N80钢在地层水中的应力腐蚀行为研究

分别在空气和地层水两种环境中进行了不同应变速率下N80钢的慢应变拉伸(SSRT)实验,并进行了断口电镜扫描分析.研究发现,N80钢在空气中断口为均匀的韧窝,呈韧性断裂;而在地层水中,出现了晶间断裂,显示出应力腐蚀断裂(SCC)的敏感性,力学性能明显降低,并受到应变速率与温度的共同影响.试片腐蚀率实验结果表明,在应力作用下的N80钢腐蚀速率比无应力状态下高12%,而添加适当的缓蚀剂可以减缓N80钢的应力腐蚀,缓蚀率为38%~43.2%,同时力学性能有所改善.     

不同腐蚀条件下L360钢慢应变速率拉伸性能分析

利用慢应变速率拉伸法研究了L360钢在NACE 0177—2005标准A溶液、模拟地层水两种腐蚀环境中的慢应变速率拉伸性能,运用扫描电镜SEM分析L360钢在两种腐蚀介质中的裂纹扩展规律及其断口形貌特征。综合分析A溶液、模拟地层水与空气中的慢应变拉伸实验结果发现,L360钢抗拉强度在A溶液和模拟地层水中分别衰减3.1%和12.1%,断后延伸率分别降低48.3%和69.2%,慢应变速率拉伸过程中发生形变、开裂直至断裂破坏所吸收的应变能分别降低47.5%和75.9%,说明L360钢在两种腐蚀介质中抵抗环境腐蚀和载荷冲击的能力均明显下降,在模拟地层水中具有较高的SCC敏感性。     

油田管道应力腐蚀断裂成因分析

油田管道发生断裂失效,运用宏观分析、微观分析、裂纹扩展分析、形貌分析、微区成分分析、X射线衍射分析和力学性能分析,进行管道断裂失效分析,明确了管道断裂成因;测试结果表明,断裂裂纹沿环向开裂,管道轴向受力大于环向受力,并且裂纹断裂方向与最大拉应力方向垂直;同时,套管未发生颈缩和腐蚀减薄,而且断口平整,断裂属于脆性断裂。断裂扩展区具有典型的河流花样微观特征,属于准解理穿晶断口;套管裂纹由套管内表面向外部延伸,并且裂纹扩展呈树枝状,其裂纹特征符合硫化物应力腐蚀断裂特征。综上所述,该油管断裂由硫化物应力腐蚀开裂导致,裂纹起裂于油管上的缺陷处,该处的应力集中萌生腐蚀开裂裂纹。     

三高气田套管应力腐蚀与防腐设计研究

针对三高气田套管腐蚀难题,分析了套管腐蚀失效因素,设计了应力腐蚀试验方法。用TP110TS和TP95S套管试样,模拟现场井下条件进行不同拉应力、无应力和压应力状态下套管腐蚀试验,并根据试验结果对套管应力腐蚀速率的主要影响因素、腐蚀后力学性能、应力腐蚀敏感性和应力腐蚀门槛值及安全性进行研究。研究结果表明,三高气田套管腐蚀不可避免,拉应力对应力腐蚀具有敏感性;随着拉应力、H2S和CO2含量的增大,套管腐蚀速率加快、力学性能退化,导致其服役安全寿命缩短。据此提出了采用组合套管、降低套管拉应力水平和适当提高套管设计安全系数等相应的技术措施,以提高三高气田套管抗腐蚀能力。     

TS-90连续油管断裂失效分析

为了分析某井气举作业用TS-90连续油管断裂失效原因,通过宏观分析、无损检测、几何尺寸测量、化学成分分析、力学性能测试、金相检测、扫描电镜（SEM）等手段,对该失效连续油管进行了试验研究。试验结果显示,该失效连续油管的管体壁厚、外径、化学成分、显微硬度、晶粒度均符合API SPEC 5ST—2010要求;油管表面整体布满台阶状横向裂纹,裂纹沿油管周向扩展;原始裂纹断口表面大量腐蚀产物覆盖,且从裂纹源区到裂纹尖端部位,始终存在少量导致应力腐蚀开裂的S元素;原始裂纹萌生于腐蚀坑底,裂纹尖端呈局部沿晶脆性断裂,且断口外表面附近呈解理形貌。综合分析结果表明,该连续油管断裂的根本原因是应力腐蚀开裂,其在井下作业时受腐蚀因素和应力载荷的共同作用,管体外表面萌生应力腐蚀裂纹,裂纹扩展并最终导致管体断裂失效。     

条形缺陷对L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响

通过抗硫化物应力腐蚀试验、慢应变速率拉伸试验、氢含量测试等方法研究条形缺陷对H₂S环境下L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响。结果表明,环焊缝在72%、85%和110%SMYS(最小屈服强度)应力水平下,热影响区出现裂纹且裂纹长度随加载应力增大而增大;条形缺陷环焊缝试样在屈服点后快速发生断裂,其断裂应变(0.024)仅为非缺陷环焊缝试样的21.05%;条形缺陷存在促进氢离子在裂纹尖端聚集从而加剧发生开裂倾向,消氢处理技术可以有效降低氢含量,降低环焊缝抗硫化物应力腐蚀开裂敏感性降低。     

