某井G105鉆桿開(kāi)裂失效分析

陳 猛, 余世杰,2, 袁鵬斌, 龔丹梅, 羅 睿

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

某井G105鉆桿開(kāi)裂失效分析

陳 猛1, 余世杰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(xué)， 成都 610500)

通過(guò)宏觀檢驗(yàn)、化學(xué)成分分析、金相分析、力學(xué)性能測(cè)試、掃描電鏡和能譜分析等方法，對(duì)某井發(fā)生批量開(kāi)裂的G105鉆桿進(jìn)行了分析。結(jié)果表明：該批鉆桿硬度達(dá)到33 HRC，遠(yuǎn)高于NACE MR 0175-2009對(duì)抗硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂(SSCC)材料最高硬度要求值22 HRC，鉆桿的硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂敏感性較高；鉆桿開(kāi)裂主要為硫化氫應(yīng)力腐蝕而導(dǎo)致的脆性開(kāi)裂，同時(shí)井底存在的CO2和Cl-加速了其腐蝕進(jìn)程。建議在含有H2S氣體的環(huán)境下使用抗硫鉆桿進(jìn)行作業(yè)，從而有效防止鉆桿發(fā)生硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。

G105鉆桿；硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂；硬度

失效鉆桿在某井用于打撈井底油管，該批鉆桿共有299根，鉆桿尺寸為3-1/2″(φ88.9 mm×9.35 mm)，規(guī)格為13.30 ppf(19.79 kg·m-1),鋼級(jí)為G105。該批鉆桿在下井之前(2014年9月)曾進(jìn)行過(guò)檢測(cè)，并按照API Spec 5DP-2009對(duì)剩余壁厚的要求對(duì)其進(jìn)行了分級(jí)，見(jiàn)表1，可見(jiàn)約有90.97%的鉆桿為優(yōu)質(zhì)級(jí)。2015年部分油管打撈上來(lái)后發(fā)現(xiàn)鉆桿管體縱向開(kāi)裂，對(duì)該批鉆桿重新檢測(cè)分級(jí)，大部分鉆桿降為2級(jí)以下，且因開(kāi)裂報(bào)廢31根鉆桿。重新檢查開(kāi)裂鉆桿2014年的檢測(cè)分級(jí)情況，結(jié)果發(fā)現(xiàn)97.14%

表1 鉆桿檢測(cè)分級(jí)結(jié)果Tab.1 Testing and grading results of the drill pipes

的開(kāi)裂鉆桿在使用前為優(yōu)質(zhì)級(jí)別，說(shuō)明鉆桿開(kāi)裂并非由于磨損引起，可能為腐蝕造成壁厚減薄。開(kāi)裂失效鉆桿宏觀形貌如圖1所示，可見(jiàn)管體縱向開(kāi)裂，管體外壁呈棕黑色，無(wú)明顯機(jī)械劃痕且管體未發(fā)生塑性變形。為了查明該批鉆桿開(kāi)裂原因，避免類似失效再次發(fā)生，筆者對(duì)其進(jìn)行了檢驗(yàn)和分析。

圖1 鉆桿裂紋宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of cracks on the drill pipe:a) overall morphology; b) local magnified morphology; c) chevron crack morphology

1 理化檢驗(yàn)

1.1 宏觀檢驗(yàn)

從圖1上截取試樣，如圖2所示。由圖2a)可見(jiàn)，裂紋試樣沿管體縱向和橫向兩個(gè)方向貫穿壁厚，無(wú)塑性變形。觀察裂紋斷口，橫截面斷口顯示裂紋由內(nèi)壁向外壁擴(kuò)展，縱截面斷口顯示裂紋由外壁向內(nèi)壁擴(kuò)展，斷口呈人字形和放射花樣，為典型脆性斷口，見(jiàn)圖2b)。在橫向斷口上發(fā)現(xiàn)一條二次擴(kuò)展裂紋，見(jiàn)圖2c)，將該裂紋打開(kāi)后，顯示裂紋由外壁向內(nèi)壁擴(kuò)展，斷口人字形和放射花樣較為明顯，見(jiàn)圖2d)。試樣內(nèi)壁呈黑色，存在較為密集的腐蝕坑，蝕坑形貌為寬淺型，內(nèi)壁無(wú)劃痕和磨損現(xiàn)象，外壁未見(jiàn)明顯腐蝕坑，見(jiàn)圖2e)。

