G105油井钻杆失效分析

通过力学性能测试、显微组织和断口分析,并结合钻杆的受力状态,对127 mm G105油井钻杆的刺漏失效原因进行分析。结果表明,钻杆材质符合行业标准要求,失效原因是钻井液中的氧气对钻杆内表面造成严重腐蚀,在交变应力作用下,钻杆内加厚过渡带消失处的腐蚀坑底部首先萌生裂纹,并迅速扩展,最终导致钻杆发生早期腐蚀疲劳失效。     

G105钻杆刺穿原因分析

某油井G105钻杆在使用过程中发生刺穿失效。通过宏观分析、化学成分分析、力学性能分析、金相分析、扫描电镜分析及腐蚀产物XRD分析的方法对该钻杆的刺穿原因进行分析。结果表明:该钻杆的失效原因是钻杆内表面发生氧腐蚀形成腐蚀坑;钻杆加厚过渡区存在截面变化而产生应力集中,加之腐蚀坑底部的应力集中,在腐蚀坑底部萌生疲劳裂纹并贯穿壁厚,管内高压钻井液沿贯穿裂纹由内向外刺出而失效。     

S135钻杆管体刺穿失效分析

通过宏观分析及材料理化性能分析测试,并结合断面微观分析,对某S135钻杆管体刺穿失效原因进行了分析。结果表明:钻杆刺穿失效的主要原因是热处理工艺不当,使得钻杆外表面形成脱碳层,降低了其力学性能,在钻井过程中复杂的交变应力载荷作用下,钻杆表面腐蚀坑底部首先形成微裂纹并迅速扩展,最终导致钻杆发生早期疲劳失效。     

石油钻杆加厚过渡区失效分析

对钻杆加厚过渡区失效事故进行分析,确定了钻杆加厚过渡区的失效特征、失效机理与原因,为预防钻杆失效提供了理论基础和技术依据。分析结果表明,钻杆加厚过渡区的失效特征是钻杆刺穿;失效机理为腐蚀疲劳;失效原因为钻杆管体由于应力集中与腐蚀集中,在内加厚过渡区消失点内外壁萌生腐蚀疲劳裂纹,裂纹逐渐扩展,裂纹部位的壁厚也逐渐减薄,当剩余壁厚不足以承受钻杆内壁压力的时候,钻杆内壁的高压钻井液冲破剩余壁厚,最终形成钻杆刺穿孔洞。     

Φ101.60mm×9.19mm规格S135钻杆刺漏失效分析

采用几何尺寸测量、刺漏裂口形貌分析、力学性能测试等方法,结合钻杆的受力状态和使用工况,分析了S135钻杆刺漏的原因,并提出了5点预防措施。分析认为:S135钻杆刺漏属于早期腐蚀疲劳失效;在腐蚀和拉压、弯曲、扭转等载荷的作用下,S135钻杆壁厚偏薄处的外表面腐蚀坑底部首先出现疲劳裂纹,并扩展导致钻杆刺漏。     

IEU钻杆刺穿断裂原因分析

某油田C1井用的一批127.0 mm×9.19 mrs IEU G105钻杆,当纯钻时间2 367 h、进尺8 769 m时,发生了多起钻杆刺穿和断裂事故.对钻杆的使用工况和受力状态、结构尺寸、化学成分、力学性能、断口宏观形貌和微观形貌、金相组织和腐蚀产物等进行了检测和分析;对钻杆材质腐蚀疲劳裂纹扩展速率进行了测定.结果表明,钻杆刺穿和断裂属于早期腐蚀疲劳失效;钻杆腐蚀疲劳失效既与钻杆本身的结构和材料质量有关,也与钻杆使用井的结构和环境状况有关.     

某井5″钻杆刺漏原因分析

目的对某井5″钻杆刺漏形成原因进行分析。方法对刺漏钻杆样品的材料进行化学成分分析、力学性能测试、金相分析、晶粒度评价、非金属夹杂物评价,对刺孔周边的裂纹进行金相分析、断口宏观分析和扫描电镜分析,对腐蚀坑底部的腐蚀产物进行EDS分析,对钻杆刺穿机理进行模拟分析,对刺漏钻杆受力情况进行有限元模拟分析。结果该刺漏钻杆的化学成分、力学性能符合API Spec 5DP—2009标准要求,其中冲击韧性较高(两支刺漏钻杆的冲击功分别为83 J和87 J),是技术标准的2倍以上。刺漏钻杆样品的组织为回火索氏体,为正常调质态的组织形貌。刺漏钻杆样品晶粒度级别为9级,非金属夹杂物等级最高为1.0级,符合产品技术标准要求。该刺漏钻杆外壁存在大量的腐蚀坑,而且在腐蚀坑底部存在氧元素的腐蚀产物,即存在氧腐蚀。刺孔延伸裂纹及其周边的裂纹扩展较为平直,而且在裂纹尖端存在疲劳辉纹形貌,证实该刺漏扩展以疲劳裂纹的形式进行。结论此次两支钻杆的刺穿属于早期腐蚀疲劳破坏,其产生的因素有:(1)钻井液中的溶解O对钻杆外壁腐蚀较为严重,形成较深的腐蚀坑;(2)在通过严重狗腿度井段时,腐蚀坑底部萌生了小裂纹,随后裂纹在旋转弯曲作用力下疲劳扩展直至刺透钻杆壁厚;(3)对此井下过井的钻杆进行严格的检测,防止有缺陷的钻杆下井使用,以避免发生早期失效现象。     

