长北气田水平井双密封台肩钻杆接头失效分析及预防措施
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。
机械密封失效分析与故障分析
机械密封失效分析与故障分析机械密封是一种常见的密封方式，广泛应用于各种工业设备中，它起到防止液体或气体泄漏的作用。
然而，由于机械密封长时间运行或使用条件不当等原因，可能出现失效或故障。
本文将对机械密封的失效分析与故障分析进行探讨。
首先，机械密封的失效主要表现为泄漏。
泄漏可能来自密封面之间的间隙或密封材料的损坏。
泄漏的原因可以是由于机械密封的安装不当、密封面磨损、密封材料老化或质量不合格等多种因素。
在进行失效分析时，需要对泄漏的位置、程度以及泄漏时的工况等进行全面的观察和记录，以便找出失效的根本原因。
其次，机械密封的故障种类较多，常见的故障有密封面磨损、泄漏、密封材料老化、弹簧断裂等。
对于不同的故障，需要采取相应的措施进行修复或更换。
比如对于密封面磨损导致的泄漏，可以通过研磨、打磨或更换密封面来解决；对于弹簧断裂，需要更换弹簧等。
在进行故障分析时，需要梳理故障出现的原因、频率以及对设备运行的影响，以便采取相应的措施进行维修和防范。
失效分析和故障分析的目的是为了找出机械密封失效和故障的原因，并采取相应的措施进行预防和维修。
对于机械密封的失效分析，可以通过实验手段进行模拟和验证，例如使用试压设备对机械密封进行压力测试，以检测泄漏的位置和程度；对于机械密封的故障分析，可以通过观察故障部件的状态和特征来确定故障原因，同时可以进行实验和实地测试，以验证故障的原因和解决方案。
在进行机械密封失效分析与故障分析时，需要注意以下几点。
首先，要对机械密封的运行条件、使用环境以及工艺参数进行详细了解和记录，以便进行精确的分析。
其次，要进行全面的检查和测试，包括外观、内部构造、密封面状态、密封材料性能等等。
第三，要对失效和故障进行分类和归纳，以便建立相应的数据库和维修记录，为以后的失效分析和故障排除提供参考。
最后，要不断总结和积累经验，不断完善和改进机械密封的设计、安装和维护，以提高机械密封的使用寿命和性能。
总之，机械密封的失效分析与故障分析对于保证设备的安全运行和延长设备的使用寿命非常重要。
双端面机械密封泄漏原因及改进措施
双端面带平衡罐机械密封泄漏原因及改进措施介绍某型反应釜用带轴套整装式双端面机械密封的结构及工作原理，结合实际工况，分析了其失效原因（如o形圈材质选用不合理，搅拌同轴度偏大，密封面变形），提出了改进措施及使用中的注意事项。
1机械密封的结构与工作原理带轴套整装式双端面机械密封是一种无须调整动环弹簧压缩量、装配简便的机械密封形式。
该机械密封适用于强腐蚀、高温，带悬浮颗粒及纤维介质，气体介质，易燃易爆、易挥发、低粘度介质，保障高真空度工况的密封。
该机械密封结构见图1。
图1带轴套整装式双端面机械密封结构A 泄漏液口；B1、B2冷却水进出口；C1、C2密封液进出口;1平衡罐;2冷却水腔;3密封液腔;4轴套;5机械密封组件当搅拌轴运转时，其带动机械密封轴套以及固定在机械密封轴套上的动环组件同步转动，靠动环组件和上、下静环面之间的贴合达到密封效果。
密封面一侧是密封腔室，另一侧是反应釜内环境。
在正常工作状态下，通过外部提供密封液至平衡罐，保持密封液液位在平衡罐液位计的中线，并确保平衡罐内密封液压力（即密封液腔内压力）高于釜内压力0.05〜O.IOMPa。
若密封液压力过高，贝U动、静环摩擦面易加速磨损；若密封液压力过低，则反应釜内物料易泄漏。
