克深2-2-12高压气井S13Cr110钢制油管开裂和泄漏原因分析

克深2-2-12高压气井S13Cr110钢制油管开裂并发生泄漏。通过宏观检查、磁粉探伤和金相检验等对油管开裂和泄漏的原因进行了分析。结果表明:开裂和泄漏的位置处于油管力学性能薄弱管段。油管开裂属于应力腐蚀开裂,裂纹产生原因与A环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条件有关,导致油管产生开裂和泄漏的载荷主要与内压和热胀冷缩交变产生的弯曲载荷等有关。     

110钢级φ88.9mm×6.45mm超级13Cr钢油管刺穿失效分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性能测试、金相检验及扫描电镜断口分析等手段,对某油田一根规格为φ88.9mm×6.45mm的110钢级超级13Cr马氏体不锈钢油管的刺穿失效原因进行了分析。结果表明:油管失效的实质是油管发生了氯离子应力腐蚀开裂,裂纹起源于外壁腐蚀坑底部,从外壁向内壁扩展,直到穿透壁厚,形成刺穿通道,高压流体从内向外刺出并在随后的过程中形成了刺穿孔洞。     

110钢级φ88.9mm×6.45mm超级13Cr钢油管刺穿失效分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性能测试、金相检验及扫描电镜断口分析等手段,对某油田一根规格为φ88.9mm×6.45mm的110钢级超级13Cr马氏体不锈钢油管的刺穿失效原因进行了分析。结果表明:油管失效的实质是油管发生了氯离子应力腐蚀开裂,裂纹起源于外壁腐蚀坑底部,从外壁向内壁扩展,直到穿透壁厚,形成刺穿通道,高压流体从内向外刺出并在随后的过程中形成了刺穿孔洞。     

超级13Cr马氏体不锈钢油管表面缺陷原因分析

通过宏观检验、化学成分分析、金相检验和力学性能测试等方法,对超级13Cr马氏体不锈钢油管表面缺陷的形成原因进行了分析。结果表明:油管表面缺陷为折叠裂纹和轧制沟槽,其产生原因主要是工厂轧制工艺不当所致。针对该表面缺陷对油管使用寿命的影响、油管表面缺陷的修磨和检验标准等进行了探讨,建议严格油管表面质量验收标准。     

某油田3Cr P110修复油管断裂原因分析

某油田φ88.90 mm×6.45 mm 3Cr P110修复油管发生断裂,采用理化性能分析、金相分析、腐蚀产物分析、腐蚀速率预测等手段系统地进行了原因分析。结果表明:该修复油管为硫化物应力腐蚀开裂,因处于复杂的CO₂+H₂S+Cl^-综合腐蚀环境,主要在CO₂的作用下产生腐蚀,水中高浓度的Cl^-促使腐蚀速率加快,在油管内壁形成腐蚀坑,在拉应力的作用下,硫化物应力腐蚀裂纹在腐蚀坑底部萌生并迅速扩展,最终导致油管断裂。     

1Cr18Ni9Ti油管裂纹分析

某发动机在工作过程中连续发生3起油管漏油事故,通过对其中一根油管上的裂纹进行宏观观察、金相检验、化学成分分析以及应力测定,并打开裂纹进行断口电镜观察,确定了裂纹的性质及油管开裂的原因。结果表明：油管上的裂纹性质为起始应力较大的疲劳裂纹,疲劳裂纹起源于油管转接嘴的R外表面,油管的装配应力较大是导致疲劳裂纹萌生的主要原因,高压燃油冲击和油管本身的振动对裂纹的萌生也有一定的影响,管接嘴处焊料局部未焊合对裂纹的萌生有一定的促进作用。     

某井P110EU油管应力腐蚀断裂失效分析

通过理化性能检验以及扫描电镜和能谱分析等方法对某井P110EU断裂油管进行了分析。结果表明：该油管断裂属于硫化物应力腐蚀断裂;油管外壁的机械损伤是油管断裂的起源,油管硬度较高以及硫酸盐还原茵等的存在是导致该油管最终断裂失效的主要原因。     

