某井G105鉆桿開裂失效分析

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， 成都 610500)

某井G105鉆桿開裂失效分析

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， 成都 610500)

通過宏觀檢驗、化學成分分析、金相分析、力學性能測試、掃描電鏡和能譜分析等方法，對某井發生批量開裂的G105鉆桿進行了分析。結果表明：該批鉆桿硬度達到33 HRC，遠高于NACE MR 0175-2009對抗硫化物應力腐蝕開裂(SSCC)材料最高硬度要求值22 HRC，鉆桿的硫化物應力腐蝕開裂敏感性較高；鉆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-加速了其腐蝕進程。建議在含有H2S氣體的環境下使用抗硫鉆桿進行作業，從而有效防止鉆桿發生硫化氫應力腐蝕開裂。

G105鉆桿；硫化氫應力腐蝕開裂；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)，規格為13.30 ppf(19.79 kg·m-1),鋼級為G105。該批鉆桿在下井之前(2014年9月)曾進行過檢測，并按照API Spec 5DP-2009對剩余壁厚的要求對其進行了分級，見表1，可見約有90.97%的鉆桿為優質級。2015年部分油管打撈上來后發現鉆桿管體縱向開裂，對該批鉆桿重新檢測分級，大部分鉆桿降為2級以下，且因開裂報廢31根鉆桿。重新檢查開裂鉆桿2014年的檢測分級情況，結果發現97.14%

表1 鉆桿檢測分級結果Tab.1 Testing and grading results of the drill pipes

的開裂鉆桿在使用前為優質級別，說明鉆桿開裂并非由于磨損引起，可能為腐蝕造成壁厚減薄。開裂失效鉆桿宏觀形貌如圖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。為了查明該批鉆桿開裂原因，避免類似失效再次發生，筆者對其進行了檢驗和分析。

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

1.1 宏觀檢驗

從圖1上截取試樣，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展，縱截面斷口顯示裂紋由外壁向內壁擴展，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展裂紋，見圖2c)，將該裂紋打開后，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)。

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

宏觀觀察結果表明，鉆桿失效為脆性開裂，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，鉆桿降級。

1.2 化學成分分析

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

表2 失效鉆桿化學成分(質量分數)Tab.2 Chemical compositions of the failure drill pipe (mass fraction) %

1.3 金相分析

根據GB/T 13298-1991《金屬顯微組織檢驗方法》對失效鉆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)。裂紋局部形貌呈樹枝狀，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33 HRC左右，遠高于NACE MR 0175-2009技術要求：抗應力腐蝕開裂(SCC)材料硬度應小于22 HRC。

表3 失效鉆桿硬度測試結果Tab.3 Hardness testing results of the failure drill pipe HRC

1.5 力學性能試驗

按照ASTM A370-2012對失效鉆桿取平行部分長度為19.1 mm的板狀拉伸試樣和規格為10 mm×7.5 mm×55 mm的沖擊試樣分別進行拉伸和沖擊試驗，結果如表4所示。結果表明，失效鉆桿的拉伸性能和沖擊吸收能量均符合API Spec 5DP-2009對G105鋼級鉆桿力學性能的要求。與交貨時產品力學性能進行對比，發現鉆桿在使用后斷后伸長率和沖擊吸收能量都有較大幅度下降。

表4 力學性能試驗結果Tab.4 Mechanical performance testing results

1.6 掃描電鏡及能譜分析

采用掃描電鏡(SEM)對失效鉆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打開，斷口亦呈典型的沿晶斷裂形貌，見圖6。初步判斷該鉆桿失效為硫化氫應力腐蝕引起的開裂。

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 裂紋打開后斷口形貌Fig.6 Fracture morphology of the opened crack

對鉆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。

2 分析與討論

該批鉆桿出現批量開裂事故，且內壁腐蝕嚴重。理化檢驗結果表明，鉆桿化學成分、力學性能均符合API Spec 5DP-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，排除鉆桿質量問題是造成鉆桿開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分析結果(質量分數)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，因此判斷鉆桿開裂為硫化氫應力腐蝕引起的脆性開裂。采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)的主要特征[1-3]。其次，根據能譜分析結果，腐蝕產物中含有較多硫元素，鉆桿發生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 MR 0175-2009規定的0.3 kPa即有可能發生硫化氫應力腐蝕，其反應機理如下：

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。氫原子一般處于金屬原子之間的空隙中，晶格中發生原子錯排的局部位置稱為位錯，氫原子易于聚集在位錯附近。金屬材料受外力作用時，材料內部的應力分布是不均勻的，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并擴展，導致脆性開裂[4-5]。

該批鉆桿為普通G105鋼級鉆桿，硬度在28～33 HRC，大于NACE MR 0175-2009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。通過與交貨前鉆桿的力學性能進行對比，發現失效鉆桿的斷后伸長率和沖擊吸收能量均大幅下降，也說明該批鉆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于G105鉆桿的，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溶解于水中形成H2CO3，將提供更多的H+參與氫離子去極化反應，產生氫原子。CO2的存在還促進了鉆桿內壁腐蝕，導致其壁厚減薄，使鉆桿降級。其反應過程如下：

另外，對腐蝕產物的能譜分析還發現，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-進入到銹層/基體界面，對基體和銹層形成電連接作用，基體下形成陽極區域，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，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[6-8]。

綜上所述，該批鉆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進程。

3 結論及建議

鉆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-加速了其腐蝕進程。

建議在含有H2S氣體的環境下使用抗硫鉆桿進行作業，從而有效防止鉆桿發生硫化氫應力腐蝕開裂。

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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與失效分析方面的工作,hengmingchen@163.com

TB304

B

1001-4012(2017)06-0437-05