2故障分析2.1故障状况某反应釜均采用带轴套整装式双端面机械密封，该机械密封轴径为210mm工作转速为100r/min，工作压力为-0.5〜I.OMPa,工作温度为0〜80C,主要起密封作用的是机械密封组件，见图2。
图2机械密封组件1上静环O形圈;2上静环;3轴套;4上动环;5轴套O形圈;6动环组件;7下动环O形圈;8下动环;9下静环;10下静环O形圈动环密封面材质为SiC，静环密封面材质为井口KC-673石墨，与物料接触的下动环0形圈、上静环0形圈、轴套0形圈材质为聚四氟乙烯报复硅橡胶，其余0形圈材质均为丁腈橡胶。
该机械密圭寸的密圭寸液采用软水，釜内介质主要是聚乙烯等有机物料。
气井带压作业工程复杂处置与预防措施
气井带压作业工程复杂处置与预防措施气井带压作业工程复杂处置与预防措施1、气井带压作业概述气井带压作业技术是在井口带压条件下，依靠专用设备和工具在气井井筒内进行作业的一项工艺技术。
区别与油水井带压作、也，存在自身特殊性，包括井下管柱腐蚀、天然气的易爆炸性、气体的密封性、产水气井的井下液面的不确定性，气体介质的复杂性(H2S),作业风险更高，难度更大。
气井带压作业范围通常包括修井、完井、射孔、打捞、磨铁、压裂酸化、抢险及其它特殊作业等。
优点是作业时不需要压井，缩短了作业周期，避免了常规作业对地层造成的伤害，可最大限度保持储层状态，确保了气田的增产稳产，同时避免压井液对地面的污染，保护了周边环境，可实现节能减排和安全环保的目标。
带压作业设备配置主要包括由液压动力系统、环空动密封系统、平衡泄压系统、卡瓦系统和举升系统组成的带压作业机，安全防喷器组、四通和悬挂法兰等组成的配套井口设备, 可通过式堵塞器、钢丝桥塞、电缆桥塞和陶瓷堵塞器等组成的配套井下工具，以及接箍探测器、带压设备支撑架和逃生装置等配套的安全装置。
2、工程复杂产生类型及原因2.1工程复杂产生在气井带压作业中由于对井下情况认识不清或技术因素以及作业者决策者的失误，往往会产生许多带压作业工程复杂。
这些复杂可能会造成严重的作业事故，轻者造成施工周期加长、作业成功率降低，成本消耗增大，严重者将导致油气资源的浪费和油气井的报废。
产生复杂的原因很多，类型多种多样，处理方法对策千变万化，不同的决策者会根据实际情况制定不同的措施，所以带压作业工程复杂技术很难形成系统的理论。
复杂事故井产生的原因分为人为原因和客观原因两个方面。
人为原因：操作原因、指挥原因、决策原因等。
客观原因：带压作业设备缺陷、复杂管柱、套管损坏、出砂腐蚀、地层压力等。
2.2常见复杂类型及成因(1)管柱在井口遇阻形成的原因包括：井口本身歪斜；带压作业设备安装不正；未考虑到大四通顶丝处存在变径台阶；其他变径位置存在直台阶；油管为非倒角油管；大闸阀打开不到位；防磨套未取下；上顶力和摩擦力较大等。
螺杆钻具失效原因分析与技术对策探讨
- 57 -第11期螺杆钻具失效原因分析与技术对策探讨陈石（大庆钻探工程公司钻井一公司， 黑龙江 大庆 163411）[摘 要] 近年来螺杆钻具在定向井和水平井钻井施工中应用的数量逐渐增多，由于受到多种因素的影响，经常出现螺杆钻具失效的情况，严重影响了石油钻井的施工效率。
本文对近几年螺杆钻具的失效情况进行了统计，从中分析螺杆钻具失效的原因，并制定相应的技术对策，减少了螺杆钻具的失效频率，对提高石油钻井生产效率具有积极作用。
[关键词] 石油钻井；螺杆钻具；失效原因；技术对策作者简介：陈石（1983—），男，黑龙江双鸭山人，大学本科学历，工程师。
在大庆钻探工程公司钻井一公司从事钻井工作。
随着石油钻井中的定向井、水平井钻井技术的进步与发展，螺杆钻具的使用越来越广泛，已经不再局限于直井复合钻井提速，而在定向井、水平井的造斜段和稳斜段使用中均发挥着重要的作用。