Cl~-浓度对超级13Cr油管钢应力腐蚀开裂行为的影响

采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂(SCC)的实验方法,通过应力应变(σ-ε)曲线、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射分析(XRD)等手段分析了超级13Cr油管钢在NaCl溶液中的抗拉强度、延伸率、断裂时间、应力腐蚀开裂敏感性指数(kscc)和断口形貌,研究了Cl-浓度对其应力腐蚀开裂行为的影响。结果显示:当NaCl溶液浓度低于15%时,超级13Cr油管钢应力腐蚀的程度较轻,抗应力腐蚀开裂性能较好;而当NaCl溶液浓度大于25%时,其应力腐蚀的程度严重,抗应力腐蚀开裂性能较差;随溶液Cl-浓度的增大,超级13Cr油管钢的力学性能降低、抗SCC性能降低、应力腐蚀开裂的倾向增大、应力腐蚀开裂敏感性指数kσ和kε均呈现增大的趋势,且kε比kσ增大的趋势更明显;Cl-浓度对超级13Cr油管钢塑性的影响比对其抗拉强度的影响更显著。     

解吸塔塔体裂纹成因分析

对解吸塔塔体裂纹的分布,形态进行了宏观观察与分析,并借助光学金相,扫描电镜,能谱仪对裂纹及断口进行了微观分析.结果表明,解吸塔塔体裂纹是由介质中的H2s引起的应力腐蚀开裂.     

超级13Cr油管钢在不同浓度Cl-介质中的腐蚀行为

采用全浸腐蚀实验方法,通过扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析(EDS)、X射线衍射分析(XRD)、失重法、极化曲线等分析手段,对超级13Cr油管钢在不同浓度(5%,15%,25%,35%,质量分数)的NaCl溶液中的腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物及电化学特性进行了分析,研究了Cl~-浓度对其腐蚀行为的影响。结果显示:超级13Cr油管钢在Cl~-浓度低于35%的NaCl溶液中具有较好的耐腐蚀性能,Cl~-浓度对其腐蚀行为有一定程度的影响,随着Cl~-浓度的增大,材料的耐腐蚀性能降低,被腐蚀倾向增大。较高的Cl~-浓度加速了材料表面点蚀的生长,引发局部腐蚀,进而导致全面腐蚀。Cl~-浓度的增大使超级13Cr油管钢的腐蚀速率增大,但随着腐蚀程度的加重,腐蚀产物增厚及覆盖面积增大,阻碍了基体和溶液的接触,从而减缓了腐蚀速率的增速,其腐蚀产物主要是由Fe和Cr的氧化物构成。     

某井油管穿孔原因分析

通过宏观和微观检验、化学成分分析、力学性能测试、能谱分析等方法,对某井油管穿孔的原因进行了分析。结果表明:油管穿孔是原始缺陷形成裂纹并扩展所致。建议在油管生产过程中应严格执行有关标准和用户订货技术条件。     

LN5井油管腐蚀掉井原因分析

采用扫描电镜和X射线衍射技术对LN5井油管腐蚀掉井原因进行了分析。事故发生的根源是CO2腐蚀。CO2腐蚀引起油管局部区域腐蚀严重，管壁明显减薄。在油管不能承受纵向载荷时便造成油管掉井。     