圖2 失效試樣宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of the failure sample: a) failure sample morphology; b) fracture morphology;c) secondary crack morphology near the fracture; d) fracture morphology of the secondary crack; e) corrosion morphology of the inner wall

宏觀觀察結(jié)果表明，鉆桿失效為脆性開(kāi)裂，加之其斷口顏色呈黑褐色，推斷可能為硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂，內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重引起壁厚減薄，鉆桿降級(jí)。

1.2 化學(xué)成分分析

在鉆桿裂紋附近取樣，采用直讀光譜儀進(jìn)行化學(xué)成分分析。由表2可見(jiàn)，失效鉆桿的化學(xué)成分符合API Spec 5DP-2009技術(shù)要求。

表2 失效鉆桿化學(xué)成分(質(zhì)量分?jǐn)?shù))Tab.2 Chemical compositions of the failure drill pipe (mass fraction) %

1.3 金相分析

根據(jù)GB/T 13298-1991《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》對(duì)失效鉆桿取樣進(jìn)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(gè)壁厚，見(jiàn)圖3a)。裂紋局部形貌呈樹(shù)枝狀，且兩側(cè)存在微小的沿晶裂紋,見(jiàn)圖3b)。裂紋附近顯微組織為均勻的回火索氏體，無(wú)明顯偏析，晶粒度為8.5級(jí)，見(jiàn)圖3c)。

圖3 失效試樣裂紋及顯微組織形貌Fig.3 Crack and microstructure morphology of the failure sample:a) full morphology of the crack; b) morphology of the branching cracks; c) morphology of the matrix microstructure

1.4 硬度測(cè)試

對(duì)金相試樣進(jìn)行洛氏硬度測(cè)試。由表3可見(jiàn)，裂紋附近和遠(yuǎn)離裂紋端的硬度相近，均為33 HRC左右，遠(yuǎn)高于NACE MR 0175-2009技術(shù)要求：抗應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂(SCC)材料硬度應(yīng)小于22 HRC。

表3 失效鉆桿硬度測(cè)試結(jié)果Tab.3 Hardness testing results of the failure drill pipe HRC

1.5 力學(xué)性能試驗(yàn)

按照ASTM A370-2012對(duì)失效鉆桿取平行部分長(zhǎng)度為19.1 mm的板狀拉伸試樣和規(guī)格為10 mm×7.5 mm×55 mm的沖擊試樣分別進(jìn)行拉伸和沖擊試驗(yàn)，結(jié)果如表4所示。結(jié)果表明，失效鉆桿的拉伸性能和沖擊吸收能量均符合API Spec 5DP-2009對(duì)G105鋼級(jí)鉆桿力學(xué)性能的要求。與交貨時(shí)產(chǎn)品力學(xué)性能進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)鉆桿在使用后斷后伸長(zhǎng)率和沖擊吸收能量都有較大幅度下降。

表4 力學(xué)性能試驗(yàn)結(jié)果Tab.4 Mechanical performance testing results

1.6 掃描電鏡及能譜分析

采用掃描電鏡(SEM)對(duì)失效鉆桿斷口及裂紋形貌進(jìn)行觀察分析，斷口微觀形貌呈沿晶冰糖狀，見(jiàn)圖4；裂紋附近存在一些沿晶微裂紋和階梯狀小裂紋，見(jiàn)圖5。將未完全穿透的裂紋打開(kāi)，斷口亦呈典型的沿晶斷裂形貌，見(jiàn)圖6。初步判斷該鉆桿失效為硫化氫應(yīng)力腐蝕引起的開(kāi)裂。

圖4 斷口SEM形貌Fig.4 SEM morphology of the fracture

圖5 主裂紋周邊小裂紋形貌Fig.5 Small cracks morphology around the main crack:(a) small branched cracks;(b) small stepped cracks

圖6 裂紋打開(kāi)后斷口形貌Fig.6 Fracture morphology of the opened crack

對(duì)鉆桿內(nèi)壁腐蝕坑內(nèi)產(chǎn)物進(jìn)行能譜(EDS)分析，結(jié)果表明硫、氯等腐蝕性元素含量均較高，見(jiàn)圖7和表5。由此判斷，井底可能含有H2S和CO2氣體。