但由于螺杆钻具发生失效致使部分定向井、水平井的施工效率低下，因此需要对定向井、水平井施工中螺杆钻具失效原因进行分析，并制定对策。
1 螺杆钻具失效调查分析螺杆钻具在定向井、水平井的使用中失效情况时有发生，笔者统计了某钻井公司2015年以来的所有螺杆钻具失效案例，并对这些螺杆钻具失效案例的失效原因进行分门别类的统计分析后发现，螺杆钻具在定向井、水平井钻井施工中失效形式主要分为以下几种：一是传动轴不能转动、卡死；二是马达定子发生脱胶；三是螺杆钻具最顶端的旁通阀刺漏；四是传动轴发生断裂；五是螺杆钻具本体发生倒扣。
这些不同种类的螺杆钻具失效案例的发生不仅影响了定向井、水平井的钻井施工效率，而且大大增加了钻井成本。
2 螺杆钻具使用中失效原因分析2.1 传动轴不能转动、卡死原因分析通过拆卸失效的螺杆钻具发现，传动轴不能正常转动，最终导致传动轴卡死的直接原因是在传动轴总成的最顶端部位堆积了大量的钻井时产生的岩屑，岩屑的由来一是使用的钻井液性能未能达到施工要求，含砂量高，在停泵接单根过程中由于钻井液的悬浮能力差，导致钻井液中大量的岩屑下沉到传动轴的顶部；另一原因是在下钻过程中片面追求下放速度，导致钻井液中的泥沙倒灌入螺杆钻具的马达中，开泵后大量泥沙集聚堆积到传动轴顶部致使传动轴卡死。
钻井事故预防和处理预案
钻井事故预防和处理预案钻井事故的预防和处理预案1.1防卡1.1.1搞好井身质量的控制，做好钻井液性能的维护、管理、净化工作。
1.1.2根据邻井构造已钻井情况，订出防止泥饼粘附、钻头泥包、沉砂、键槽、井塌、地层膨胀等卡钻的具体措施。
1.1.3起钻前应充分循环洗井。
接单根要提出方钻杆才停泵，接好方钻杆后开泵下放钻具。
1.1.4在钻进中，若需检修设备，应将钻具起到安全井段；否则将钻头提离井底，坚持活动钻具和小排量循环钻井液。
1.1.5塑性地层钻进，应及时定井段进行短程起下钻，凡遇阻、卡井段，每次都要认真记录，并应采取相应的措施予以排除。
1.1.6起钻遇卡，不超过当时悬重100KN，以向下活动钻具为主进行处理；下钻遇阻，不超过当时悬重50kN，以上提钻具为主进行处理。
1.1.7发生卡钻应尽快恢复循环，按规定活动钻具都应在安全允许范围内。
在处理前，应先检查好提升系统并固定。
卡钻猛然解脱时，应首先检查钢丝绳是否跳槽，然后才能继续起钻。
1.1.8钻进中发现垮塌，应尽可能的保持循环，以及时调整钻井液性能为主进行处理。
1.1.9粘卡的预防：采用具有防卡性能的优质钻井液，坚持加防卡润滑剂和表面活性剂，以增加钻井液的润滑性能，降低泥饼的粘附系数。
易发生压差卡钻的井段，可在钻铤中加入一定数量的支承接头。
钻具在裸眼井段静止时间不得超过3分钟。
钻具结构应简化，使用螺旋钻铤。
1.1.10键槽遇卡，首先应下放钻具，解卡后转动不同方位试上提。
如提不出来，可用轻提慢转倒划眼的办法处理。
对已形成键槽的井，应简化钻具结构，并接大小尺寸的锥度接头。
键槽严重时，起出钻具后应先破坏键槽再进行下步作业。
1.2卡钻事故处理1.2.1尽量采用电测卡点、爆炸松扣处理。
1.2.2雷雨天、夜间禁止进行爆炸松扣作业。
（SY/T5271）1.2.3安装爆炸松杆及接雷管前，应切断井场全部电源，发电机停车。
爆炸杆下入井内100m后方可恢复供电。
如果导爆索在井下未能引爆，也应先切断全部电源，然后将爆炸杆起出井口排除哑炮。
钻井工程中井漏预防及堵漏技术分析与探讨
钻井工程中井漏预防及堵漏技术分析与探讨钻井工程是石油勘探和开发的重要环节之一，而井漏是钻井工程中常见的问题之一，一旦发生井漏，将会给工程带来巨大的安全隐患和经济损失。
钻井工程中的井漏预防和堵漏技术显得非常重要。
