石油钻杆介绍ppt课件

石油钻杆制作：2009年2月1日石油钻杆制作：主要内容一.钻杆的组成和规格二.钻杆的制造工艺三.钻杆的质量控制及检验四.BHNK钻杆新产品新技术五.钻杆的失效类型、原因和预防措施主要内容一.钻杆的组成和规格一.钻杆的组成及规格1.钻杆的用途(1)向下部钻具传递驱动扭矩。(2)传输钻井液。(3)处理井下事故时悬挂工具。一.钻杆的组成及规格1.钻杆的用途2.在钻柱中的位置顶驱钻井时不使用方钻杆2.在钻柱中的位置顶驱钻井时不使用方钻杆3.钻杆组成3.钻杆组成4.钻杆规格(1)按钢级分:(最小屈服强度KSi)E75 75X95 95G105 105S135 135V150 150（API标准中没有，厂家开发）4.钻杆规格(1)按钢级分:(最小屈服强度KSi)(2)按管端加厚形式分:(2)按管端加厚形式分:(3)API钻杆尺寸（管体外径）2-3/8”、2-7/8”、3-1/2”、4”、4-1/2”、5”、5-1/2”、6-5/8”有些用户要求生产非API标准的5-7/8”钻杆。国内用户定货一般使用米制单位书写钻杆规格API钻杆规定了3个长度级别1级 18-22FT 2级 27-30FT 3级 38-45FT我国油田使用2级长度钻杆 API钻杆同一尺寸还规定了不同的公称重量，壁厚是不同的，通过接头刻槽来标识。(3)API钻杆尺寸（管体外径）(4)API钻杆接头尺寸API要求钻杆接头抗扭强度与管体抗扭强度比不能低于0.8，接头钢级为120KSi，所以不同钢级和尺寸钻杆所配接头尺寸不同。(4)API钻杆接头尺寸API要求钻杆接头抗扭强度与管体抗扭二.钻杆制造工艺轧管和管端加厚轧管和管端加厚二.钻杆制造工艺轧管和管端加厚钻杆接头制造钻杆接头制造钻杆摩擦压接过程钻杆摩擦压接过程钻杆摩擦压接过程三.钻杆质量控制及检验1.质量控制(1)API对钻杆钢材的化学成分没有做明确的规定,只是对硫(S)和磷(P)含量规定不能大于0.030%，其他元素由钢厂决定，炼钢水平、工艺控制和元素配比直接影响到钢的纯净度和钢的淬透性，最终影响钻杆的综合性能。(2)管体的轧管、管端加厚和接头的机械加工（主要是螺纹加工）工艺、设备和质量控制水平决定钻杆的几何尺寸。(3)管体轧管和管端加厚过程中的加热控制、管体整体热处理、接头热处理和焊缝热处理控制水平直接影响钻杆成品的综合机械性能，比如冲击韧性、硬度分布和抗疲劳性能。(4)管端加厚内过渡带成型控制水平是影响钻杆管体疲劳刺穿的主要因素。三.钻杆质量控制及检验1.质量控制2.BHNK钻杆生产的质量控制 BHNK钻杆生产设备和技术是在1995年从有30多年钻杆生产经验的日本NKK(现JFE钢铁株式会社)引进的，在世界属于一流。管体全部从NKK采购，接头大部分采购日本大同特钢和理研锻造公司通过精密模锻工艺制造的毛坯，在公司生产过程中严格控制各种工艺参数，保证产品质量。关键工序质量控制简介：（1）接头热处理 钻杆接头热处理：采用可控气氛保护辊底炉进行，根据工件尺寸制定热处理制度，自动控制炉膛温度、滞炉时间、淬火回火时间，保证工件批量性能均匀，不脱、渗碳，变形小。自动布式硬度机100%检查硬度，电脑自动判定，避免了人为误差2.BHNK钻杆生产的质量控制 BHNK钻杆生产设备和接头热处理炉接头热处理炉(2)(2)接头螺纹加工：使用日立精机生产的钻杆接头专用数控机床，双刀接头螺纹加工：使用日立精机生产的钻杆接头专用数控机床，双刀架加工，生产效率高，使用日本东芝成型刀片，保证螺纹单项参数稳定。架加工，生产效率高，使用日本东芝成型刀片，保证螺纹单项参数稳定。100%基准距检查，基准距检查，10%螺距、锥螺距、锥度、牙高检查，保证产品螺纹连接的度、牙高检查，保证产品螺纹连接的互换性和可靠性。互换性和可靠性。