讲座-钻具使用、管理、失效与预防

钻具的管理、使用、失效及预防第一页，共75页。第一页，共75页。

目录

一、钻具的管理二、钻具的使用三、钻具的失效及预防四、钻具新技术第二页，共75页。第二页，共75页。1、钻具配套原则新钻具首先配发给70型的钻机使用，使用2-3年后配发给50型钻机使用，继续使用2－3年后再配发给40－30型钻机使用。2、按钻具使用总进尺淘汰根据在用钻具所服役的总进尺达到8万米左右后进行全面检测，陆续淘汰存在问题的钻具，达到12万米左右后，就计划淘汰该套钻具。第三页，共75页。第三页，共75页。3、采用合理的钻具管理制度1）钻具实行成套定队管理和分级成套管理a、成套定队管理根据钻井队钻机设计钻深能力和配套标准配一套新钻杆固定该队使用，钻具在使用过程中检修、修复、倒运、转运等均需保持该套钻具的稳定，不得打乱。这种管理制度规定对不仅便于对钻杆进行维护和管理，显著降低钻杆事故，而且对钻井队爱护钻具有一定的促进作用。b、分级成套管理按钻杆质量分级标准对钻具分级并按钻机的钻深能力配备一套一定级别的钻具，钻井队成套使用，凡需倒修、更换、增补的钻具要与原成套钻杆的级别一致。不同级别的钻杆用于不同的井深，一级钻杆用于深井，二级钻杆用于中深井，三级钻杆用于浅井或修井，做到物尽其用。采用合理的钻具管理制度是加强钻具管理，延长钻具使用寿命的有效措施。第四页，共75页。第四页，共75页。1）、在钻机提升能力及井眼条件满足的情况下，宜选择大尺寸钻具。

2）、在钻具的抗拉强度满足安全的前提下，钻具设计应遵循经济性原则。

3）、原则上采用同一钢级钻杆，不同井深钻杆钢级选用见表。

表2不同井深钻杆钢级选用推荐表完井井深（m）钻杆钢级≤2500E或G2500～4500G或(G+S)≥4500S或(G+S)2、钻具组合设计原则

第五页，共75页。第五页，共75页。

4）、含硫化氢油气井原则上设计抗硫钻具。

5）、大斜度井、大位移井、水平井等特殊工艺井和深井、超深井，宜设计高级别钻具或高抗扭钻具。

6）、下部钻具组合的强度、刚性应满足钻井施工、井眼条件的要求，设计时应考虑：（1）弯曲强度比（BSR）：内螺纹截面模量与外螺纹截面模量之比。钻铤、转换接头、稳定器、螺杆等钻具抗弯曲强度比宜符合表的规定。推荐弯曲强度比（BSR）范围钻铤外径mmBSR≤152.41.8～2.5152.4-200.02.25～2.75≥203.22.5～3.2第六页，共75页。第六页，共75页。（2）最大刚性比（SR）：刚性较大截面模量与刚性较小截面模量的比值。（3）最大弯曲指数（CI）：考虑井眼弯曲、管体尺寸、重量、长度以及轴向拉伸等条件下，在弯曲井段钻具疲劳的相对度量。弯曲指数与疲劳寿命成反比。（4）最大稳定性指数（SI）：在假设条件下操作的屈曲BHA相对疲劳抗力的定量度量。

7）、根据钻井工艺以及钻具安全需要，当设计复合钻柱结构时，相邻钻铤外径相差不应大于25.4mm，与钻杆（加重钻杆）相连的钻铤外径应与钻杆（加重钻杆）接头外径接近。

