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瀏覽│││:- 釋出日期│││:2021-08-19 13:28:54【

某井 G105鑽桿開裂失效分析

陳 猛1,餘世傑1,2,袁鵬斌1,龔丹梅1,羅 睿1

(1.上海海隆石油管材研究所,上海 200949;2.西南石油大學,成都 610500)

摘 要:透過宏觀檢驗☁✘✘·•、化學成分分析☁✘✘·•、金相分析☁✘✘·•、力學效能測試☁✘✘·•、掃描電鏡和能譜分析等方法,對某井發生批次開裂的 G105鑽桿進行了分析.結果表明:該批鑽桿硬度達到33 HRC,遠高於NACE MR0175-2009對抗硫化物應力腐蝕開裂(SSCC)材料最高硬度要求值22HRC,鑽桿的硫化物應力腐蝕開裂敏感性較高;鑽桿開裂主要為硫化氫應力腐蝕而導致的脆性開裂,同時井底存在的CO2 和Cl- 加速了其腐蝕程序.建議在含有 H2S氣體的環境下使用抗硫鑽桿進行作業,從而有效防止鑽桿發生硫化氫應力腐蝕開裂.關鍵詞:G105鑽桿;硫化氫應力腐蝕開裂;硬度

中圖分類號:TB304 獻標誌碼:B 文章編號:1001G4012(2017)06G0437G05


FailureAnalysisonCrackingofG105DrillPipesinaWell

CHEN Meng

1,YUShijie1,2,YUANPengbin1,GONGDanmei1,LUORui1

(1.ShanghaiHilongPetroleum TubularGoodsResearchInstitute,Shanghai200949,China;

2.SouthwesternPetroleum University,Chengdu610500,China)


Abstract:ThebatchcrackingcausesofG105drillpipesinawellwereanalyzedbymeansofmacroobservation,

chemicalcompositionanalysis,metallographicanalysis,mechanicalpropertytest,scanningelectronmicroscopeandenergy

spectrumanalysisandsoon.Theresultsshowthatthehardnessofthedrillpipereached33HRCwhichwasmuchhigher

thantherequiredvalueofMRNACE0175-2009(≤2HRC)forthesulfidestresscorrosioncracking(SSCC)resistant

material,sotheSSCCsusceptibilityofthedrillpipeswasveryhigh.Thecrackingofthedrillpipeswasbrittlecracking

mainlycausedbythehydrogensulfidestresscorrosion,andatthesametimeCO2 andCl-1inthewellacceleratedthe

corrosionprocess.ItwassuggestedthatantiGsulfurdrillpipesshouldbeusedintheenvironmentcontainingH2Sgasto

effectivelypreventthedrillpipesfromhydrogensulfidestresscorrosioncracking.

Keywords:G105drillpipe;hydrogensulfidestresscorrosioncracking;hardness


    失效鑽桿在某井用於打撈井底油管,該批鑽桿共有 299 根,鑽 杆 尺 寸 為 3G1/2″(?88.9mm ×9.35mm),規格為13.30ppf(19.79kg??m-1),鋼級為G105.該批鑽桿在下井之前(2014年9月)曾進行過檢測,並按照 APISpec5DP-2009對剩餘壁厚的要求對其進行了分級,見表1,可見約有90.97%的鑽桿為優級.2015年部分油管打撈上來後發現鑽桿管體縱向開裂,對該批鑽桿重新檢測分級,大部分鑽桿降為2級以下,且因開裂報廢31根鑽桿.重新檢查開裂鑽桿2014年的檢測分級情況,結果發現97.14%的開裂鑽桿在使用前為優質級別,說明鑽桿開裂並非由於磨損引起,可能為腐蝕造成壁厚減薄.開裂失效鑽桿宏觀形貌如圖1所示,可見管體縱向開裂,管 體外壁呈棕黑色,無明顯機械劃痕且管體未發生塑性變形.為了查明該批鑽桿開裂原因,避免類似失效再次發生,筆者對其進行了檢驗和分析╃☁✘╃✘。