(2)接头螺纹加工：使用日立精机生产的钻杆接头专用数控机床，(3)摩擦压接：连续推进式摩擦压接机，摩擦压接：连续推进式摩擦压接机，自动记忆压接参数，经多次优化的压接工艺自动记忆压接参数，经多次优化的压接工艺参数，保证了焊缝熔接质量。参数，保证了焊缝熔接质量。(3)摩擦压接：连续推进式摩擦压接机，自动记忆 (4)焊区热处理：使用中频线圈加热，采用焊区热处理：使用中频线圈加热，采用NKK独创的焊区热处理窄化技术，独创的焊区热处理窄化技术，减小热影响宽度，保证了每一道焊缝的质量。减小热影响宽度，保证了每一道焊缝的质量。自动控制升温、加热时间、风冷时自动控制升温、加热时间、风冷时间，自动控制温度，保证了焊区机械间，自动控制温度，保证了焊区机械性能和金相组织的稳定。性能和金相组织的稳定。(4)焊区热处理：使用中频线圈加热，采用 (5)焊区无损检测：焊区无损检测：100%进行磁粉和超声波检测，进行磁粉和超声波检测，全自动超声波探伤仪全自动超声波探伤仪具有自动判定和报警功能，具有自动判定和报警功能，保证不放过一个超标缺陷。保证不放过一个超标缺陷。(5)焊区无损检测：100%进行磁粉和超声波检测 (6)检验和试验制度检验和试验制度 公司根据产品特点，制定了如下制度：公司根据产品特点，制定了如下制度：（1）对采购的原材料进行按比例抽检，项目包括外观尺寸、探伤检查、）对采购的原材料进行按比例抽检，项目包括外观尺寸、探伤检查、化学元素、机械性能、金相组织以及特殊要求的性能指标。化学元素、机械性能、金相组织以及特殊要求的性能指标。（2）对岗位实行巡检制度，按）对岗位实行巡检制度，按5%的比例进行抽检，发现不合格立即纠的比例进行抽检，发现不合格立即纠正。正。（3）接头、焊区严格按标准要求的频次进行破坏性试验，定期统计、分）接头、焊区严格按标准要求的频次进行破坏性试验，定期统计、分析试验数据，评价产品质量稳定性。析试验数据，评价产品质量稳定性。（4）对检测设备和计量仪器定期校准。）对检测设备和计量仪器定期校准。(6)检验和试验制度3.钻杆检验(1)管体部分 BHNK与原管厂家签定供货技术协议,规定各钢级和各种尺寸管体的化学成分、尺寸公差、机械性能指标、非金属夹杂物指标、无损检测要求以及产品标识，在到货后进行按比例抽检。A.化学成分、非金属夹杂物、机械性能执行定期抽检，不进行每批抽检。B.几何尺寸每批按10%抽检。C.无损检测按每批5%抽检。API SPEC 5D重点检测方法介绍：重量验证 用电子称称量与管体所喷重量对比。标准规定重量上限 通过公式计算整批和单根重量 WL=（WpeXL）Xew 3.钻杆检验(1)管体部分 壁厚：用超声波测厚仪测量，每根管子多测几点，尤其打磨凹坑部位，不能低于壁厚的87.5%。API标准用壁厚下限和重量上限来约束轧管水平。直径：用外径游标卡尺测量。偏心：用鞍型规测量，要测量180度方向的最大值，不能大于2.36。壁厚：用超声波测厚仪测量，每根管子多测几点，尤 直度:用拉钢丝的方法在加厚以外部分找最大炫高，不能大于0.2%，管端5FT范围内不能大于0.125in，一般用5FT的钢板尺测量。管端尺寸用游标卡尺和钢板尺测量，最难测量的是内过渡带消失（Miu）尺寸，用轮廓仪划曲线的方法测量，但也不够准确，尤其要求的R300mm，目前没有好的方法测量。直度:用拉钢丝的方法在加厚以外部分找最大炫高，不 无损检测：标准规定使用几种能够检测缺陷的方法，主要是在生产过程中使用自动探伤设备检测，到货抽检人工超声波探伤，用N5刻槽校对仪器，纵向缺陷比较容易发现，横向缺陷工作量太大。(2)接头部分 接头毛坯日本厂家采用精密模锻制造，国内厂家采用冲压方法制造，相比之下精锻的方法毛坯金属流线分布合理，提高了接头的抗疲劳性能。国产接头毛坯质量已经过关，并且产量很大，有很大的出口量。