本文将从井漏产生的原因、井漏预防和堵漏的技术手段等方面展开分析与探讨。
一、井漏产生的原因1. 地层条件地层条件是井漏产生的重要原因之一。
地层的裂隙、节理等都可能导致井漏的发生。
2. 钻井液失控在钻井作业中，如果钻井液的密度不够，或者钻井液中的固相粒子过大，就容易导致钻井液失控，从而引发井漏。
3. 工程操作不当工程人员的操作技术是否过硬也是导致井漏的一个重要原因。
比如在进行封隔层时，如果操作不当容易破坏地层，导致井漏的发生。
4. 钻头损坏如果钻头受损，不仅会降低钻进效率，还有可能导致井漏的发生。
二、井漏预防技术1. 合理设计井眼轨迹钻井前要进行地质勘探和评价，根据地质条件、地层性质等因素合理设计井眼轨迹，以减少穿越脆弱易漏地层的概率。
通过调整钻井液的密度、粘度等参数，确保钻井液的稳定性和密封性，避免因钻井液失控引起的井漏。
3. 加强对地层的监测在钻井过程中，要不断对地层进行监测，及时查找存在的问题，采取合理的措施加以解决，以减少井漏的发生。
4. 加强人员培训钻井工程中的人员要接受严格的培训，提高其操作技能和意识，减少因工程操作不当引起的井漏事故。
1. 封隔层技术利用特殊的封堵材料对漏失层进行封隔，以达到阻止井漏发生的目的。
2. 循环干燥法利用吸湿干燥介质，将井漏点的水分干燥，然后进行固化封堵，以堵住井漏点。
3. 泵浆技术通过泵浆技术将特定的浆液注入井漏点，形成封堵层，达到堵漏效果。
钻井工程中的井漏预防和堵漏技术是非常重要的，它关系到整个钻井工程的顺利进行和安全。
在实际应用中，需要根据具体的地质条件和钻井工程的实际情况，采取相应的预防和堵漏措施。
只有科学合理的预防和堵漏技术手段结合，才能有效降低钻井工程中井漏事故的发生率，保障钻井工程的顺利进行。
钻具常见失效形式
钻具常见失效形式钻具是石油钻井中的重要工具，常见的失效形式对钻井作业的安全和效率都有重大影响。
钻具失效主要包括钻头损失、钻杆变形、接头损坏、尾管磨损和螺纹磨损等多种形式。
本文将就钻具常见的失效形式进行详细介绍，以便石油钻井工作人员能够及时发现和解决问题，确保钻井作业的顺利进行。
一、钻头损失钻头是钻井中最关键的部件之一，其失效会对钻井施工产生重大影响。
钻头损失的主要形式包括钻头磨损和断裂两种。
钻头磨损是因为长时间在高温高压下工作，受到岩石磨损作用而导致的，而钻头断裂则是因为材料本身强度不够或者操作不当造成的。
钻头损失会导致以下问题：一是增加钻井成本，因为需要更换新的钻头；二是延长钻井时间，因为需停机更换钻头；三是增加钻井风险，因为断裂钻头可能造成其他钻具失效或井下事故。
对钻头损失的预防和处理至关重要。
二、钻杆变形钻杆是将旋转动力传递给钻头的关键部件，其稳定性对于钻井作业的安全和效率都至关重要。
在实际作业中，钻杆容易受到扭曲和冲击而发生变形，主要表现为弯曲和挤压两种形式。
钻杆变形会引起以下问题：一是降低钻井作业效率，因为变形后的钻杆难以传递旋转动力，严重影响钻进速度；二是增加井下事故风险，因为变形后的钻杆在旋转时可能造成其他钻具失效或井下故障。
对钻杆变形的监测和处理尤为重要。
三、接头损坏钻杆和钻头之间的接头是承受最大载荷的部件之一，所以其健康状况对于整个钻具工作的稳定性和安全性至关重要。
在实际作业中，接头容易发生断裂、磨损和疲劳等形式的损坏。
接头损坏主要影响主要表现在以下方面：一是增加钻具维护成本，因为需要更换新的接头；二是降低钻具的工作稳定性，因为损坏的接头会导致钻具整体的不稳定；三是增加井下事故风险，因为损坏的接头在工作时可能导致其他钻具失效或井下故障。
对接头的健康状况进行监测和维护就显得尤为重要。
四、尾管磨损尾管是钻井中必不可少的部件之一，它主要用来稳定钻杆和传递旋转动力。