表1 鑽桿檢測分級結果


1 理化檢驗

1.1 宏觀檢驗

    從圖1上擷取試樣,如圖2所示.由圖2a)可見,裂紋試樣沿管體縱向和橫向兩個方向貫穿壁厚,無塑性變形.觀察裂紋斷口,橫截面斷口顯示裂紋由內壁向外壁擴充套件,縱截面斷口顯示裂紋由外壁向內壁擴充套件,斷口呈人字形和放射花樣,為典型脆性斷口,見圖2b).在橫向斷口上發現一條二次擴充套件裂紋,見圖2c),將該裂紋開啟後,顯示裂紋由外壁向內壁擴 展,斷 口 人 字 形 和 放 射 花 樣 較 為 明 顯,見圖2d).試樣內壁呈黑色,存在較為密集的腐蝕坑,蝕坑形貌為寬淺型,內壁無劃痕和磨損現象,外壁未見明顯腐蝕坑,見圖2e).宏觀觀察結果表明,鑽桿失效為脆性開裂,加之其斷口顏 色 呈 黑 褐 色,推 斷 可 能 為 硫 化 氫 應 力腐蝕 開 裂,內 壁 腐 蝕 嚴 重 引 起 壁 厚 減 薄,鑽 杆降級.


圖2 失效試樣宏觀形貌


圖2 失效試樣宏觀形貌

Fig.2 Macromorphologyofthefailuresample a failuresamplemorphology b fracturemorphology

c secondarycrackmorphologynearthefracture d fracturemorphologyofthesecondarycrack e corrosionmorphologyoftheinnerwall


1.2 化學成分分析

    在鑽桿裂紋附近取樣,採用直讀光譜儀進行化學成分分析.由表2可見,失效鑽桿的化學成分符合 APISpec5DP-2009技術要求.


表2 失效鑽桿化學成分(質量分數)


1.3 金相分析

根據 GB/T13298-1991«金屬顯微組織檢驗方法»對失效鑽桿取樣進行金相分析,金相觀察面為橫截面.裂紋由主裂紋和分支裂紋組成,基本貫穿整個壁厚,見圖3a).裂紋區域性形貌呈樹枝狀,且兩側存在微小的沿晶裂紋,見圖3b).裂紋附近顯微組織為均勻的回火索氏體,無明顯偏析,晶粒度為8.5級,見圖3c).


圖3 失效試樣裂紋及顯微組織形貌


1.4 硬度測試

    對金 相 試 樣 進 行 洛 氏 硬 度 測 試.由 表 3 可見,裂 紋 附 近 和 遠 離 裂 紋 端 的 硬 度 相 近,均 為33HRC左右,遠高於 NACEMR0175-2009技術要求:抗 應 力 腐 蝕 開 裂 (SCC)材 料 硬 度 應 小 於22HRC.

表3 失效鑽桿硬度測試結果


1.5 力學效能試驗

    按照 ASTM A370-2012對失效鑽桿取平行部分 長 度 為 19.1 mm 的 板 狀 拉 伸 試 樣 和 規 格 為10mm×7.5mm×55mm 的衝擊試樣分別進行拉伸和衝擊試驗,結果如表4所示.結果表明,失效鑽桿的拉伸效能和衝擊吸收能量均符合APISpec5DP-2009對 G105鋼級鑽桿力學效能的要求.與交貨時產品力學效能進行對比,發現鑽桿在使用後斷後伸長率和衝擊吸收能量都有較大幅度下降╃☁✘╃✘。


1.6 掃描電鏡及能譜分析

    採用掃描電鏡(SEM)對失效鑽桿斷口及裂紋形貌進行觀察分析,斷口微觀形貌呈沿晶冰糖狀,見圖4;裂紋附近存在一些沿晶微裂紋和階梯狀小裂紋,見圖5.將未完全穿透的裂紋開啟,斷口亦呈典型的沿晶斷裂形貌,見圖6.初步判斷該鑽桿失效為硫化氫應力腐蝕引起的開裂╃☁✘╃✘。


對鑽桿內壁腐蝕坑內產物進行能譜(EDS)分析,結果表明硫☁✘✘·•、氯等腐蝕性元素含量均較高,見圖7和表5.由此判斷,井底可能含有 H2S和CO2 氣體╃☁✘╃✘。

表4 力學效能試驗結果

圖4 斷口SEM 形貌



2 分析與討論

    該批鑽桿出現批次開裂事故,且內壁腐蝕嚴重.理化檢驗結果表明,鑽桿化學成分☁✘✘·•、力學效能均符APISpec5DP-2009技術要求.裂紋附近的顯微組織為均勻的回火索氏體,晶粒度為8.5級,夾雜物含量評級也符合標準技術要求.因此,排除鑽桿質量問題是造成鑽桿開裂和腐蝕主要原因的可能性╃☁✘╃✘。