8）、钻杆的强度校核包含不限于钻杆抗拉强度、抗挤强度以及抗扭强度的校核。第七页，共75页。第七页，共75页。

9）、钻杆最大抗拉强度应不超过理论抗拉强度的90%，抗挤强度应考虑安全系数以及新旧钻杆壁厚的偏差进行修正，接头和管体的抗扭强度比应不小于80%。

10）、钻杆设计应以钻杆管体和钻杆接头的承载能力（抗拉能力、抗扭能力、复合载荷能力）最小者为依据。

11）、钻具组合设计宜使用减震工具。

12）、在含硫化氢、二氧化碳、盐水等介质地层钻进及气体钻井工况下，钻井工程设计应有钻具保护措施。第八页，共75页。第八页，共75页。

3、分级使用原则1）、钻具服务单位钻具管理应遵循分级管理，分级使用的原则。2）、完井井深≤2500m且井斜角＜30°的井，宜选择使用三级钻杆。3）、完井井深＜4500m且井斜角＜30°的井，宜选择二级钻杆。4）、完井井深≥4500m的井，应选择一级及以上钻杆。第九页，共75页。第九页，共75页。二、钻具现场使用1、钻具服务单位应根据钻井工程设计和钻具使用方要求提供钻具。2、钻具到井后，钻井队技术人员应检查核对钻具规格、数量、钢级、螺纹，记录每根钻具的长度、内外径（特殊工具须绘制草图）、水眼，并按入井顺序编号。3、钻具不应挪作它用（放喷管线、垫杠等），不应在钻具上焊接标记和物件；不应随意切割、加工和毁损钻具。4、不合格钻具应明确标识、单独存放并登记。第十页，共75页。第十页，共75页。5、应选用与钻具尺寸相匹配的井口工具。不应在钻杆中使用滤清器。6、应清洗干净钻具螺纹，配戴护丝；钻具上下钻台轻吊轻放，防止碰坏螺纹及台肩面；在鼠洞接单根应扣吊卡；上扣应保证钻具螺纹清洁，均匀涂敷钻具螺纹脂。7、钻具新螺纹应磨扣2次，不应使用液气大钳或旋扣器磨扣。钻铤磨合3次，每次磨合后应清洁螺纹并涂螺纹脂。8、钻具在上扣之前，其螺纹和台肩面应均匀涂敷螺纹脂；井底温度超过100℃，应使用抗高温螺纹脂。第十一页，共75页。第十一页，共75页。9、螺纹脂要符合SY5198《钻具螺纹脂》的规定。螺纹脂要加盖存放，避免落进泥浆等杂物。不应向螺纹脂内添加稀释剂。10、钻具对扣操作应平稳，避免碰伤螺纹；紧扣扭矩应符合推荐值（见下表）。11、处理卡钻，实施泡酸、套铣等特殊作业，提拉钻具以及对钻具施加扭矩时，不应超过钻具的抗拉强度和抗扭强度。处理情况应在钻具使用记录中注明。12、钻杆、加重钻杆、钻铤在使用过程中应错扣起钻，并定期倒换；钻具每次倒换数量应不低于全井同规格钻具长度的25%。第十二页，共75页。第十二页，共75页。13、上、卸扣时应检查钻具，及时更换有缺陷的钻具。14、钻进过程中发生严重蹩钻，起钻时应对下部钻具组合逐根卸扣，以释放应力。15、起钻时应对钻具编号，检查钻具管体、螺纹、接头及耐磨带，发现不能满足使用技术要求的立即更换。16、钻杆盒内不应铺设金属硬物，应平铺厚木板或胶条。17、因螺纹粘扣需切割处理的，应选择内螺纹接头处作为切割位置。第十三页，共75页。第十三页，共75页。18、对经历酸化、注水泥或盐水钻井液作业的钻具，在作业结束后，钻具使用单位应及时清洗干净。19、甩钻具前，应卸成单根。转换接头、稳定器、滚子方补芯、内防喷工具、打捞工具等应从钻具上卸下。20、甩钻具应配戴护丝，平稳操作，不应碰撞。21、甩下的钻具应分类摆放，以内螺纹接头端面为基准排齐，不应乱堆乱码。核对钻具数量，记录钻具的使用和损坏信息。第十四页，共75页。第十四页，共75页。22、运输1）、钻具服务单位负责钻具的装卸，应使用专业机具，分类装卸，操作平稳，不应碰撞、碾压。2）、钻具内螺纹端应朝向车头方向。3）、方钻杆应采取防弯曲保护措施。第十五页，共75页。第十五页，共75页。加重钻杆接头分级及对应旋接扭矩、液压大钳压力值加重钻杆规格内径(mm)螺纹型式推荐旋接扭矩N.m新接头偏磨8%壁厚