在实际作业中，尾管容易受到岩石磨损的作用而发生磨损，主要表现为管壁厚度的减少和表面粗糙度的增加。
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长北气田水平井双密封台肩钻杆接头失效分析及预防措施赵宏波;贾进孝;李兴宝;王建平;王定峰;温美洲;孙佳才【摘要】为了解决长北气田水平井双密封台肩钻杆从母扣壁厚端第2扣根部频繁断裂的问题,通过对钻杆接箍化学成分、力学性能、金相组织、钻杆磨损、断口微观和宏观形貌、钻杆腐蚀、弯曲正应力、扭转正应力、拉(压)正应力、钻柱纵振、横振和扭转振动等的分析,认为钻杆接箍钢材性能合格,而钻杆在严重磨损和氧腐蚀之后,由高井眼狗腿度、高泥浆摩阻、高沉砂等引起的弯曲正应力加强是引起钻杆母扣壁厚端第2扣最早出现裂纹的主要原因,由于早期裂纹出现引起钻杆接头沿断裂面的有效连接截面积不断减小,导致弯曲正应力、扭转剪应力、拉伸正应力和钻柱振动不断加强是引起裂纹进一步扩张而形成断裂的主要原因.从引起钻具失效原因出发,经过多年探索和现场实践,总结出通过增加油基钻井液柴油含量和pH值等方法能够降低钻杆磨损和减弱腐蚀,降低井眼狗腿度和打高黏度钻井液清扫井底能够降低钻杆所承受的各种应力,软扭矩系统与井底减震器和低固相钻井液配合能够降低钻柱的振动,这些方法的综合利用能够有效减少水平井钻杆失效的频次,值得推广.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)008【总页数】8页(P52-58,62)【关键词】钻杆失效;钢材性能;磨损;氧腐蚀;应力分析;振动分析【作者】赵宏波;贾进孝;李兴宝;王建平;王定峰;温美洲;孙佳才【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司长庆实业集团公司,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司长北项目经理部,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司长北项目经理部,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司长北项目经理部,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE921.2长北气田以双分支水平井开发为主，所使用的双密封台肩钻杆从接头母扣壁厚端第2扣根部断裂的事故频发，严重浪费了时间和造成了较大的经济损失。
鉴于此，分析和解决水平井双密封台肩钻杆接头失效是长北气田迫切需要解决的问题之一。
关于这类问题，国内外很多学者进行了广泛的研究，主要集中在应用连续梁柱理论对下部钻具组合的受力和变形进行分析［1］，而对钻杆材料性能、磨损、腐蚀、受力和变形等进行系统研究的比较少。
本文首先通过对钻杆接头材料的化学成分、抗拉性质、金相组织等进行了研究，在证明材料合格的情况下，再通过对钻具磨损、化学腐蚀、钻杆受力和振动等进行分析，研究清楚了长北气田水平井双密封台肩钻杆接头失效的主要原因，摸索出了相应的消减措施，其在实践中取得了较好的效果，值得推广。
长北气田水平井主要用能克（NKK）和格兰特（Grant）公司生产的钢级为S135的5-1/2″FH扣双密封台肩钻杆。
从2005年至2015年底，总共发生了50多起钻杆失效事故；失效特征主要表现为进入造斜段后，钻杆接头母扣壁厚端第1、2扣螺纹根部出现横向裂缝或断裂等现象。
