同，
使得钻杆抗扭平衡被打破，导致接头与管体之间加厚消失附近的管体，在井下抗
扭过程中产生疲劳而失效。
所以，钻杆接头严重磨损，也是诱发钻杆在加厚消失
端附近产生疲劳裂纹导致刺漏的原因之一。
3、钻杆老化、管体锈蚀的影响
在1995－2001年间投入使用的钻杆占刺漏钻杆的65％，钻杆老化现象严重
也是造成刺漏失效的主要原因之一。
在钻井过程中，钻杆要长期经受压、扭、弯曲、震动、水力载荷等交变应力的作用，同时钻井泥浆中的溶解氧、二氧化碳、
硫化氢和其它腐蚀介质以及地层中氯化物、碳酸盐介质的作用，对钻杆造成严重
的腐蚀（如照片组4右图中的圆形腐蚀斑）。
当钻杆在井下作业时，应力集中会
使腐蚀坑底部萌生许多微裂纹，随着工作时间的延长，微裂纹逐渐加深加长直至
发生刺漏失效。
四、预防失效的措施
综合上述分析结果，结合钻井公司和管具分公司的钻杆使用情况，为防止钻
杆加厚消失部位刺漏失效，制定以下预防措施：
（一）强化钻杆周期检测制度。
结合井队钻杆使用情况，以钻探井口数或累
计井深米数的多少，制定钻杆强制招回检测的周期时间，以降低钻杆失效的风险。
管具分公司将在2007年10月有望建立钻杆管体自动检测线，对钻杆进行管体无
损检测。
管体自动检测线的建立，对强化钻杆周期检测制度和提高钻杆检测效果
提供技术保障。
（二）加强钻杆接头及管体的分级工作。
停止D号、P号钻杆的使用，对9710A钻杆进行降级处理，对1999年、2000年、2001年等钻杆进行认真检测严
格把关。
对在用的钻杆接头定期喷焊耐磨带，保护好钻杆接头，预防钻杆接头因
产生过渡磨损而降低钻杆的抗扭强度。
（三）建议对投入使用3年以上的国产钻杆进行内涂层二次喷涂。
以提高管
体耐腐蚀能力，减少因内表面腐蚀产生微裂纹导致刺漏失效的发生。
从照片组5
中可以了解到，2003年购入并投入使用的X厂S135内涂层钻杆的涂层，在2007
年1月份就已消失了。
（四）严格钻具的发放制度。
在参照有关钻杆钢级、级别与井深关系的同时，对低于一级钻杆的发放，应上报管具分公司领导或向公司技术科申报认可。
（五）优化钻杆跟踪卡制度。
对分析钻杆和使用钻杆有帮助的数据进行跟踪，像钢级、厂家、投入使用时间等数据不可缺。
参考文献：
[1]API SPYC 5D-2001 第5版《钻杆规范》.中国兵器工业企业管理协会编译.兵器工业出版社；
[2]API SPYC 7-2001 第40版《旋转钻柱构件规范》.中国兵器工业企业管理协会编译.兵器工业
出版社；
[3]《钻采工具手册》.科学出版社。