均匀磨损8%壁厚外径mm扭矩N.M对应液压值（Mpa)对应档位外径mm扭矩N.M对应液压值（Mpa)对应档位外径mm扭矩N.M对应液压值（Mpa)对应档位12776.2NC50165.1463987.8低档161.5399356.18低档158347605.35低档偏磨12%壁厚均匀磨损12%壁厚偏磨20%壁厚159.8366715.87

164.4292194.99

156.2288414.9

8950.8NC38新接头偏磨8%壁厚均匀磨损8%壁厚120.715632

117.912896

115.110555

偏磨12%壁厚均匀磨损12%壁厚偏磨20%壁厚116.511566

112.38296

113.79025

注：1、推荐旋矩计算是以在全部螺纹和台肩上涂满按重量含40%－60%锌精细金属粉末或含60%的铅精细粉末，总含硫量不超过0.3%的螺纹脂为基础。

2、偏心磨损是设定完全偏磨在一侧，此时计算外径等于公称壁厚与最小壁厚及内径之和。第十六页，共75页。第十六页，共75页。钻铤螺纹推荐旋接扭矩及外径允许磨损量钻铤规格螺纹型式铤铤外径钻铤内径最小旋接扭矩N.m

推荐增加10%比例对应液压值对应档位均匀磨损最小外径a限定偏磨量b备注mmmmMpa89NC2688.938.162376860.711.50高档85.13.8不可降级使用120NC35120.750.81464316107.33.00低档113.55.2可降级使用165NC4616557.23796341759.36.54低档1526.8不可降级使用71.43009933108.95.35低档148.56.6178NC50177.857.25152156673.19.46低档167.59可降级使用71.45338658724.69.82低档165820365/8REG203.271.47185879043.813.50低档190.39.922975/8REG228.676.2112533123786.319.00低档224.43.7不可降级使用注：1、推荐旋矩计算是以在全部螺纹和台肩上涂满按重量含40%－60%锌精细金属粉末或含60%的铅精细粉末，总含硫量不超过0.3%的螺纹脂为基础。2、推荐正常使用时比表列值加10%。a:以弯曲强度比下降到2为计算基础。b:按偏磨量为公称壁厚15%计算。第十七页，共75页。第十七页，共75页。钻杆接头分级及对应旋接扭矩、液压大钳压力值钻杆类型新接头1级接头2级接头规格钢级接头螺纹型式外径mm内径mm旋接扭矩N.m对应液压大钳压力值(Mpa)对应档级外径mm偏磨内螺纹接头最小台肩mm旋接扭矩N.m对应液压大钳压力值(Mpa)对应档级外径mm偏磨内螺纹接头最小台肩mm旋接扭接N.m对应液压大钳压力值(Mpa)对应档级73GNC31104.850.8894614.90高档1005.2828414.00高档98.44.4724712.4高档S111.141.3117472.00低档103.26.71043217.20高档101.65.9934715.5高档89GNC3812761.9150582.64低档118.36.4133942.36低档116.75.6119612.14低档S53.9179753.17低档122.28.3171022.99低档119.97.1148562.59低档127GNC50165.182.6348775.62低档154.88.7297115.08低档152.47.5260914.45低档S168.369.9429846.90低档160.311.5384806.09低档157.29.9334145.13低档139.7G51/2FH184.288.9426436.72低档170.79.1404526.41低档169.98.7360115.80低档S190.576.2590939.91低档178.613.1524738.90低档174.611.1449868.41低档第十八页，共75页。第十八页，共75页。三、钻具的失效及预防第十九页，共75页。第十九页，共75页。