2.1 钻杆钢材性能分析2.1.1 化学成分分析分别从接头断裂面上取样进行化学成分检测，结果显示两种钻杆所用钢材中磷元素和硫元素的含量均低于NS-1、API Spec 5DP-2010和SY/T 5561-2008标准要求（见表1）。
证明接头所用钢材化学组成符合要求。
2.1.2 力学性能分析从两种钻杆接头母扣螺纹样品上分别取直径为6.25mm，长度为25mm的圆柱体样品在室温下做拉伸试验，在-20℃条件下进行夏比V型缺口冲击试验（见表2）。
结果表明，钻杆接头的屈服强度、抗拉强度、纵向冲击功和横向冲击功均符合NS-1标准、API Spec 5DP-2010标准和SY/T 5561-2008标准。
2.1.3 金相组织分析从钻杆接头断裂面附近取样进行金相分析，发现两种钻杆裂纹均从螺纹牙底向心部贯穿样品，裂纹周围组织与基体组织相同，均为回火索氏体，金相组织中发现A类、B类和D类非金属夹杂物，其含量均小于SY/T 5561-2008规定的标准（见表3）。
非金属夹杂物含量低和基体回火索氏体，说明钢材具有较高的强度和较好的塑性［2］。
2.2 钻杆磨损分析长北气田目的层为山2段下部中粒到粗粒石英砂岩，石英颗粒含量在90％以上［3］。
石英属于硬度极高的矿物，其在被钻井液搬运到井口的过程中，由于重力作用，钻具与井眼椭圆下部井壁或井眼中石英砂岩颗粒之间产生严重的摩擦，导致钻杆接头部位磨损严重，直径明显变小，而钻杆本体直径没有明显缩小。
接头出厂外径184.2mm，内径88.9mm，壁厚47.6mm，母扣壁厚端第2扣根部内径129.0mm，厚度27.6mm，磨损后接头外径变小，外径普遍在178mm～182mm，平均为180mm；磨损钻杆本体外径139.7mm，壁厚9.17mm，内径121.4mm（见图1）。
2.3 断口形貌分析2.3.1 断口宏观形貌分析将螺纹根部的裂纹断面打开，裂纹断面形貌较为粗糙（见图2-A、B、C），母扣壁厚端第2扣螺纹根部裂纹形貌呈贝壳状条纹和纤维状条纹（见图2-B），第1扣裂纹断面形貌见纤维状、放射状条纹（见图2-C），钻杆表面发现大量腐蚀凹坑，坑内见棕红色腐蚀产物。
贝壳状条纹位于断裂源区，条纹与主应力方向垂直，表明断裂是由交变载荷引起的疲劳断裂［4］，纤维状条纹位于断裂的起始处，与主应力垂直，是裂纹快速扩展的标志，放射状条纹是裂纹缓慢扩张的标志，与裂纹的扩展方向一致［5］。
以上特征表明长北气田水平井双密封台肩钻杆接头断裂或者裂纹起源于母扣壁厚端第2扣螺纹根部，之后向四周多次扩展，第1扣螺纹根部裂纹是由第2扣螺纹根部裂纹延伸所致，裂纹经历了多个不同的扩展-停止-扩展的发展过程。
另外，钻杆表面的腐蚀凹坑说明钻杆也存在着腐蚀现象。
2.3.2 断口微观形貌分析从钻杆接头裂纹面附近取样，清洗后采用电子显微镜对试样微观形貌进行分析，发现裂纹源区主要为沿晶断裂和解理断裂，以沿晶断裂为主（见图3a），扩展区主要为解理断裂特征（见图3b），局部有沿晶断裂特征（见图3c），裂纹扩展面上有多处二次扩展源，二次扩展源位置沿晶断裂特征较为明显（见图3d），偶见解理断裂（见图3e）。
钻杆的材料相同，其工作介质也相同，但是在裂纹发展的不同时期，裂纹断面微观形貌特征不同，说明裂纹发展的不同时期所对应的主要应力性质不同；而此种情况下沿晶断裂多由正应力的作用形成，解理断裂多在剪切力的作用下形成。
2.4 钻杆化学腐蚀分析分别从两种钻杆表面腐蚀位置取样进行能谱分析，表明二者表面腐蚀坑内填充物主要为铁的氧化物和部分泥浆岩屑残留物（见图4a、b）；从腐蚀坑内取部分腐蚀产物进行X射线衍射分析，结果显示腐蚀产物的主要组成为Fe3O4、Fe2O3和FeO（OH）（见图4c）。
