分享：钻井工具接头内螺纹牙型底部开裂原因

娄 琦1,韩新利1,赵金兰1,赵 冰2,宋 寰1 

(1.中国石油集团工程材料研究院有限公司,西安 710077;2.中国石油长庆油田分公司,西安 710018) 

摘 要:某钻井工具接头在短期使用后出现周向裂纹,采用化学成分分析、硬度测试、金相检验 等方法对其开裂原因进行了分析。结果表明:该钻井工具接头的裂纹为疲劳裂纹,裂纹萌生于内螺 纹接头与杆柱体最临近的螺纹牙型底部,在周期性疲劳载荷的作用下,裂纹沿螺纹牙型底部周向扩 展,同时向外壁方向扩展,最终外壁发生开裂。

关键词:钻井工具接头;内螺纹;疲劳裂纹;应力集中 

中图分类号:TG115 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)04-0073-04

钻井工具接头通过螺纹将钻杆、钻柱构件及其 他钻井装置连接在一起,用于传递力和扭矩,钻井工 具接头是钻井介质的循环传输通道,在石油勘探领 域起着重要的作用。钻井工具接头的服役条件恶 劣,需要承受拉压、弯曲、扭转、振动等多种载荷的复 合作用,在使用过程中一旦发生失效,将严重影响钻 井进度并增加钻井成本[1]。随着我国能源需求量的 增加和国家保障能源安全战略要求的实施,油气勘 探力度不断加大,随之而来的钻具失效事故也时常 发生[2-3]。分析钻具失效的原因,采取有效措施提高 钻柱构件的寿命,对保障钻井工作安全有序的进行 具有十分重要的意义。 

某 钻 井 工 具 接 头 外 径 为 89 mm,长 度 为 200mm,一端是外螺纹接头,另一端是内螺纹接头, 由无磁棒料经机械加工制成。该接头的内螺纹处多 发疲劳裂纹或断裂失效,严重影响了作业进度。笔 者采用化学成分分析、硬度测试、金相检验等方法对 某典型钻井工具接头的开裂原因进行了分析,结果 可为提高该类接头的使用寿命提供借鉴。

1 理化检验

1.1 宏观观察 

钻井工具接头截取试样的宏观形貌如图 示,该接头在断裂时,已经间断地使用一个月。1对所试 样进行目视检测,在其外表面和内螺纹处均可观察 到明显的开裂,开裂处位于内螺纹最后一牙的牙型 底部。对其进行渗透检测,结果如图2所示,从外表 面测量,其裂纹长度为50mm,从内部测量,开裂长 度大于外表面显示的裂纹长度。

将试样从裂纹两端沿纵向锯开,断口的宏观形 貌如图3所示,由图3可知,断口附近无明显的塑性 变形,整个断面平坦,局部可见半圆形及弧形贝壳条 纹线,靠近内表面一侧可见多处明显的撕裂台阶,可 初步判断裂纹起源于内表面。 

将试样从图3所示的 A 截面处截取纵向剖面, 放大观察,其形貌如图4所示。可见螺纹牙型底部 有一条尚未穿透至外表面的裂纹,该裂纹平直,未见 明显的分支裂纹。 

1.2 化学成分分析

在断口附近取样,依据 GB/T11170—2008《不锈 钢 多元素含量的测定 火花放电原子发射光谱法(常规 法)》、GB/T20124—2006《钢铁 氮含量的测定 惰性气 体熔融热导法(常规方法)》标准,用直读光谱仪和氧氮 分析仪对其成分进行分析,结果如表1所示。

1.3 布氏硬度测试

在断口附近取样,依据 ASTM E10—2018 《金 属材料布氏硬度标准试验方法》,用布氏硬度计对其 横截面取3点进行布氏硬度测试,硬度测试结果均 为363HBW,符合产品技术条件要求。

1.4 金相检验 

在断口附近取样进行金相检验,结果如图5所 示,由图5可知,断口附近的显微组织为奥氏体。测 定其晶粒度为7.0级,非金属夹杂物等级为 A0.5, B0.5,D0.5,未见异常组织。

对图4所示的纵剖面裂纹部位进行金相检验, 结果如图6所示。由图6可知,裂纹起源于螺纹根 部,由内向外扩展,为穿晶开裂,裂纹平直无分叉,根 部较粗,尖端较细,裂纹两侧组织与其他区域组织相 同,裂纹内未见异物填充。

1.5 断口分析

用超景深三维光学显微镜对断口进行观察,断 口的低倍形貌如图7所示。内表面发现有裂纹源区 [见图7a)],源区有典型的疲劳源撕裂台阶,为多源 开裂,内表面附近有多处冲刷痕迹,导致形貌特征不 易辨识,扩展区域可辨识出弧形条纹[见图 7b)]。 用扫描电子显微镜对裂纹源区附近的断口进行检 验,可见疲劳辉纹形貌(见图8)。

2 分析与讨论

断口整体呈脆性断裂特征,断面平坦且呈深灰 色,附近无明显的塑性变形,扩展区可见半圆形及弧 形贝壳条纹线,内表面发现裂纹源区,附近有多处明 显的撕裂台阶,裂纹源区附近断口处存在明显的疲 劳辉纹,为典型的多源疲劳断裂。断口分析表明,裂 纹萌生于内螺纹接头内部最后一牙螺纹牙型底部与 管壁交汇的倒角处,在周期性载荷应力作用下,萌生 了多处疲劳裂纹,在使用过程中,裂纹扩展并汇聚形 成一段穿透至外壁的开裂。