直井的钻井技术，对于井下的钻具而言，风险相对要小，因为这种井眼中的钻具受力比较单一，只有一种以钻具中心为轴心的剪切力，轴向拉应力(或压应力)，剪应力通过转盘给出的这种力量通过井下钻具为导体，把这种力量传送给井底的钻头，从而达到钻进的目的。处于钻头附近的底部钻具受力较复杂，除了剪应力外，还承受着一种上下的交变应力。然而随着井眼轨迹复杂，如绕障，水平井、大位移井、分支井等，井下钻具的受力就要比常规直井的钻具受力复杂的多，底部钻具承受的钻具轴向垂直剪应力会更复杂，有时在狗腿度大、地层硬、送钻急的几种不利情况综合下，会使底部钻具承受超负荷破坏载荷而在其薄弱处断裂。就目前的大井斜定向井（包括水平井）而言，底部钻具承受的力有以下几种：第二十页，共75页。第二十页，共75页。

1）、轴向的压力(拉力)：这种力来自钻井过程钻具本身的重量和送钻钻压，轴向压缩不可能使接头的台阶面产生分离，且接头的抗压能力高于抗拉能力，故在轴向压缩和扭矩共同作用下，只要作用扭矩低于上扣扭矩，接头不致产生破坏。但轴向力随着钻头上承受的钻压而变化，这种轴向压力、拉力交替变化对于处于中和点附近的钻具破坏最大，从而影响着底部钻具使用寿命，在定向过程中的滑动钻进的时候，这种力最为突出。2）、以井眼轴心为中心的扭矩：通过钻具作为力量的导体把井口的动力传送给井底的钻头，达到旋转钻进的目的。1、井下钻具受力分析第二十一页，共75页。第二十一页，共75页。3）、与钻具轴心垂直的横行弯曲力，即横向剪切力：这种力体现在井眼轨迹变化较大的位置，如增斜井段，这个位置的钻具受力除了上述几种力外这种力较为明显，也是钻具疲劳断裂的主要因素之一。4）、在井下有造斜钻具组合的情况下，处于弯接头部位的钻具承受着特殊的横行交变应力，这种力也是造成弯曲部位钻具疲劳断裂的主要因素。第二十二页，共75页。第二十二页，共75页。1）过量变形：是指在过大载荷作用下，钻柱接头的螺纹部分伸长以及钻柱本体的弯曲和扭转超过了极限范围。钻杆过量变形2、钻具失效的主要形式钻杆拉断第二十三页，共75页。第二十三页，共75页。2）断裂：在钻柱事故中占的比例较大，危害也很严重，主要有以下几种：过载断裂，如钻杆遇卡提升时焊缝热影响区的断裂、钻柱体折断等；低应力脆断，它在整个钻柱失效中占相当大的比例钻杆、钻铤和转换接头处均能发生，如钻杆焊缝的脆性断裂钻挺和转换接头螺纹部位的脆性断裂等。其显著特点是在突然断裂前没有宏观前兆，一般测量手段查不出来，在不知不觉中造成灾难性事故，所以低应力脆断是最危险的断裂方式之一；应力腐蚀断裂，它是钻柱失效的常见形式。第二十四页，共75页。第二十四页，共75页。

如钻柱在含硫油气井中工作时的硫化物应力腐蚀断裂钻杆接触某些腐蚀介质如盐酸、氯化物类时的应力腐蚀断裂等；氢脆断裂，当金属中存在过多氢时，在拉应力作用下可使材料产生氢脆。实际上，由硫化氢和盐酸引起的钻柱应力腐蚀断裂也是由于氢的作用造成的；疲劳断裂一般发生在钻杆接头、钻挺和转换接头螺纹部位等截面变化区域或因表面损伤而造成的应力集中区处。由于整个钻柱承受复杂的交变应力，有些部位，如螺纹根部、焊缝及划伤等缺陷处会出现应力集中，缺口根部应力可高出平均应力几倍或更高，所以缺陷处很快发生裂纹并扩展，直到断裂。据统计70%钻柱失效是疲劳断裂失效，因此疲劳断裂失效。第二十五页，共75页。第二十五页，共75页。螺纹根部疲劳断裂钻铤本体脆性断裂第二十六页，共75页。第二十六页，共75页。H2S导致钻杆应力腐蚀断裂钻铤外螺纹疲劳断裂第二十七页，共75页。第二十七页，共75页。3）表面损伤：包括腐蚀，包括均匀腐蚀(如钻具锈蚀)、小孔腐蚀(即点蚀，如钻杆存放或使用过程中的内外表面的点蚀)和焊缝腐蚀(如钻杆表面皱折处的钻井液腐蚀，内外螺纹接头处啮合部位的腐蚀等)；钻具腐蚀第二十八页，共75页。第二十八页，共75页。4）磨损：包括粘着磨损（如钻杆接头、钻挺及转换接头螺纹部分的磨损）（见右图）、磨料磨损（如钻井液和井壁对钻柱的磨损、螺纹脂中的杂质对螺纹的磨损）和冲蚀磨损（如钻杆的内外表面及连接螺纹受到的钻井液的冲蚀磨损）；钻杆接头磨损钻铤螺纹磨损粘扣第二十九页，共75页。第二十九页，共75页。5）机械损伤：如表面碰伤、烧伤、大钳卡瓦及其它工具的压痕等。钻杆卡瓦咬伤管体钻杆卡瓦咬伤管体刺漏第三十页，共75页。第三十页，共75页。6）钻杆管体刺漏失效：钻杆管体加厚过渡带短（距接头500mm-800mm处），过度不平缓，应力集中，而且钻井液在在该处易形成涡流，进而导致本体刺漏失效（见右图）。