接头机械性能：通过选用优质的原材料，经过适合的热处理（淬火+回火及调制处理）保证。APISPEC 7中只规定了拉伸性能和硬度检查要求，国内标准增加了冲击韧性指标，并且开始对母接头的横向冲击功进行要求。无损检测：标准规定使用几种能够检测缺陷的方法，主 钻杆接头取样和试验位置图钻杆接头取样和试验位置图 钻杆接头取样和试验位置图 几何尺寸：在API SPEC 7标准表-7中，对各种规格接头尺寸做了规定，并且规定了公差，在机械加工过程中，比较容易保证。表中的大钳区长度是标准的，用户定货时为了接头修扣，一般进行加长要求，最多的要求加长7”。标准中母接头内径尺寸由生产厂选定。接头螺纹尺寸和形式在标准中有明确的规定，见表-25 表-26 螺纹形式有：内平（IF）贯眼（FH）正规（REG）数字（NC）螺纹形式不同，牙形和尺寸不同，其中部分IF 与NC可以等效连接。在螺纹加工中重点控制的三项参数是：螺距 锥度 紧密距 几何尺寸：在API SPEC 7标准表-7中，对 螺距测量方法：PINBOX 螺距测量方法：PINBOX 锥度测量方法：PINBOX 锥度测量方法：PINBOX 量规量值传递 紧密距测量：把校对合格的工作量规用适当的扭矩旋合在产品螺纹上，测量量规测量面与产品密封面之间的距离，要求测量180度方向两点，测量值小于下限时，可以车密封面，大于上限值时，重新加工螺纹。标准规定：测量紧密矩应该在螺纹加工后没有进行涂层处理前进行，由于镀铜或磷化引起的紧密矩变化不能作为拒收的理由。量规量值传递系统要求是非常严格的。量规量值传递 紧密距测量：把校对合格的 （3）压接部：在API SPEC 7-39版以前，对压接部没有要求，40版开始做出要求，厂家对摩擦压接作为特殊过程进行控制。A.对工艺进行评定、对人员资格进行鉴定、对过程参数进行监控。B.对压接部力学性能、弯曲试验、冲击韧性、硬度上限进行规定。C.对压接部无损检测方法进行规定。拉伸试样 （3）压接部：在API SPEC 7-39版以前 冲击试验硬度试验（HRC）冲击试验硬度试验（HRC）压接部尺寸重点控制是外径尺寸，不能超过尺寸上限，因为母扣端要在起下钻时与吊卡配合，不规则容易造成吊卡打开困难。对焊同轴度也是一项重点控制指标，不大于3.18mm。压接部尺寸重点控制是外径尺寸，不能超过尺寸上限，四.BHNK钻杆新产品新技术1.1.5 5”内平外加厚钻杆内平外加厚钻杆 此新产品是此新产品是20062006年公司与塔里木油田、西南石油学院共同合作年公司与塔里木油田、西南石油学院共同合作开发的高性能钻杆开发的高性能钻杆，主要特点是主要特点是:(1(1）改变过渡带形状，减小应力集中，降低过渡带处的疲劳失效）改变过渡带形状，减小应力集中，降低过渡带处的疲劳失效事故。事故。（2 2）增大接头水眼和加厚区尺寸，降低泥浆水马力损失，提高循环）增大接头水眼和加厚区尺寸，降低泥浆水马力损失，提高循环效率。效率。（3 3）接头和管体采用特殊材料，增加了钻杆的综合机械性能。）接头和管体采用特殊材料，增加了钻杆的综合机械性能。本批本批638638支钻杆在塔里木油田轮南支钻杆在塔里木油田轮南632632井（完井深度井（完井深度6400m6400m）和大北）和大北3 3井（完井深度井（完井深度7090m7090m）完成了井上试验，使用效果很好，满足了设）完成了井上试验，使用效果很好，满足了设计和使用要求，今后将大面积推广。计和使用要求，今后将大面积推广。