φ127mm×9.19mm G105钻杆管体刺穿原因分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性分析、金相检验、扫描电镜断口分析及能谱分析等手段对 φ127mm×9.19mm G105的钻杆刺穿原因进行分析.结果表明,钻杆刺穿的实质是早期疲劳失效;钻井操作中钻杆发生了横振,导致钻杆承受的弯曲应力及其交变频次增大,使疲劳寿命大幅降低;钻杆内壁腐蚀严重,腐蚀坑底由于应力集中产生疲劳裂纹,加速了腐蚀疲劳进程.     

苏里格地区钻具失效机理及预防措施

对2010年上半年苏里格地区所发生的钻具失效事故进行了数据收集和统计分析。统计表明,该地区最为常见的钻具失效类型依次为钻杆的疲劳/腐蚀疲劳失效、钻铤螺纹接头的疲劳/腐蚀疲劳失效和钻杆管体过载断裂失效3种。简单分析了导致这3种失效的原因,并提出了有效的预防措施。     

52CrMnBA钢板弹簧断裂失效分析

渣土车的钢板弹簧(52CrMnBA)在工作过程中发生多片板簧片断裂或开裂失效。采用宏观裂纹分析、金相分析、扫描电镜分析及能谱分析、硬度检测、化学成分检测等手段对失效板簧进行了分析。结果表明:板簧失效模式为起源于表层腐蚀坑处的疲劳断裂。板簧在使用过程中表面防护层脱落,基体裸露在大气环境下,表层产生许多腐蚀坑,导致应力集中,裂纹从腐蚀坑底部萌生,裂纹萌生后,板簧在大应力作用下发生了疲劳断裂。板簧的硬度偏低也导致了板簧的疲劳寿命降低。板簧表面腐蚀坑内的腐蚀产物主要为铁的氧化物,在腐蚀坑与基体交界处发生了Cr元素的富集。     

不锈钢导管泄漏原因分析

某导管在服役期间发生泄漏,管内壁附着大量黄褐色多余物,采用ICP(等离子光谱仪)对导管化学成分进行分析,采用金相显微镜对金相组织进行检查,同时采用扫描电子显微镜对导管泄漏部位、过滤器滤芯和气瓶内壁进行微观观察,采用X射线能谱仪对多余物及气瓶内壁各种污染物进行成分测定.结果表明:导管内壁多余物为腐蚀产物,泄漏部位为腐蚀形...     

S135钻杆腐蚀孔洞形成原因分析

目的对某S135钢级钻杆的腐蚀孔洞形成原因进行分析。方法通过化学成分分析、金相组织分析、钻杆宏观外貌分析、力学性能测试及扫描电镜与能谱分析等一系列分析试验,对该S135钻杆材料的力学性能、化学成分、金相组织、非金属夹杂物、晶粒度、钻杆的外圆面宏观形貌、钻杆的腐蚀孔洞特征和腐蚀产物进行分析。结果该S135钢级钻杆的化学成分合格,符合产品技术条件要求;钻杆的强度、塑性、冲击韧性等力学性能指标均合格,均符合产品技术条件要求,其中冲击韧性值达到97 J,超出技术条件要求值一倍以上;钻杆的金相组织为回火索氏体,为正常的调质热处理组织;钻杆的晶粒度级别为7级,符合产品技术条件要求;钻杆的各类非金属夹杂物级别均未超过1.0级,符合产品技术条件要求,钻杆外圆面存在大量的麻点、麻坑,腐蚀孔洞壁存在含氧元素的腐蚀产物,即存在氧腐蚀。结论该S135钢级钻杆本体孔洞为应力腐蚀疲劳所致的孔洞,其产生因素有:第一,钻杆本体外圆面上存在麻点、麻坑;第二,钻杆承受交变弯曲应力;第三,钻杆外圆面局部氧腐蚀作用。     

飞机液压导管干涉故障分析和维修方法研究

针对飞机方向舵液压载荷机构进油导管裂纹故障,采用宏微观观察、化学成分分析、金相组织检验等方法,结合导管的制备工艺过程,对失效原因进行分析。结果表明：进油导管的裂纹性质为疲劳开裂,开裂原因是导管在冷轧/拔过程中先产生原始裂纹,再经热处理及酸洗后形成无断裂特征区,疲劳从无断裂特征区边缘线性起始。导管内外表面还存在沿晶开裂,为导管在酸洗过程中酸洗过度产生。     