钻杆管体刺漏钻杆刺漏第三十一页，共75页。第三十一页，共75页。7）钻具螺纹刺漏失效：由于钻具上扣扭矩不标准：上扣扭矩过大或者过小；螺纹脂不标准：螺纹脂里混有机油等，或者没有使用钻铤、耐高温等专用螺纹脂造成螺纹刺漏现象。钻具内螺纹刺漏失效钻具外螺纹刺漏第三十二页，共75页。第三十二页，共75页。钻井参数对钻具使用寿命的影响钻压钻压过大，中和点易移到加重钻杆或钻杆。增加钻铤的弯曲载荷。转速

转速过快钻柱在井眼摆动厉害，钻柱受力情况恶化。

第三十三页，共75页。第三十三页，共75页。钻具失效原因非常复杂，从上面分析来看，钻铤螺纹、加重钻杆、螺杆钻具以及转换接头是主要的失效部位，这些都有一个共性，那就是处在钻柱的底部，同时受拉、压、扭、纵向横向震动等交变应力作用，出现疲劳失效。通过钻具失效分析，钻具失效的主要原因主要有以下几种：3、钻具失效原因分析第三十四页，共75页。第三十四页，共75页。1上扣扭矩不标准，螺纹脂性能不符合标准，导致钻具螺纹发生断裂、刺漏、粘扣等失效现象不断增多。2）钻具配备不合理，钻铤使用普遍偏少，习惯用加重钻杆代替钻铤，致使中和点处于加重钻杆或者钻杆位置，另外目前水平井使用倒装钻具，导致加重钻杆或钻杆受力复杂化。3）针对特殊地层，没有引起重视，比如坨、边台地区地层倾角大，跳钻严重，乐古地区地层埋藏浅，地层硬，也易跳钻，跳钻使钻具频繁受纵向冲击力，极易导致接头螺纹断裂失效，也易导致钻杆加厚过渡带应力集中而刺漏。第三十五页，共75页。第三十五页，共75页。4）井下垮塌、卡钻、漏失等复杂情况增多，起下钻阻卡严重，使钻具承受较高的应力变化幅值，加上处理过复杂情况的钻具没有及时更换或者没有检测而继续使用。5）井身轨迹控制不好，特别是三段制、五段制、和水平井井眼以较大的造斜率进行扭方位和造斜，造成井眼出现较大狗腿度，钻具在此处受交变应力复杂、磨损严重也是钻具失效的原因之一。6）新车修螺纹处理手段不完善：对新车修螺纹只能采取探伤、冷磷化处理，目前磷化技术比较落后，而且缺少冷磙压处理工艺，也是螺纹粘扣、断裂失效的原因之一。第三十六页，共75页。第三十六页，共75页。7)一级以上钻具和高钢级钻具数量不足，随着井深的增加、特殊工艺井的增加以及井型的改变，一级以上钻具和高钢级使用量大大增加，目前辽河油区超过4500米的深井不断增多，个别井使用的钻具满足不了井深、特殊工艺的要求。8)钻具的检测手段比较落后：钻具失效发生频率最高的部位——钻具螺纹、加厚过渡带，没有有效的检测手段，目前采用的超声和磁粉探伤检测，都存在弊端，只能检测到裂纹，对疲劳检测没有效果。第三十七页，共75页。第三十七页，共75页。1)加大钻具受力及运动状态的理论研究：钻井工艺技术和钻井装备的不断进步，通过强化钻井参数而提高钻井速度，钻具组合也发生了较大的变化，钻具在井下的工况越来越恶劣。特别是水平井，采用倒装钻具组合，钻具受力和运动状态更加复杂，对钻具的性能提出了更高要求。