Cr13钢在CO_2/H_2S环境中腐蚀规律试验研究

通过模拟腐蚀环境,采用慢应变速率拉伸方法研究Cr13钢在CO2/H2S环境中的力学性能以及腐蚀规律;利用金相显微镜、扫描电子显微镜观察拉伸断口的微观形貌,分析其断裂机理。试验结果表明：Cr13钢在空气、50g/L的Cl-水溶液、pH为5.0的饱和CO2溶液中的应力腐蚀敏感性不高,表现为韧性开裂;介质的pH从5.0降到4.0,可使Cr13钢在Cl-水溶液中及饱和CO2溶液中的应力腐蚀开裂敏感性增强,使Cr13钢从韧性断裂变为脆性断裂;H2S促进了Cr13钢在水溶液和饱和CO2溶液中的应力腐蚀开裂的敏感性。     

榆树林二氧化碳试验区套管失效分析

榆树林二氧化碳驱某注气井套管断裂.通过断口形貌、化学成分、力学性能、金相、微观形貌及能谱技术等分析手段,对其进行断裂原因分析,并对断裂套管无裂纹完好处取样,进行实验室抗硫检测评价.结果 表明该套管为硫化氢应力诱导氢致开裂机制所引起的应力腐蚀开裂.     

温度和应力对管道钢应力腐蚀过程电化学行为的影响

为研究温度和应力对管道钢应力腐蚀过程电化学行为的影响,用X70钢和16Mn钢进行了试验,在不同温度、不同应力及慢拉伸条件下,用电化学极化测量方法研究0.5mol/LNa2CO3+1mol/LNaHCO3溶液中X70和16Mn管道钢的电化学行为。分析温度、应力(应变)和慢应变率等因素对极化曲线的影响,并讨论温度、应力和慢应变率对管道钢发生应力腐蚀开裂的驱动作用。试验结果表明:管道发生高pH应力腐蚀开裂的可能性随运行温度升高而增大;静应力使敏感电位区的阳极电流增大较显著,特征电位向负方向移动;管道钢材料在应力作用下,发生局部塑性变形,可造成选择性局部腐蚀,成为发生高pH应力腐蚀开裂的敏感部位。     

一例S135钻杆本体断裂原因分析

对失效钻杆的断口形貌、金相组织、化学成分和力学性能进行了分析，结合钻杆的受力状态分析，推断出钻杆的断裂原因。在弯曲、拉压、扭转、冲击、振动等交变栽荷的复合作用下，在钻杆外表面的腐蚀坑底部产生疲劳裂纹，随着裂纹的不断扩展，导致钻杆腐蚀疲劳断裂。     

凝汽器用不锈钢焊管的应力腐蚀开裂及防范

简述了不锈钢产生应力腐蚀开裂的机理及汽轮机凝汽器用不锈钢焊管在使用过程中可能出现应力腐蚀开裂的条件,指出金属材料的拉应力是产生应力腐蚀开裂的必要条件.针对凝汽器用不锈钢焊管产生应力腐蚀开裂问题提出了抑制和防范措施,即降低金属材料拉伸应力,选择合适的材料,对介质环境的控制和对钢管的定期维护保养.     

110ksi级钛合金油管耐蚀性能研究

针对钛合金在油气井环境下面临的腐蚀问题,通过开展模拟油田腐蚀工况下应力腐蚀及不同温度条件下酸化液中失重试验,同时开展与镍基合金管材的缝隙腐蚀和电偶腐蚀等系列试验,采用扫描电子显微镜、XRD等方法观察试样形貌和腐蚀产物,评价钛合金油管的耐腐蚀性能。结果表明,在苛刻腐蚀工况(溶液介质：5 MPa H₂S+11 MPa CO₂+10%Cl^-)及NACE TM 0177标准A溶液下,采用四点弯曲的试验方法,加载应力为758 MPa,经720 h后试样未发生断裂且无应力腐蚀裂纹,表明该钛合金管材应力腐蚀敏感性较低。在两种浓度为0.1 mol/L的酸化液中,随着试验温度从室温升至160℃,钛合金管材腐蚀速率均逐渐增大,且腐蚀速率在胶凝酸中低于在转向酸中;与镍基合金管材对比,钛合金管材具有更优异的抗点蚀和抗缝隙腐蚀;在模拟苛刻腐蚀工况下,钛合金管材分别与625和825镍基合金偶接后均未出现明显的电偶腐蚀效应导致加速腐蚀现象。     

Φ31.8mm连续油管断裂失效分析

为了预防和减少连续油管在油田作业环境下发生的失效事故,提高连续油管的使用寿命,通过理化性能检验、微观组织分析和能谱分析等方法,对某油田80钢级Φ31.8 mm×3.18 mm断裂失效连续油管进行了分析。结果表明,该连续油管在受到自重产生的拉应力、周期性的塑性应变和井内酸性腐蚀环境的共同作用下,发生应力腐蚀开裂,导致连续油管断裂失效。最后给出了提高连续油管使用寿命的建议。     