铁的氧化物是由于钻井液、完井液中溶解有一定浓度的氧，钻杆在含溶解氧的碱性或中性溶液中发生了氧去极化腐蚀而形成，腐蚀机理如下［6］：阳极：Fe-2e→Fe2+阴极：O2+2H2O+4e→4OH-总反应式：2Fe+O2+2H2O→2Fe2++4OH-二价的亚铁离子被进一步氧化成三价的铁离子，其反应式如下：FeO（OH）即Fe2O3-H2O，位于腐蚀产物的外层，脱水后生成棕红色的Fe2O3，Fe2O3与FeO结合后形成Fe3O4（即FeFe2O4）。
Fe3O4疏松多孔，对基体起不到保护作用，却附着在钻具表面，导致溶解氧、Fe2+和H+难以迁移而富集在腐蚀坑内，形成强酸性而加速腐蚀的进行，严重降低钻具抗弯强度、抗扭强度、抗拉（压）强度等力学性质［7］。
2.5 钻杆受力分析2.5.1 弯曲正应力分析受井眼轨迹控制，在不规则井段，钻柱弯曲而受到弯曲正应力的作用，使得中心轴线内侧受压缩，外侧受拉伸（见图5）。
当复合钻进时，随着钻具的旋转，钻杆同一点受到弯曲拉伸和弯曲压缩交变载荷的作用，其大小用胡克定律表示［8］：式中：σ-正应力，Pa；Iz-横截面对中性轴的惯性矩，m4；y-横截面上某点到中性面的距离，m；M-横截面上的弯矩，N·m。
而钻杆弯曲时横截面上的弯矩用公式（2）［9］表示：式中：K-钻孔的全弯曲角，m-1；E-材料弹性模量，N/m2。
把公式（2）带入公式（1），并取y最大值为D/2得钻柱的最大弯曲应力公式（3）：式中：σmax-钻柱的最大弯曲应力，Pa；K-钻孔的全弯曲角，m-1；E-材料弹性模量，N/m2；d-钻柱外径，m。
由公式（3）知，钻柱所受的最大弯曲正应力的大小与钻孔的全弯曲角和钻柱外径成正比。
当钻杆通过同一狗腿度井段时，由于接头直径比本体粗和双密封台肩钻杆接头的母扣壁厚端所受的弯曲正应力相对集中［10］，钻杆母扣壁厚端第2扣根部所受的弯曲正应力最强。
进入造斜段之后，随井眼狗腿度增大，母扣壁厚端第2扣根部最早超过弯曲正应力极限，钻杆旋转时在交变载荷作用下发生塑性形变或出现弯曲裂纹，其是引起接头早期断裂的主要原因。
2.5.2 扭转剪应力分析钻柱在井眼中转动时，摩阻、反转、公转、黏滞等力产生的力矩使钻柱遭受扭转剪应力的作用并发生弹性扭转［11，12］，最大剪应力发生在钻杆外环并用圆筒的扭转剪应力公式（4）［13］表示：式中：τ-圆筒的最大剪应力，Pa；T-所考察截面的扭矩，N·m；D-圆筒外径尺寸，m；d-圆筒内径尺寸，m。
扭矩的大小与钻柱与井壁间的正压力、钻柱在钻井液中的重力、钻柱与井壁的摩擦系数、井眼曲率、钻柱旋转速度等成正比［14］。
由公式（4）计算知，虽然钢级为S135的5-1/2″FH扣钻杆母扣壁厚端第2扣根部所受到的扭转剪应力不是最强，但是当弯曲正应力产生的裂纹并扩张到一定长度之后，扭转剪应力使裂口快速延伸，断口微观形貌中发现解理断裂也说明了这一点。
2.5.3 拉（压）正应力分析钻杆在井筒中受到摩阻、黏滞力、下部钻具的重力等外力作用引起轴向的拉（压）载荷和上扣过程台肩面顶紧作用产生的轴向拉力。
前者大小用公式（5）［15］表示：式中：N-轴向拉力，N；σ-正应力，Pa；D-钻柱外径，m；d-钻柱内径，m。
由公式（5）计算知，钢级为S135的5-1/2″FH扣钻杆母扣壁厚端第2扣根部所受的不是由外力作用引起轴向的拉（压）载荷。
又因双密封台肩钻杆接头的公扣粗端第2扣根部和母扣壁厚端第2扣根部所受的拉伸正应力相对集中［10］，但因副台肩处留有0.2mm的间隙，故上扣顶紧作用在公扣粗端第2扣根部所产生的拉伸应力大于母扣壁厚端第2扣根部［16］。
综上知，虽然母扣壁厚端第2扣根部所受的拉应力不是最强，但是当弯曲正应力使该处出现裂纹之后，受力面减小，拉伸应力快速增大并使裂口快速延伸。