因此我们要加大钻具受力及运动状态的理论研究，使钻具结构的设计做到科学合理，对可预见出现的复杂情况做以明确的要求。2)钻井公司按照标准扭矩值进行上扣，使用优质的螺纹脂，并根据井上实际情况，进行钻具倒换和错扣起钻作业，定期进行钻具探伤，周期长的井、处理过复杂情况的井要强制探伤或者更换钻具。4、预防钻具失效的几点建议第三十八页，共75页。第三十八页，共75页。3)跳钻地区钻井应采取防跳钻手段，优化钻井参数，适当降低转盘转速，降低纵向振动频率，建议使用减震器等井下工具。4)加强井身轨迹控制，减小狗腿度，全角变化率严重会使钻柱承受额外的弯曲载荷，预防卡钻事故发生。5)合理优化钻具钻具组合，在水平井和分支井段，以及采用倒装钻具组合，优先使用加重钻杆，并增加其数量，来代替钻铤。第三十九页，共75页。第三十九页，共75页。6)钻井提速的同时，为减少钻具失效事故发生的机率，应加大对地层岩性特点分析研究的力度，优化泥浆设计，使泥浆性能真正符合地层岩性特点，稳定地层、提高携砂能力，减少井下复杂情况。加大对泥浆的研究力度，研究对钻具腐蚀作用小的泥浆，减少钻具腐蚀，降低钻具腐蚀疲劳失效。7)提高钻具修复和检测技术的优化和攻关，特别是螺纹的保护技术，比如螺纹磷化工艺的改进、螺纹冷磙压装置的配备以及螺纹无损检测技术的攻关。减少钻具螺纹失效的机率。8)加大新钻具、高钢级钻具的投资力度，钻具的等级、钢级等满足不了超深井钻井需要。第四十页，共75页。第四十页，共75页。2000年大港油田成功地推广应用了钻杆内涂层技术，使钻杆加厚过渡区刺漏现象大大减少。但是，随着斜井、水平井及复杂地质环境条件下钻井增多,钻杆刺漏现象时有发生，有些钻杆甚至内涂层没有脱落也发生了刺漏现象,造成了很大的经济损失。通过现场调查发现，在水平井和斜井施工过程中，为了过滤钻井液中的杂质和异物损伤定向仪器，在钻杆内螺纹端放置了管状多孔滤清器，导致此处钻杆冲蚀失效屡次发生，冲蚀失效已经成为大港油田钻杆失效的主要类型之一。第四十一页，共75页。第四十一页，共75页。钻杆刺漏的管体切开图2

卡瓦咬伤管体图3钻杆刺漏处卡瓦咬伤处第四十二页，共75页。第四十二页，共75页。钻杆接头内放置了滤清器图滤清器对钻杆内壁的冲蚀坑图第四十三页，共75页。第四十三页，共75页。

近年来，随着油田勘探开发力度的不断加大，大位移井、定向井数量的不断的增加，据统计水平井和斜井占到年钻总井数的85％。为了满足钻井工艺的需要，在水平井和斜井中使用了随钻测量仪、随钻测井仪（MDW、LDW）技术服务。为了防止随钻测量仪、随钻测井仪被井内被泥浆异物（如水龙带掉下橡胶、块状杂物等）卡住，在钻杆内螺纹端长时间放置了滤清器。其长度为500mm、800mm、甚至1000mm，正好覆盖钻杆加厚过度区。1）、钻柱冲蚀分析及原因第四十四页，共75页。第四十四页，共75页。