四.BHNK钻杆新产品新技术 产品设计方案经过多次优化，最终方案如下图：产品设计方案经过多次优化，最终方案如下图：产品设计方案经过多次优化，最终方案如下图：APIAPI标准加厚过渡带标准加厚过渡带Von MisesVon Mises等效应力分布等效应力分布 新型内外加厚过渡带新型内外加厚过渡带Von MisesVon Mises等效应力分布等效应力分布 API标准加厚过渡带Von Mises等效应力分布 水力损失对比 流速变化对比 水力损失对比 产品尺寸对比表：产品尺寸对比表：单位：单位：m mm m规格规格接头接头压接部压接部管体管体外径外径公扣内径公扣内径母扣内径母扣内径焊径外径焊径外径外径外径内径内径外径外径内径内径5”内平外加厚内平外加厚171.588.9101.61361361001271085”普通普通S135168.369.988.9130.2130.294.7127108.6产品机械性能对比表产品机械性能对比表规格规格接头接头压接部压接部管体管体抗拉强度抗拉强度屈服强度屈服强度冲击功冲击功单件冲击功单件冲击功平均冲击功平均冲击功MpaMpaMpaMpaJJJ J5”内平外加厚内平外加厚1000931-1138931-11384580905”普通普通S135965827203847 与普通与普通5”S135钻杆对比钻杆对比 产品尺寸对比表：2.高抗扭双台肩接头高抗扭双台肩接头(DSTJ)DSTJDSTJ系列产品（系列产品（NC26-NC50NC26-NC50和和5-1/2FH5-1/2FH）是公司）是公司的成熟技术，已经生产销售了很多批。的成熟技术，已经生产销售了很多批。1)1)选用双台肩接头的原因选用双台肩接头的原因 APIAPI标准接头外径和螺纹形式一定的情况下，标准接头外径和螺纹形式一定的情况下，母接头的抗扭强度不变，公接头的抗扭强度随着母接头的抗扭强度不变，公接头的抗扭强度随着水眼尺寸的增大而减小，在钻杆强度设计中要求水眼尺寸的增大而减小，在钻杆强度设计中要求接头与管体的抗扭强度比大于接头与管体的抗扭强度比大于0.80.8，为满足这一要，为满足这一要求求,钢级高的钻杆钢级高的钻杆,接头水眼尺寸设计就小接头水眼尺寸设计就小,最终造最终造成钻井过程中的水马力损失增大成钻井过程中的水马力损失增大,影响泥浆循环。影响泥浆循环。双台肩接头可以很好地解决这一矛盾。双台肩接头可以很好地解决这一矛盾。2.高抗扭双台肩接头(DSTJ)DSTJ 2)提高抗扭强度的原理提高抗扭强度的原理 DSTJ接头在公母扣螺纹端部各增加一个台接头在公母扣螺纹端部各增加一个台肩肩,两个台肩的距离公差控制在两个台肩的距离公差控制在0.05mm0.05mm内，内，在在旋合后内台肩有一定间隙旋合后内台肩有一定间隙,当达到上扣扭矩时当达到上扣扭矩时,内内台肩接触顶住，由此改变接头螺纹区的应力分布台肩接触顶住，由此改变接头螺纹区的应力分布形式，从而增大接头的抗扭强度。形式，从而增大接头的抗扭强度。3)DSTJ接头的优点接头的优点 （1）接头水眼可以适当增大，也能保证与管）接头水眼可以适当增大，也能保证与管体强度匹配，例如体强度匹配，例如5”S135钻杆接头水眼可以由钻杆接头水眼可以由2-3/4”增大到增大到3-1/4”。（2）可有效防止母扣胀扣事故。）可有效防止母扣胀扣事故。（3）在酸性井况可以保护接头螺纹不受腐蚀。）在酸性井况可以保护接头螺纹不受腐蚀。（4）由于尺寸设计合理，可与）由于尺寸设计合理，可与API普通螺纹互普通螺纹互换。换。2)提高抗扭强度的原理 与API接头互换 与API接头互换 3.3.抗硫钻杆抗硫钻杆1)开发背景：开发背景：在国内含硫油气井开发过程中主要使用低钢级钻杆，采用控在国内含硫油气井开发过程中主要使用低钢级钻杆，采用控制泥浆制泥浆PHPH大于大于1010、加除硫剂、使用油基泥浆的做法来保证钻井、加除硫剂、使用油基泥浆的做法来保证钻井安全，存在很大风险。用户开始提出抗硫钻杆的需求，并且随安全，存在很大风险。