2. 中国石油勘探开发研究院;
3. 中国石油大学(华东) 石油工程学院
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, CNPC;
3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Huadong)
0 引言
扶正器是钻柱中常见的一种井下工具[1-6]，钻井中时常出现与其相关的井下复杂情况和事故[7-8]。尽管科研人员和生产厂家做了很多分析和改进工作[9-11]，但没有完全解决问题。格拉芙项目位于伊拉克南部，在该区块的作业过程中，多口井出现了井下扶正器断裂问题。笔者以Ga-E33P井为例，详细分析了扶正器断裂原因，并且提出了科学合理的建议，以期为该区块避免钻井事故和安全钻进提供指导。
1 Ga-E33P井基本情况 1.1 井身结构及井眼轨道Ga-E33P井是格拉芙项目E平台的一口定向井。井身结构为三开，即Φ660.4 mm+Φ444.5 mm+Φ311.2 mm。该井井身结构如图 1所示。
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| 图 1 Ga-E33P井井身结构示意图 Fig.1 Well configuration of Well Ga-E33P |
1.2 地层概况
格拉芙区块以第三纪和白垩纪地层为主，主要由灰岩组成。
1.3 钻进参数各井段的钻进参数如表 1所示。
| 井眼直 径/mm |
钻压/kN | 地面转速/ (r·min-1) |
排量/ (L·min-1) |
| 660.4 | ＜200 | 80~120 | 3 950 |
| 444.5 | ＜150 | ≤40 | 3 200~3 800 |
| 311.2 | ＜150 | ≤40 | 3 200~3 600 |
2 事故情况描述及处理过程
Ga-E33P井的Φ444.5 mm井段钻至井深1 900 m中途完钻。为便于测井和下套管作业，进行短起下作业修正井壁，采用的钻具组合为：Φ444.5 mm PDC+Φ244.5 mm×1.5°螺杆+Φ395.0 mm扶正器+Φ203.2 mm浮阀+LWD+Φ203.2 mm短无磁钻铤+Φ308.0 mm扶正器+Φ203.2 mm钻铤2根+Φ203.2 mm变扣+Φ139.7 mm加重钻杆10根+Φ203.2 mm变扣+Φ203.2 mm随钻震击器+Φ203.2 mm变扣+Φ139.7 mm加重钻杆12根+Φ139.7 mm普通钻杆。钻井液密度1.15 g/cm3，黏度40 s，pH值11。
接上最后一个立柱探井底时遇阻，无法划眼到底，泵压从13.79 MPa降低到12.41 MPa，扭矩从10.8 kN·m减小到8.1 kN·m，悬重略微下降。起钻后发现井下钻具从Φ395.0 mm扶正器的内螺纹处断裂。井下落鱼为Φ444.5 mm PDC×0.45 m+Φ244.5 mm×1.5°螺杆(自带扶正器Φ438.0 mm)×10.34 m+Φ395.0 mm扶正器×2.08 m，总长度12.77 m，鱼顶位置是1 877.23 m。
使用的打捞工具是外锥，成功捞获落鱼。打捞钻具组合：1.15 m外锥+Φ203.0 mm变扣×0.50 m +Φ203.0 mm变扣×0.80 m +Φ395.0 mm扶正器×2.10 m +Φ203.0 mm变扣×0.80 m+Φ139.7 mm加重钻杆9根+Φ203.0 mm变扣×0.80 m+Φ203.0 mm随钻震击器×9.70 m + Φ203.0 mm变扣×0.80 m +Φ139.7 mm加重钻杆12根+Φ139.7 mm普通钻杆。
3 事故原因分析钻具组合与受力分析示意图如图 2所示。钻柱上所承受的力及力矩主要有3种：①钻压和重力以及摩阻所产生的轴向力；②扭矩；③井眼弯曲导致钻柱发生变形产生的弯矩。钻柱上每一段都承受轴向力和扭矩，而弯曲变形段还会额外承受弯矩。
