以下是石油钻杆接头的主要失效模式、成因及应对措施的全面总结：

一、机械损伤类失效


螺纹粘扣（Gallinɡ）

成因：过扭矩上扣或润滑不足导致金属冷焊；螺纹表面粗糙度超标（Ra＞3.2 μm）。
应对：

使用含铜/锌粉的无固相螺纹脂（如LOCTITE 577）；
控制上扣扭矩在API推荐值±5%内（如NC50接头≤22,500 N·m）。





疲劳断裂

成因：交变载荷下螺纹根部应力集中（应力集中系数Kt≥3）；材料夹杂物（如B类氧化物）引发裂纹。
应对：

优化螺纹根部圆角半径（R≥0.2 mm）；
定期磁粉检测（MT），裂纹深度＞0.5 mm即报废。





台肩面压溃

成因：超扭矩旋紧导致塑性变形；台肩面硬度不足（＜HRC 25）。
应对：

采用双台肩设计分担载荷；
氮化处理提升表面硬度至HV 600以上。






二、环境腐蚀类失效


失效类型
成因
应对措施




应力腐蚀开裂（SCC）
H₂S环境+拉应力＞材料阈值（如≥80% σs）
选用抗硫钢（硬度≤HRC 22）；钻井液pH＞9.5


点蚀穿孔
Cl⁻浓度＞50,000 ppm +高温（＞80℃）
表面镀镍磷合金（膜厚≥50 μm）


冲蚀磨损
钻井液含砂量＞1% +流速＞15 m/s
内孔喷涂WC-12Co涂层（硬度≥HRC 65）



三、操作失误类失效


偏扣（Cross-threading）

成因：上扣时轴线偏差＞3°；动力钳钳牙磨损不均。
应对：

安装激光对中装置；
每500次上扣后更换钳牙。





密封失效

成因：台肩面嵌入杂质（如砂粒）；螺纹脂过期固化。
应对：

上扣前用无水乙醇清洁密封面；
螺纹脂储存温度≤50℃。






四、预防性维护策略


检测技术

超声波探伤（UT）：检测螺纹根部裂纹（灵敏度0.5 mm）；
三维光学扫描：监控螺纹磨损量（精度±0.01 mm）。



寿命管理

建立接头使用档案（累计旋转小时/扭矩次数）；
按API RP7G标准强制报废（如疲劳寿命达10⁷次循环）。




五、创新防护技术

智能接头：内置FBG光纤传感器，实时监测应力/温度；
激光熔覆修复：在损伤部位熔覆Inconel 625合金，修复成本降低60%。

注：严格遵循API RP7G、API SPEC 7-1标准进行选型与维护，复杂工况（如超深井）建议采用有限元分析（FEA）优化接头设计。