用户开始提出抗硫钻杆的需求，并且随着井深的增加，着井深的增加，C95SSC95SS抗硫钻杆不能满足使用要求，公司从抗硫钻杆不能满足使用要求，公司从20032003年开始研制开发年开始研制开发C105SSC105SS抗硫钻杆，经过多次的材料和工艺试验，抗硫钻杆，经过多次的材料和工艺试验，20072007年已经开始批量生产。年已经开始批量生产。3.抗硫钻杆1)开发背景：2)2)产品要求：产品要求：抗硫钻杆比普通钻杆有了更高的要求：抗硫钻杆比普通钻杆有了更高的要求：（1 1）严格控制化学成分：降低）严格控制化学成分：降低S S、P P含量，提高含量，提高CrCr、MoMo等合金元素的等合金元素的含量。含量。（2 2）严格控制接头、管体和焊区的机械性能、硬度、金相组织指标。）严格控制接头、管体和焊区的机械性能、硬度、金相组织指标。（3 3）NACENACE（A A）试验加载比例更高。）试验加载比例更高。2)产品要求：3)3)抗抗SSCSSC试验试验 根据根据NACE TM0177-2000NACE TM0177-2000标准的标准的A A法，试样在按要求加载后在法，试样在按要求加载后在饱和硫化氢的环境中饱和硫化氢的环境中720720小时不断裂。小时不断裂。3)抗SSC试验 抗硫试验报告 抗硫试验报告 4 4、符合、符合NS-1NS-1标准钻杆标准钻杆 辽河油田与壳牌公司合作开发的苏里格气田项目，需要满足辽河油田与壳牌公司合作开发的苏里格气田项目，需要满足NS-1NS-1标标准要求的钻杆，公司通过选用特殊材料和应用新技术（螺纹冷辊压和上准要求的钻杆，公司通过选用特殊材料和应用新技术（螺纹冷辊压和上卸扣）满足了用户要求。卸扣）满足了用户要求。冷辊压为消除螺冷辊压为消除螺纹根部的机加工残纹根部的机加工残余应力；上卸扣为余应力；上卸扣为减少新螺纹井上联减少新螺纹井上联接的磨扣工作接的磨扣工作,同同时起到检查螺纹的时起到检查螺纹的作用。作用。4、符合NS-1标准钻杆 辽河油田 5.BHNK5.BHNK钻杆研发方向钻杆研发方向 1)1)更高钢级的抗硫钻杆更高钢级的抗硫钻杆 目前开发含硫井的深度在不断增加，目前开发含硫井的深度在不断增加，C105SSC105SS钢级钻杆不能满足要求，钢级钻杆不能满足要求，现在已经开始进行现在已经开始进行C120SSC120SS抗硫钻杆的研制工作。抗硫钻杆的研制工作。2 2）内平外加厚钻杆的系列化）内平外加厚钻杆的系列化 5 5”内平外加厚钻杆研制成功，使用效果良好，下一步对其他规格内平外加厚钻杆研制成功，使用效果良好，下一步对其他规格（4-1/24-1/2”、5-1/25-1/2”、6-5/86-5/8”）和钢级进行系列化研制。）和钢级进行系列化研制。3 3）铝合金钻杆资料收集）铝合金钻杆资料收集 国内油田已经从俄罗斯订购铝合金钻杆，在使用时进行跟踪，收国内油田已经从俄罗斯订购铝合金钻杆，在使用时进行跟踪，收集资料，做技术储备。集资料，做技术储备。5.BHNK钻杆研发方向 1)更高五.钻杆的失效类型分析及预防1、管体部分2、接头部分3、对焊部位五.钻杆的失效类型分析及预防1、管体部分1.1 加厚过渡带消失部位刺穿产生原因:1、井身质量不规则，局部有狗腿，造成应力集中部位疲劳。2、加厚过渡带消失部位成型不良，有褶皱。失效特点：一口井连续发生，并且集中在某一井段。预防措施：1、控制井身质量，减小狗腿度。2、提高加后成型质量。母扣端1.1 加厚过渡带消失部位刺穿产生原因:1.2 加厚过渡带消失部位刺穿产生原因：1、地层复杂，跳钻严重，造成应力集中部位产生疲劳。2、钻柱组合不合理。3、过渡带成型不良。失效特点：在靠近钻铤的几柱钻杆连续发生，并且伴有其他钻具失效。预防措施：1、调整钻井参数，降低跳钻现象。2、合理设计钻具组合，用加重钻杆过渡。公扣端1.2 加厚过渡带消失部位刺穿产生原因：公扣端1.3 管体腐蚀疲劳产生原因：1、井中存在腐蚀介质或泥浆配比不合理。