2 分析與討論

該批鉆桿出現(xiàn)批量開(kāi)裂事故，且內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重。理化檢驗(yàn)結(jié)果表明，鉆桿化學(xué)成分、力學(xué)性能均符合API Spec 5DP-2009技術(shù)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(jí)，夾雜物含量評(píng)級(jí)也符合標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求。因此，排除鉆桿質(zhì)量問(wèn)題是造成鉆桿開(kāi)裂和腐蝕主要原因的可能性。

圖7 能譜分析位置Fig.7 EDS analysis positions

表5 EDS分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù))Tab.5 EDS analysis results (mass fraction) %

鉆桿斷口存在人字紋花樣，微觀形貌為典型的沿晶斷口，因此判斷鉆桿開(kāi)裂為硫化氫應(yīng)力腐蝕引起的脆性開(kāi)裂。采用金相顯微鏡觀察二次裂紋形貌，發(fā)現(xiàn)主裂紋上有分支小裂紋，另外SEM形貌中發(fā)現(xiàn)主裂紋附近存在樹(shù)枝狀和階梯狀小裂紋，這些都為硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂(SSCC)和氫致開(kāi)裂(HIC)的主要特征[1-3]。其次，根據(jù)能譜分析結(jié)果，腐蝕產(chǎn)物中含有較多硫元素，鉆桿發(fā)生H2S腐蝕，產(chǎn)生的氫原子在晶體點(diǎn)陣位錯(cuò)上形成的“釘扎”作用可使材料的塑性降低。而氫原子進(jìn)入材料內(nèi)部的先決條件是材料表面發(fā)生電化學(xué)腐蝕，如果井內(nèi)H2S分壓達(dá)到NACE MR 0175-2009規(guī)定的0.3 kPa即有可能發(fā)生硫化氫應(yīng)力腐蝕，其反應(yīng)機(jī)理如下：

還原反應(yīng)生成的氫在H2S催化作用下進(jìn)入基體，加速材料氫脆過(guò)程。氫原子一般處于金屬原子之間的空隙中，晶格中發(fā)生原子錯(cuò)排的局部位置稱為位錯(cuò)，氫原子易于聚集在位錯(cuò)附近。金屬材料受外力作用時(shí)，材料內(nèi)部的應(yīng)力分布是不均勻的，在材料內(nèi)部缺陷處會(huì)發(fā)生應(yīng)力集中。在應(yīng)力梯度作用下氫原子在晶格內(nèi)跟隨位錯(cuò)運(yùn)動(dòng)向應(yīng)力集中區(qū)域擴(kuò)散，在高氫區(qū)會(huì)萌生出裂紋并擴(kuò)展，導(dǎo)致脆性開(kāi)裂[4-5]。

該批鉆桿為普通G105鋼級(jí)鉆桿，硬度在28～33 HRC，大于NACE MR 0175-2009對(duì)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(huán)境下使用。通過(guò)與交貨前鉆桿的力學(xué)性能進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)失效鉆桿的斷后伸長(zhǎng)率和沖擊吸收能量均大幅下降，也說(shuō)明該批鉆桿在含有硫化氫氣體環(huán)境下服役已發(fā)生了一定程度的脆化。井下所打撈的油管無(wú)開(kāi)裂可能是因?yàn)橛凸苡捕鹊陀贕105鉆桿的，且無(wú)拉力作用，因此不受少量H2S的影響。

此外，能譜分析發(fā)現(xiàn)腐蝕產(chǎn)物中的碳含量較高，說(shuō)明井底可能存在CO2氣體，進(jìn)而促使H2S腐蝕將更加嚴(yán)重，CO2溶解于水中形成H2CO3，將提供更多的H+參與氫離子去極化反應(yīng)，產(chǎn)生氫原子。CO2的存在還促進(jìn)了鉆桿內(nèi)壁腐蝕，導(dǎo)致其壁厚減薄，使鉆桿降級(jí)。其反應(yīng)過(guò)程如下：