当钻杆内装入滤清器后，钻井液的流动方向突然发生变化，由与钻杆内壁平行变为直接射向钻杆内壁，滤清器水眼中喷出的钻井液高速射向钻杆内壁，这种射流冲蚀相当于钻井工程的“喷射钻井”，而在材料科学中，这种破坏形态叫“冲蚀”。它造成内涂层剥落，腐蚀进一步加剧，由于钻井液多次冲击作用，形成圆形冲蚀坑内存在一凸起，其原因是射流中心存在滞留点，流速较低。随着坑逐渐加深，管柱内钻井流流动方向变化，凸起逐渐上移，坑的下游边缘逐渐平坦，形成马蹄形的坑。钻杆被腐蚀后产生裂纹，在使用过程中裂纹逐渐扩展，冲蚀坑在交变应力和腐蚀的联合作用发生疲劳断裂及刺漏。第四十五页，共75页。第四十五页，共75页。钻杆滤清器图4第四十六页，共75页。第四十六页，共75页。

在水平井和斜井作业过程中使用随钻测量、随钻测井结合泥浆录井取代电缆测井将成为一种趋势。为了解决滤清器对钻杆内壁的冲蚀，经过分析和研究，可以在方钻杆下部的防保接头内放置滤清器，对于使用顶驱钻机在水龙带与水龙头之间连接的短节放置滤清器，逐步解决钻杆过渡区刺漏失效的发生。2、钻柱的冲蚀预防和措施第四十七页，共75页。第四十七页，共75页。1）、新型防保接头

针对钻柱刺穿本体现象不断发生，通过反复调查和试验，决定在方钻杆下部的防保接头内放置滤清器，选用转换接头外径为∮165mm、内径为∮82.6mm、长度为1200mm(见图5)。转换接头的壁厚是41.2mm比钻杆的壁厚9.19mm大4倍多，同时油田规定方钻杆防保接头旋转时间达到500小时，应强制更换淘汰，避免接头螺纹发生断裂事故。第四十八页，共75页。第四十八页，共75页。2）、锥形滤清器

通过对威德福使用的锥形滤清器进行分析，在基础上进行了大胆的技术改进，对滤清器大端加长80mm(见图6)，使得滤清器无法在钻杆内使用，只能在与之配套的新型防保接头内使用。同时，由于滤清器呈锥形，它使的泥浆流动方向发生变化，由与钻柱内壁垂直射向钻柱内壁变为呈一定角度射向钻柱内壁，这样使得泥浆减轻了对钻柱内壁的冲蚀。第四十九页，共75页。第四十九页，共75页。

锥形滤清器图6新型防保接头5第五十页，共75页。第五十页，共75页。3）、顶驱钻机滤清器针对新钻具在70型顶驱钻机应用较多的情况，且容易发生钻具刺漏的现象。通过到钻井队进行现场调研，并与钻井队负责人进行分析，认为在水龙带与水龙头之间连接的专用滤清器短节是可行的措施。经过分析，采用提升短节作为加工材料，并用4″由壬作为连接件（见图7），满足了在水龙带与水龙头之间的放置滤清器。第五十一页，共75页。第五十一页，共75页。顶驱钻机滤清器短节图7滤清器短节第五十二页，共75页。第五十二页，共75页。序号类型发生部位主要特征主要原因预防措施1钻杆折断靠近内螺纹端本体1、悬重突降1、扭矩与拉力超过钻杆屈服极限；1、处理事故时拉力与扭矩应在安全范围内；2、泵压下降3、扭矩减少2、本体有伤痕（卡瓦牙刻痕）蚀坑或制造缺陷（裂纹）；2、严格检验入井钻具，不符合要求的钻具严禁使用；4、无进尺3、过度磨损、疲劳破坏。3、编组倒换。2钻铤及井下工具折断常发生在中和点附近钻铤及井下工具的外螺纹根部1、悬重突降1、钻铤受力复杂，易疲劳破坏；1、定期倒换或卸扣；3、扭矩减少2、螺纹加工质量欠佳，应力集中；2、定期探伤；4、无进尺3、存在裂纹或缺陷。3、提高加工质量，不合格不得入井使用。3滑扣螺纹纵向受力后滑开1、悬重突降1、螺纹严重磨损，接触面减少；1、不合格或有缺陷的螺纹严禁入井使用；2、泵压下降3、扭矩减少2、扣型不标准，不易上紧；2、使用液压大钳按规定扭矩紧扣。4、无进尺3、未按规定扭矩紧扣。