圖5 主裂紋周邊小裂紋形貌

圖6 裂紋開啟後斷口形貌

表5 EDS分析結果(質量分數)


    鑽桿斷口存在人字紋花樣,微觀形貌為典型的沿晶斷口,因此判斷鑽桿開裂為硫化氫應力腐蝕引起的脆性開裂.採用金相顯微鏡觀察二次裂紋形貌,發現主裂紋上有分支小裂紋,另外 SEM 形貌中發現主裂紋附近存在樹枝狀和階梯狀小裂紋,這些都為 硫 化 物 應 力 腐 蝕 開 裂 (SSCC)和 氫 致 開 裂(HIC)的主要特徵[1G3].其次,根據能譜分析結果,腐蝕產物中含有較多硫元素,鑽桿發生 H2S腐蝕,產生的氫原子在晶體點陣位錯上形成的“釘扎”作用可使材料的塑性降低.而氫原子進入材料內部的先決條件是材料表面發生電化學腐蝕,如果井內 H2S分壓達到 NACE MR0175-2009 規定的 0.3kPa

    即有可能發生硫化氫應力腐蝕,其反應機理如下:H2S+Fe→ FexSy +2H (1)還原反應生成的氫在 H2S催化作用下進入基體,加速材料氫脆過程.氫原子一般處於金屬原子之間的空隙中,晶格中發生原子錯排的區域性位置稱為位錯,氫原子易於聚集在位錯附近.金屬材料受外力作用時,材料內部的應力分佈是不均勻的,在材料內部缺陷處會發生應力集中.在應力梯度作用下氫原子在晶格內跟隨位錯運動向應力集中區域擴散,在高氫區會萌生出裂紋並擴充套件,導致脆性開裂[4G5]╃☁✘╃✘。

    該批鑽桿為普通 G105鋼級鑽桿,硬度在28~33HRC,大於 NACE MR0175-2009對抗SSC材料最高硬度要求值22 HRC,因此不適合在含有硫化氫環境下使用.透過與交貨前鑽桿的力學效能進行對比,發現失效鑽桿的斷後伸長率和衝擊吸收能量均大幅下降,也說明該批鑽桿在含有硫化氫氣體環境下服役已發生了一定程度的脆化.井下所打撈的油管無開裂可能是因為油管硬度低於 G105鑽桿的,且無拉力作用,因此不受少量 H2S的影響.此外,能譜分析發現腐蝕產物中的碳含量較高,說明井底可能存在 CO2 氣體,進而促使 H2S腐蝕將更加嚴重,CO2 溶解於水中形成 H2CO3,將提供更多的 H+ 參與氫離子去極化反應,產生氫原子.CO2 的存在還促進了鑽桿內壁腐蝕,導致其壁厚減薄,使鑽桿降級.其反應過程如下╃☁✘╃✘。

CO2 +H2O=H2CO3 (2)

H2CO3 +Fe=FeCO3 +2H (3)

    另外,對腐蝕產物的能譜分析還發現,鏽層中含有較多Cl- .Cl- 具有較高的鏽層穿透能力,在材料表面形成鏽層後,Cl- 進入到鏽層/基體介面,對基體和鏽層形成電連線作用,基體下形成陽極區域,外部可能存在 H2S和 CO2 氣體為鏽層提供充足陰極去極化反應,易造成大陰極小陽極的腐蝕反應條件,從而在基體上形成大量密集腐蝕坑[6G8].綜上所述,該批鑽桿開裂主要為硫化氫應力腐蝕引起的開裂,同時井底還存在 CO2 腐蝕,Cl- 的存在催化加速了腐蝕程序╃☁✘╃✘。

3 結論及建議

    鑽桿失效主要為硫化氫應力腐蝕而導致的脆性開裂,同 時 井 底 存 在 的 CO2,Cl- 加 速 了 其 腐 蝕程序╃☁✘╃✘。建議在含有 H2S氣體的環境下使用抗硫鑽桿進行作業,從而有效防止鑽桿發生硫化氫應力腐蝕開裂╃☁✘╃✘。

(文章來源│││:材料與測試網-理化試驗-物理試驗)

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