波纹管断裂故障分析

材质为1Cr18Ni9Ti不锈钢波纹管进行300h试验后发生断裂。利用光学显微镜、扫描电镜、能谱分析、腐蚀试验等手段分别对波纹管断口微观形貌、表面状态、化学成分及人为腐蚀后的形态特征等方面进行检验和分析。结果表明：波纹管内外表面存在的晶界腐蚀以及试验中振动应力是导致波纹管产生疲劳断裂的主要原因,建议在超薄结构件中不使用1Cr18Ni9Ti不锈钢。     

某焦化厂煤调湿蒸汽回转干燥机管束失效分析

某焦化厂煤调湿蒸汽回转干燥机管束在运行过程中发生开裂.采用化学成分分析、金相显微镜、扫描电子显微镜以及EDS能谱等手段对失效钢管进行取样分析.根据宏观和微观断口形貌、显微组织、钢管的腐蚀坑及力学性能测试结果,确定了钢管失效原因为应力腐蚀开裂.裂纹起源于钢管表面的点蚀坑,应力来自于钢管承受冷热交替时产生的热应力.     

20钢等径三通失效分析

通过断口分析、化学成分分析、显微组织、布氏硬度以及电化学腐蚀性能测试,并结合该类三通的生产工艺,对发生脆断开裂的20钢计量撬等径三通进行了失效原因分析。结果表明,20钢无缝管采用液压冷胀成形工艺制造的三通未按标准要求进行正火或退火处理,加工硬化引起的材料脆化未能通过正确的热处理加以消除,导致三通本体缺陷容限的降低,诱发脆性断裂,并且冷变形还会使三通材料的电化学腐蚀性能显著下降,加速三通本体腐蚀,三通内壁上的腐蚀坑成为脆性断裂的裂纹源。建议加强对三通的质量监督和出厂检验。     

某焦化厂煤调湿蒸汽回转干燥机管束失效分析

某焦化厂煤调湿蒸汽回转干燥机管束在运行过程中发生开裂。采用化学成分分析、金相显微镜、扫描电子显微镜以及EDS能谱等手段对失效钢管进行取样分析。根据宏观和微观断口形貌、显微组织、钢管的腐蚀坑及力学性能测试结果，确定了钢管失效原因为应力腐蚀开裂。裂纹起源于钢管表面的点蚀坑，应力来自于钢管承受冷热交替时产生的热应力。     

海水泵泵轴失效原因的研究

某电厂4#海水泵断续工作33个月后,泵轴产生局部腐蚀。本文根据材质、浸泡和腐蚀疲劳等试验结果,预测了泵轴的腐蚀和可能发生失效的过程是:泵轴局部表面镀铬层脱落,镀层下的3Cr13钢发生晶间腐蚀,并导致孔蚀。由于存在闭塞条件和电偶电流,加速局部腐蚀。蚀坑底部萌生晶间裂纹、裂纹扩展,直至发生腐蚀疲劳断裂。     

M13井采出水腐蚀与缓蚀机理的研究

用SEM、EDS法分析手段、动电位扫描极化曲线和滞后环实验等电化学方法研究了A3钢在M13井采出液水相中的腐蚀机理.结果表明,M13井采出液引起局部腐蚀的原因是形成CaCO<,3>垢的垢下腐蚀而不是点蚀,腐蚀的速度受腐蚀反应的阳极过程控制.用旋转挂片仪筛选出的WJF-6缓蚀剂用量为50 mg/L、在M13井采出液中使用时,实验室中测出的缓蚀率超过90%,其根本原因是抑制了电极反应的阳极过程.     

CO2腐蚀对钻杆材料多冲疲劳性能的影响

目的探究CO_2腐蚀对钻杆材料多冲疲劳性能的影响规律,分析表面腐蚀产物对多冲性能是否有严重影响。方法利用自主研发的多冲疲劳断裂试验机,测试V150和S135钻杆材料在常温常压下饱和CO_2溶液中浸泡腐蚀不同时间后的冲断累积能量,利用失重法计算各试样的腐蚀速率,并用扫描电子显微镜(SEM)观察腐蚀后的表面形貌及冲断后的断口形貌,用XRD测试了腐蚀产物的主要成分。结果两种材料在CO_2腐蚀环境中的腐蚀速率均达到了0.05 mm/a以上,属于中度腐蚀,但S135材料的腐蚀速率略低于V150。随着腐蚀时间的增加,两种材料的冲断累积能量均不断下降,但腐蚀速率稍低的S135材料的冲断累积能量下降率(19.68%)低于V150(22.54%)。CO_2腐蚀使钻杆材料表面产生了龟裂状形貌和结晶状腐蚀产物,其主要成分为Fe(HCO_3)_2。CO_2腐蚀并未对内部组织结构造成较大影响,未造成钻杆材料的脆断。结论在CO_2腐蚀环境下的钻杆材料,尽管腐蚀速率较高,但CO_2腐蚀对材料多冲疲劳性能的影响小于H2S腐蚀,腐蚀速率不是影响材料多冲性能的关键因素。