通过宏观分析可知,开裂位置是内螺纹接头的 危险截面,此处承受的载荷与整个工具接头相同,但 横截面面积明显小于其紧邻的柱体部位横截面积。 钻井工具接头在工作中主要承受拉伸、扭转、弯曲以 及振动等多种载荷,危险截面处的实际承载能力要 低于其他部位[4]。在交变轴向拉伸载荷和弯曲载荷 的不断作用下,相比于工具接头其他部位,特别是厚 度最大的杆柱体部位,内螺纹的危险截面处更容易 萌生裂纹[5]。根据钻井工具接头应力分析相关文献 及失效分析案例研究[6-7],距台肩最近的1~2扣完 整螺纹齿底根部承受的应力最大,是钻柱螺纹断裂 失效的多发位置。

GB/T24956—2010《石油天然气工业 钻柱设 计和操作限度的推荐作法》中列出了钻柱强度设计 和校核的公式,利用式(1)和图4的测量结果,对比 危险截面处与杆柱体的承载能力。 P =Ym ×A (1)式中:P 为最小拉伸载荷;Ym 为材料的最小屈服强 度;A 为管体的横截面积。 根据图4的测量结果,计算得出危险截面处的 最小拉伸载荷仅为杆柱体的45%。 最小抗扭强度的计算公式如式(2)所示。 Q =(0.096167JYm)/D (2) 式中:Q 为最小抗扭强度;J 为极惯性矩;D 为杆柱 体外径。

根据图4的测量结果,计算得出危险截面处的 最小抗扭强度为杆柱体的51%。 在钻井工作中,工具接头内螺纹和外螺纹为啮 合状态,用弯曲强度比来衡量内螺纹与外螺纹最后 啮合处的抗弯能力。弯曲强度比的计算公式如式 (3)所示。 BSR =[(R4OD -b4)/ROD]/[(R4 -R4ID)/R](3) 式中:BSR 为弯 曲 强 度 比;ROD 为 内 外 螺 纹 连 接 外 径;b 为外螺纹连接端面处内螺纹连接的螺纹内径; R 为外螺纹连接台肩后紧邻的外螺纹牙型底部直 径;RID 为内外螺纹连接内径。

根据图4测量数据进行计算,因没有试样外螺纹 端数据,故笔者采用不考虑螺纹锥度的方法进行简化 计算,将R 按照内螺纹最后一牙的顶径取值,计算得 出BSR 约为1.1,该估算结果理论上会大于用实际测 量值得出的计算结果。GB/T29169—2012 《石油天 然气工业 在用钻柱构件的检验和分级》中推荐的适 用于该试样规格的可接受弯曲强度比为1.90~2.50。 该试样的弯曲强度比远低于标准推荐值的下限,弯曲 强度比越小表示内螺纹的抗弯能力越弱,内螺纹连接 胀扣、开裂,内螺纹最后啮合处发生疲劳裂纹和内螺 纹根部断裂的概率也就越大[8-9]。

当工件结构有变化时,局部应力高于工件的平 均应力,成为应力集中处,容易导致微裂纹的萌生与 扩展。在加工了螺纹的工件上,应力在螺纹根部截 面突变处形成了应力集中[10]。随着工件材料强度 的提高,相同的结构中应力集中和裂纹扩展的敏感 性也随之加大,应力集中带来的问题也更为明显。 在钻井过程中,螺纹承受着复杂的交变应力,在循环 载荷的作用下,应力集中处首先产生微区塑性变形, 随着载荷的增加,微裂纹在该薄弱处萌生并快速扩 展为宏观可见的裂纹[11]。根据图6a)测量螺纹根部 的加工圆角半径为0.2 mm,GB/T22512.2—2008 《石油天然气工业 旋转钻井设备 第2部分:旋转台 肩式螺纹连接的加工与测量》中规定了螺纹牙型底部圆角半径为(0.38±0.20)mm。可见,此处圆角符 合石油螺纹标准中梯形螺纹牙型底部圆角的通用加 工要求,但接近要求值下限,此处较小的圆角半径对 于该工件结构来说,应力集中问题突出。

3 结论及建议 

(1)裂纹萌生于内螺纹最后一牙螺纹牙型底部 与管壁的交汇处,此倒角处至接头外壁的厚度远小 于临近的杆柱体壁厚,在工作中处于显著的应力集 中状态,在周期性载荷的作用下,该夹角处萌生多处 疲劳裂纹,在使用过程中裂纹向周向和外表面扩展, 最终工具接头发生开裂。 

(2)工具接头危险截面处,螺纹牙型底部距离 外表面的厚度远低于杆柱体厚度,其抗拉伸、扭转和 弯曲的能力较其他部位差别过大。通过参照钻柱设 计校核标准优化结构设计,可提高危险截面处的承 载能力。螺纹牙型底部的应力集中对于螺纹接头结 构是普遍存在的,通过加强螺纹加工表面质量控制, 可使工具接头的使用性能得到改善;选择合适的局 部强化方式提高应力集中处的抗疲劳强度,可避免 发生早期疲劳失效。

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