另外，對(duì)腐蝕產(chǎn)物的能譜分析還發(fā)現(xiàn)，銹層中含有較多Cl-。Cl-具有較高的銹層穿透能力，在材料表面形成銹層后，Cl-進(jìn)入到銹層/基體界面，對(duì)基體和銹層形成電連接作用，基體下形成陽(yáng)極區(qū)域，外部可能存在H2S和CO2氣體為銹層提供充足陰極去極化反應(yīng)，易造成大陰極小陽(yáng)極的腐蝕反應(yīng)條件，從而在基體上形成大量密集腐蝕坑[6-8]。

綜上所述，該批鉆桿開(kāi)裂主要為硫化氫應(yīng)力腐蝕引起的開(kāi)裂，同時(shí)井底還存在CO2腐蝕，Cl-的存在催化加速了腐蝕進(jìn)程。

3 結(jié)論及建議

鉆桿失效主要為硫化氫應(yīng)力腐蝕而導(dǎo)致的脆性開(kāi)裂，同時(shí)井底存在的CO2，Cl-加速了其腐蝕進(jìn)程。

建議在含有H2S氣體的環(huán)境下使用抗硫鉆桿進(jìn)行作業(yè)，從而有效防止鉆桿發(fā)生硫化氫應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。

[1] 董紹華,呂英民,李啟楷.氫致裂紋擴(kuò)展的分形研究進(jìn)展[J].中國(guó)腐蝕與防護(hù)學(xué)報(bào), 2001,21(3):188-192.

[2] 呂向陽(yáng),尹士科,張有為.高強(qiáng)鋼焊接氫致裂紋斷口微觀形貌的研究及模式化[J].鋼鐵研究學(xué)報(bào),1990,2(4):41-49.

[3] 劉文廣.H2S應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂和氫致開(kāi)裂的評(píng)定[J].石油與天然氣化工,2011,40(5):468-469.

[4] 孫亮.氫陷阱與氫致開(kāi)裂關(guān)系的理論綜述[J].石油化工腐蝕與防護(hù),1989,6(3):17-19,63.

[5] 王戀,張術(shù)寬,李榮莘,等.液化石油氣地下儲(chǔ)罐焊縫裂紋分析[J].金屬熱處理,2007,32(增刊1):131-133.

[6] 朱晏萱.N80鋼硫化氫腐蝕行為研究[D].大慶:大慶石油學(xué)院,2008.

[7] 龔丹梅,余世杰,袁鵬斌,等.L80油管腐蝕穿孔原因[J].腐蝕與防護(hù),2014,35(9):959-963.

[8] 廖蕓,李科,鞠嵐,等.某酸性氣田集輸管線三通管件裂紋失效分析[J].理化檢驗(yàn)-物理分冊(cè),2015,51(8):596-599,602.

Failure Analysis on Cracking of G105 Drill Pipes in a Well

CHEN Meng1, YU Shijie1,2, YUAN Pengbin1, GONG Danmei1, LUO Rui1

(1. Shanghai Hilong Petroleum Tubular Goods Research Institute, Shanghai 200949, China；2. Southwestern Petroleum University, Chengdu 610500, China)

The batch cracking causes of G105 drill pipes in a well were analyzed by means of macro observation, chemical composition analysis, metallographic analysis, mechanical property test, scanning electron microscope and energy spectrum analysis and so on. The results show that the hardness of the drill pipe reached 33 HRC which was much higher than the required value of MR NACE 0175-2009 (≤22 HRC) for the sulfide stress corrosion cracking (SSCC) resistant material, so the SSCC susceptibility of the drill pipes was very high. The cracking of the drill pipes was brittle cracking mainly caused by the hydrogen sulfide stress corrosion, and at the same time CO2and Cl-1in the well accelerated the corrosion process. It was suggested that anti-sulfur drill pipes should be used in the environment containing H2S gas to effectively prevent the drill pipes from hydrogen sulfide stress corrosion cracking.

G105 drill pipe; hydrogen sulfide stress corrosion cracking; hardness

10.11973/lhjy-wl201706014

2016-06-07

陳 猛(1985—)，男，工程師，主要從事石油鉆具的研發(fā)與失效分析方面的工作,hengmingchen@163.com

TB304

B

1001-4012(2017)06-0437-05