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| 图 2 钻具组合受力分析图 Fig.2 Stress analysis of the BHA 1-Φ203.0 mm钻铤；2-Φ308.0 mm稳定器；3-Φ203.0mm短无磁；4-GE-LWD；5-Φ203.0 mm浮阀；6-Φ395.0 mm稳定器；7-立林螺杆；8-PDC钻头。 |
钻头、螺杆和Φ395.0 mm扶正器这3个工具的外径较大，与井壁的间隙小，因此刚度大、弯曲变形小，所能承受的弯矩也小。而位于Φ395.0 mm扶正器上部的浮阀、LWD、短无磁和Φ308.0 mm扶正器等这些组件，由于外径较小，与井壁的间隙大，刚度小、弯曲变形大，所能承受的弯矩也大。从承受弯矩方面分析，这一段相当于悬壁梁，“固定端”为Φ395.0 mm扶正器处，而“活动端”为Φ308.0 mm扶正器处，越靠近Φ395.0 mm扶正器所承受的弯矩越大，因此Φ395.0 mm扶正器内螺纹处所承受的弯矩最大，是钻柱最危险的截面。在弯矩作用下，内螺纹危险截面内侧(A点) 承受最大的压应力；而在危险截面外侧(B点) 承受最大的拉应力。当钻柱转动A点逐渐转到B点的过程中，压应力逐渐减小为0，拉应力逐渐增大到最大。当钻柱继续转动1/2圈时，A点又从承受最大的拉应力变为承受最大的压应力，形成了1个循环周期。因此钻柱每转1圈，A点所承受的应力就变化1个周期。长期作用下，螺纹根部的应力集中处就容易产生疲劳破坏而断裂。最大拉应力或压应力值越大，产生疲劳破坏就越快。变化的轴向力、扭矩以及振动和弯矩叠加在一起，加速了疲劳破坏。
根据材料力学可知，最大拉(或压) 应力计算式为：
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(1) |
式中：σmax为最大拉应力或压应力值；M为弯矩，与钻柱的弯曲度(曲率半径大小) 有关；W为抗弯截面模量，与钻柱的截面形状和大小有关。
圆环截面的抗弯截面模量计算式为：
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(2) |
式中：D为圆环截面外径，d为截面处螺纹内径。
由式(1) 和式(2) 可知，圆环截面外径越大，抗弯截面模量越大，在弯矩固定(或变化不大) 的情况下，σmax就越小。
根据上述分析，Φ395.0 mm扶正器内螺纹端出现断脱现象的主要原因是其外径较小，与内螺纹牙根直径所形成的环形面积较小，但是所承受的交变应力很大，从而在一定的弯矩下导致疲劳开裂。
通常情况下，Φ444.5 mm井眼使用的Φ395.0 mm扶正器两端均为631扣型，打捞颈外径为228.6 mm。按照上述危险截面最大应力分析公式，弯矩一定，增大扶正器打捞颈外径可使内螺纹危险截面的最大拉应力或压应力值呈三次方的形式快速减小。此外，由于Φ395.0 mm扶正器的打捞颈外径较小，接头螺纹在加工时必然会产生牙型尖角和圆角(根据API Spec7-2规范，631扣型螺纹的牙型为V-050，牙根尖角为0.64 mm)，从而在此处产生很强的应力集中，所以危险截面所承受的交变应力振幅(即最大拉应力或压应力值σmax) 太大，导致在交变应力作用下产生疲劳损坏，损坏的快慢和程度取决于应力变换的速度及其强度大小。
4 结论及建议(1) 计算结果表明：Φ395.0 mm扶正器是Φ444.5 mm定向井眼钻具组合中受力变化最大、强度最薄弱的部件，尤其是扶正器上部的内螺纹端，最容易发生疲劳损伤。现场施工过程中，应通过优化钻具组合来改变扶正器的受力情况，防止其过早地疲劳损伤。
(2) 在工具内径不变的情况下，增大其外径可大幅提高强度。建议将Φ395.0 mm扶正器打捞颈外径及外螺纹大钳处外径从203.2 mm增大至210.0或215.9 mm，扣型不变。如果将外径增大到229.0或241.0 mm，扣型改为730×731，将会更加安全。
(3) 工具每次入井前和使用一段时间后，都应严格地进行探伤检测，排除工具质量缺陷，确保安全。
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