4脱扣螺纹磨损扭转时自行退开1、悬重突降1、憋钻后打倒车造成倒扣；1、在夹层砾岩中钻进时，严重憋钻；2、泵压下降3、扭矩减少4、无进尺2、未按规定扭矩紧扣，致使外螺纹接头膨大（磨薄）。2、使用液压大钳按规定扭矩紧扣。第五十三页，共75页。第五十三页，共75页。5刺扣螺纹连接处被钻井液刺蚀螺纹或者管体刺穿后，部分短路循环，泵压下降，钻速下降长期造成的刺漏刷造成折断1、密封脂不合格，或未涂抹均匀；1、使用合格得螺纹密封脂，并涂抹均匀；2、螺纹未上紧或螺纹有缺陷；2、按规定扭矩紧扣；3、直接变化处产生紊流，刺坏管壁和螺纹。3、泵压下降时及时起钻检查。6粘扣螺纹连接处粘合一体不能卸开螺纹不能卸开（接合面咬合）1、夹层或者硬地层中钻进时严重憋跳引起纵横振动导致螺纹互相咬合；1、钻头上加减震器；2、螺纹加工质量不规范，表面硬度不一致；2、严格检验螺纹加工质量，采用相同的钢级；3、螺纹自动紧扣或密封脂不合格。3、采用合格密封脂，并按规定扭矩紧扣。序号类型发生部位主要特征主要原因预防措施第五十四页，共75页。第五十四页，共75页。钻具失效原因井壁稳定性不好，井下工况复杂，使钻柱在蹩卡过程中会受到异常载荷，钻具容易在其危险截面产生疲劳裂纹（螺纹部分），发生疲劳断裂事故；对于大位移水平井条件下的复杂地层井，钻杆应满足先漏后破准则，其冲击功AKv≥100J。但是APISpec5D规定冲击功AKv≥47J，说明断裂的钻具材料韧性不足，降低了钻具的承载和抵抗裂纹的能力，容易发生刺漏或断裂事故；高转速会使钻柱所受复合应力增大，同时在弯曲井段旋转的钻柱受到的交变弯曲应力，使钻柱长期处在高循环疲劳下而产生钻具疲劳失效（循环次数大于105）；钻进中发生蹩钻容易使钻杆发生扭曲，一般发生在中和点以上的一段钻杆内，当钻具紧扣扭矩偏小时发生蹩钻，超扭矩引起螺纹部分再次进口，容易使钻具涨扣；

第五十五页，共75页。第五十五页，共75页。在钻杆内加滤清器使钻井液流速急剧增加，冲蚀钻杆以致造成钻具失效。使用卡瓦不当，造成钻杆管体咬伤，造成局部的应力集中，导致钻具的刺漏或断裂；钻铤和加重钻杆的疲劳断裂起源于螺纹根部，与它的弯曲强度比、材料的韧性不足、井斜变化大、螺纹结构不合理、钻柱的共振等因素引起的应力集中增大有很大关系；大位移水平井特殊的井况造成钻具疲劳失效，大多发生在大位移水平井井斜变化大，方位变化大的井段及井内（在加厚过渡带附近刺漏）或断裂（在螺纹或管体）。第五十六页，共75页。第五十六页，共75页。预防措施1．加强钻具的探伤和检验钻具的检验和探伤可分为三个层次进行，第一是井队在起下钻时快速目测检测；第二是专门人员在现场管架上进行目测及使用超声波仪器检测；第三是在管具公司进行全面严格的分级检验。2．选择合适的弯曲强度比和最佳紧扣扭矩(1)应该选择适合本地区的弯曲强度比(2.0～3.2)，以保证内、外螺纹接头弯曲疲劳