某井油管腐蚀原因分析

对某井油管检查发现,管体内外壁均有不同程度的腐蚀,但是在某些井段腐蚀最严重。对油管管体的化学成分分析、金相显微组织检测和SEM,EDS及XRD的分析结果表明:管体具有正常的化学成分和金相组织,腐蚀坑底部有大量的腐蚀产物堆积,Cl-在腐蚀产物层下富集。油管内壁产物为FeCO3,MgFe(CO3)2,FeO(OH),Mg3Ca(CO3)4和Fe3O4,外壁产物主要有FeCO3,MgFe(CO3)2,CaCO3和FeO(OH)。表明该井油管内壁腐蚀原因为CO2腐蚀,内壁腐蚀穿孔后,腐蚀性的介质和气体由此进入套管和油管的环空造成油管外壁CO2腐蚀。井深3279m处油管处于CO2腐蚀速率最大的温度区间,腐蚀最严重。Cl-的富集是诱发局部腐蚀的主要原因。     

大庆油田某井油管外壁腐蚀失效分析

通过对大庆油田某井中的已腐蚀油管和另一口井中的未腐蚀油管的外腐蚀形态、化学成分、金相组织等对比分析,发现两者无重大差别,属于同一类型且无夹杂物等严重缺陷;腐蚀管的附着物及形态分析发现主要存在两类腐蚀产物,外表面主要存在着高分子碳氢化合物及SiO2,靠近管体则存在者一些氧腐蚀产物,无CO2腐蚀环境中的特征产物存在;腐蚀电化学试验表明,这两个管样的腐蚀特性基本一致。因此可以判定该井使用的已腐蚀油管本身无严重组织缺陷,腐蚀特性与另一油井中的油管相同,油管外壁的腐蚀主要是由于发生了氧腐蚀。可以通过减少油套管环空中腐蚀介质的侵蚀性如加入缓蚀剂、降低氧含量等,或通过采用耐蚀油管来减轻和防止这种腐蚀。     

P110E油管接箍应力腐蚀开裂失效分析

西部油田某井油管因接箍开裂而落井。通过宏观分析、理化性能检测、金相显微镜、扫描电镜(SEM)、能谱仪、X射线衍射仪(XRD)等对该井开裂接箍进行了失效分析。结果表明:接箍开裂属于硫化物应力腐蚀开裂,该井硫化氢含量较高是接箍开裂的主要原因,此接箍材料不适宜在含硫环境下使用。     

磁屏表面裂纹分析

本文对磁屏外表面的轴向开裂进行了分析。结果表明，该表面开裂为应力腐蚀开裂。其原因是磁屏表面存在较大的切向拉应力，从而在酸洗过程中产生了应力腐蚀开裂。对冲压后的磁屏采用消除应力退火，随后再酸洗，未发生表面轴向开裂。     

超级13Cr油管钢的显微组织与力学性能

以调质处理并经矫直后高温退火的超级13Cr油管钢为研究对象,对其显微组织及力学性能进行了分析.结果表明:该超级13Cr油管钢的显微组织为板条状马氏体+少量长条状δ铁素体,晶粒度等级为9级;随着试验温度从-90℃升高到100℃,其冲击吸收能量增大,-90℃下的冲击吸收能量可达158 J;室温下,其屈服强度为823 MPa...     

低合金高强钢的延迟裂纹和应力腐蚀裂纹

本文介绍了低合金高强钢制的球罐在定期检验时发现的焊接接头裂纹。作者从应力腐蚀裂纹和氢致裂纹的机理、影响因素、形貌、发生区域、发生时间来论证球罐的应力腐蚀裂纹和氢致裂纹的内在机理是一样的,属于氢致开裂机理。理论分析和检验检测实践证明在球罐的焊接加工阶段采取措施防止氢致裂纹就能大大降低应力腐蚀裂纹敏感性。     

抗硫油管断裂原因分析

采用化学成分分析、断口分析、金相检验、扫描电镜分析等方法,对某油田抗硫油管的断裂原因进行了分析。结果表明：油管在硫化氢的腐蚀作用下,首先在管壁上产生局部腐蚀,继而在应力的作用下产生微裂纹并扩展,最终发生应力腐蚀断裂。最后,通过实验室模拟井况条件试验,提出了选择合适材料的建议。