外应力对套管腐蚀速率的影响

受腐蚀性油气介质的影响，油气井套管在生产过程中将发生腐蚀，从而导致服役管柱的损坏，除化学腐蚀外，管体中由于流体压力而产生的应力也将影响管柱的腐蚀。针对管体所受外部应力会加速腐蚀速率、严重缩短管柱服役寿命这一现象，结合化学力学效应理论，分二向应力和三向应力2 种情况，建立了外应力影响套管腐蚀速率的解析模型，给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式。算例计算结果显示，该模型所得结果与目前文献中应力对腐蚀速率的影响实验研究结果相符；管柱所受应力越大，管柱实际寿命衰减得越快。该结论对精确确定管柱的寿命具有重要的参考意义。     

循环水风机叶片U型螺栓断裂分析

某石化厂循环水冷却塔风机叶片U型螺栓发生断裂.采用了宏观检查、化学成分分析、金相分析、扫描电镜和能谱分析等检测手段查找断裂失效原因.分析认为:U型螺栓断裂失效是材质因素、腐蚀性介质、拉伸应力和交变应力等因素的共同作用造成的,腐蚀类型包括应力腐蚀、晶间腐蚀和腐蚀疲劳.在螺栓表面局部应力集中处产生晶间应力腐蚀裂纹,裂纹扩展到一定程度后成为腐蚀疲劳的裂纹源.随着裂纹不断地扩展,当螺栓有效截面的承载能力不足以抵抗外加载荷时,就会发生瞬时断裂.根据分析出来的原因,制定了预防措施.     

X90超高强度输气钢管材料本构关系及断裂准则

针对试制成功的X90输气钢管,进行5种不同圆棒缺口的准静态拉伸试验及应力三轴度计算,发现由于试样缺口存在,应力三轴度值增加2.43倍,断裂应变减少29%,损伤应变能降低71%。利用常规拉伸试验机和Hopkinson拉杆试验装置进行不同应变速率拉伸试验发现,应变速率对断裂应变的影响相对较小,准静态和高速状态下,差异最大约10%。基于Johnson-Cook本构和失效模型,分别建立了考虑应变率效应的X90管线钢本构模型和考虑应变率、应力三轴度的失效模型;同时,基于损伤力学理论,得到了基于塑性均匀延伸率和损伤应变能的X90管线钢断裂准则。基于材料损伤应变能密度临界值不变假设以及试验数据,得到了X90管线钢断裂特征长度与应力三轴度、试样直径之间的关系式。     

井筒载荷-腐蚀耦合作用对碳钢套管服役寿命的影响

基于应力-腐蚀介质协同作用原理,结合化学力学效应理论,对高温高压超深井碳钢油、套管在使用过程中面临着CO2、H2S等腐蚀介质以及拉、压等复杂载荷建立了结合热应力影响套管腐蚀速率的解析模型,给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式,研究了碳钢油井管服役寿命,并对内压力、挂片实验实测腐蚀速率以及壁厚对碳钢套管服役寿命的影响进行了研究。结果表明,解析模型所得结果与文献报道的应力对腐蚀速率的影响结果相符。在井筒载荷及腐蚀工况下,增加壁厚相对于减小套管内压力,增加套管使用寿命效果不明显。初始腐蚀速率对套管的服役寿命影响较大,当管柱所受应力越大,管柱实际寿命衰减得越快。     

硫酸盐还原菌对X70管线钢腐蚀行为研究

为研究硫酸盐还原菌作用下X70管线钢腐蚀行为,通过实验制备X70管线钢挂片,模拟真实土壤环境,利用失重法分析腐蚀速率,运用扫描电镜技术结合腐蚀形貌,直观地对X70管线钢硫酸盐还原菌腐蚀特征展开分析。实验结果表明:细菌腐蚀具有复杂性,且外界离子、电化学、应力等都会对腐蚀情况的发生与发展产生一定影响。实验中X70钢样片腐蚀行为主要与SRB代谢、生物膜作用和腐蚀产物有关。在无菌环境中浸泡X70钢样片,其腐蚀程度与浸泡时间正相关;在有菌环境中,由于细菌作用而在样片表面生成的致密生物膜一定程度上阻碍了金属新鲜面的传质接触,保护了试片,从而减轻了金属的腐蚀作用。     

重视对暂停服役的受热不锈钢管道的腐蚀防护

不锈钢材料在石油化工的受热管道中得到广泛应用,有良好的耐高温腐蚀性能,但在设备停产封存的常温、常压下常常发生意料之外的破坏,破坏形式主要是应力腐蚀开裂。文章所列举的两起案例,常温下沿晶开裂,裂口检出S元素,符合连多硫酸腐蚀的特征。建议相关企业加强有关应力腐蚀开裂知识的教育,并把设备停产封存列入设备管理规程。