失效特点：管体内壁或外壁产生严重的腐蚀凹坑，失效部位无规律，裂纹扩展速度快，易发生断裂事故。预防措施：1、内壁进行涂层处理。2、控制泥浆的PH值。1.3 管体腐蚀疲劳产生原因：1.4 管体拉断 产生原因：1、处理井下事故时超负荷提拉钻具，超过钻杆的抗拉强度。2、钻杆机械性能未达到标准要求。失效特点：单根失效，断口有明显的缩径特征。预防措施：1、严禁超负荷操作。2、使用合格的钻杆。1.4 管体拉断 产生原因：1.5 硫化氢腐蚀断裂产生原因：1、井中含有H2SH2S气体气体。2、未采取H2SH2S 抑制措施。3、使用了高强度钻杆。失效特点：在负荷很小的情况下也发生断裂，断口平齐，无疲劳裂纹源。预防措施：1、使用抗硫钻杆。2、合理采用H2SH2S 抑制措施。1.5 硫化氢腐蚀断裂产生原因：1.6 人为损伤产生原因：1、由于不在意的操作，造成钻杆人为损伤。失效特点：批量具有相同形状的损伤。预防措施：1、规范使用，加强检查。1.6 人为损伤产生原因：2.1 公接头螺纹根部刺穿或断裂产生原因：1、由于钻杆连接时上扣扭矩不足,在使用中造成螺纹大端1-3扣产生疲劳裂纹,裂纹扩展穿透壁厚,发生刺穿事故,发现不及时,会造成断裂。2、接头螺纹参数不合格或材料强度不合格。失效特点：批量失效，磁粉检测可以发现微小裂纹。预防措施：1、控制上扣扭矩。2、使用合格的丝扣油。3、加强螺纹加工和材料的质量控制。2.1 公接头螺纹根部刺穿或断裂产生原因：2.2 母接头摩擦热裂产生原因：1、由于定向井或水平井造斜段产生狗腿,钻杆母接头在侧向力作用下与坚硬的井壁摩擦,瞬间产生的摩擦热使钢材达到相变温度(850度)以上,在离开井壁后与泥浆接触,表面产生淬火组织,在拉应力作用下,外表面产生微裂纹,裂纹扩展后,造成刺裂。失效特点：接头有明显的磨损,磁粉探伤可以发现很多的微裂纹。预防措施：1、合理控制井身质量。2、低转速钻进。3、接头堆焊凸起的耐磨带。2.2 母接头摩擦热裂产生原因：造成接头摩擦热裂的井身图热裂接头表面组织变化 造成接头摩擦热裂的井身图热裂接头表面组织变化2.3 母接头胀扣产生原因：1、上扣扭矩不足，井上出现卡钻事故或扭矩过大，造成井下二次上扣，发生母扣胀大，公接头螺纹损伤。2、接头强度达不到标准要求。失效特点：单井个别事故，卸扣时困难。预防措施：1、控制上扣扭矩。2、使用合格的螺纹脂。3、避免扭矩过大。2.3 母接头胀扣产生原因：2.4 粘扣产生原因：1、使用了不合格的螺纹脂或含有杂质。2、螺纹单参数不合格。3、连接对扣不准确。失效特点：螺纹表面损坏，卸扣困难。预防措施：1、使用合格的螺纹脂。2、控制螺纹加工质量。2.4 粘扣产生原因：2.5 90台肩根部开裂产生原因：1、90台肩根部应力集中，在综合应力作用下，极易产生疲劳。失效特点：根部刺穿，并且容易断裂。预防措施：1、使用标准长度接头，大钳区不加长。2、淘汰90台肩钻杆，选用18台肩钻杆。2.5 90台肩根部开裂产生原因：2.6 接头磨损接头磨损产生原因：1、地层坚硬，钻杆在井下发生公转，与井壁摩擦造成的。失效特点：某井段以下的钻杆均产生磨损，并有偏磨现象。预防措施：1、调整钻井参数，降低转速。2、选用硬度高的耐磨带并及时补焊，例如碳化钨耐磨带。2.6 接头磨损产生原因：3 对焊部位在以前采用闪光对焊技术时，焊缝易产生灰斑缺陷，焊缝部位发生过断裂事故。现在的摩擦对焊技术（连续推进式或惯性摩擦式）压接参数通过电脑设定和控制，焊接质量很容易保证，主要控制焊区的热处理性能。对焊部位在整根钻杆中不是薄弱环节，不应该发生失效事故。如果发生失效，可以判断产品质量控制存在缺陷。3 对焊部位在以前采用闪光对焊技术时，焊缝易产生灰斑缺陷，焊石油钻杆介绍ppt课件 结结 束束谢谢 谢谢2009年2月1日 结 束谢 谢2009年2月1日