石油钻杆材料G105在不同条件下的疲劳断裂

采用国产PQ-6型旋转弯曲疲劳试验机研究钻杆管体材料G105的弯曲疲劳性能以及H_2S腐蚀和缺口对试样弯曲疲劳性能的影响,利用金相显微镜和扫描电子显微镜对光滑试样断口、缺口试样断口以及H_2S腐蚀后试样断口进行微观形貌分析。结果表明:在光滑试样的疲劳极限载荷作用下,经过H_2S腐蚀后的光滑试样的疲劳寿命和缺口试样的疲劳寿命相当,材料的疲劳寿命都从106降低至104;缺口试样在缺口的高应力集中效应下,加快疲劳裂纹形核过程。H_2S腐蚀对钻杆疲劳性能影响的主要作用在于氢原子在材料内缺陷处聚集引起材料疲劳性能降低,缺口和H_2S腐蚀都会加快疲劳裂纹的扩展。材料疲劳断裂主要是因为试样在交变应力的作用下上产生滑移最后致使位错塞积而导致的。

G105钻杆的拉伸和扭转失效研究

钻杆是石油天然气勘探开发过程中的重要结构件,其服役环境恶劣,易发生失效。基于弹塑性力学中的形变理论建立了纯扭矩作用下钻杆抗扭强度计算的力学模型,根据该模型可以计算钻杆在弹塑性阶段的扭矩。同时,用G105实物钻杆分别进行了轴向载荷下的抗拉测试和纯扭矩下的抗扭测试,抗拉实验得到了钻杆的屈服强度和抗拉强度及断裂时的轴向载荷,抗扭实验得到了钻杆的弹性和塑性极限扭矩。抗扭实验结果和模型的计算结果一致。研究结果为钻柱疲劳、断裂失效机理的进一步研究提供了理论依据,为钻柱强度设计提供了新思路。

某井G105钻杆开裂失效分析

通过宏观检验、化学成分分析、金相分析、力学性能测试、扫描电镜和能谱分析等方法,对某井发生批量开裂的G105钻杆进行了分析。结果表明:该批钻杆硬度达到33 HRC,远高于NACE MR 0175-2009对抗硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)材料最高硬度要求值22HRC,钻杆的硫化物应力腐蚀开裂敏感性较高;钻杆开裂主要为硫化氢应力腐蚀而导致的脆性开裂,同时井底存在的CO2和Cl-加速了其腐蚀进程。建议在含有H2S气体的环境下使用抗硫钻杆进行作业,从而有效防止钻杆发生硫化氢应力腐蚀开裂。

电流密度对G105钻杆用钢Ni-P合金镀层的影响

在G105钻杆用钢表面制备了Jκ为3~7 A/dm^2范围内的Ni-P合金镀层。采用极化曲线、结合力、耐磨性、硬度及厚度测试等手段研究了G105钻杆用钢表面电沉积Ni-P合金镀层的耐蚀性、厚度、结合力、耐磨性和硬度等,并利用X-射线衍射对镀层的结构进行了分析。结果表明,在其他电沉积条件相同的情况下,改变电流密度,得到的Ni-P合金镀层的性能也不相同。当Jκ为6 A/dm^2时,镀层的综合性能指标达到最佳。X-射线衍射分析表明,镀层为非晶态合金。

G105钻杆材料多元腐蚀行为研究

通过正交表设计实验,利用高温高压釜腐蚀实验并辅以失重法,研究了温度、Cl-浓度、S2-浓度和HCO3-浓度对G105钻杆材料多元腐蚀行为的影响。采用体视显微镜和SEM观察腐蚀形态和产物膜形貌,同时利用X射线能谱分析仪(EDS)进行产物膜成分分析。结果表明,在实验研究范围内,NaHCO3浓度是最大的影响因素,其次是温度和Na2S浓度,NaCl浓度的影响最小;腐蚀环境严重影响腐蚀速率;在60℃,NaCl浓度为5g/L,Na2S浓度为7g/L以及NaHCO3浓度为1g/L环境下,G105钻杆材料的腐蚀以NaHCO3引起的腐蚀为主;在60℃,NaCl浓度为50g/L,Na2S浓度为30g/L以及NaHCO3浓度为30g/L环境下,G105钻杆材料的腐蚀以Na2S引起的腐蚀为主。

G105钢级钻杆在含有H_2S环境下的腐蚀研究

根据NACETM 0284-2003标准的试验方法,采用NACE TM 0177-2005标准的A溶液(5%NaCl+0.5%CH3COOH+饱和H2S水溶液)对G105钢级钻杆在3种不同温度下进行标准氢致开裂(HIC)评价实验和应力腐蚀(SSC)实验。结果表明,在标准HIC实验中试样没有出现裂纹,在标准SSC实验中试样发生断裂,因此,G105钢级钻杆在含有H2S环境下不宜长期使用。

石油钻杆用G105级钢高温塑性流变应力数学模型

在Gleeble-1500热模拟试验机上,采用等温压缩试验,研究了石油钻杆管用G105级钢(API标准)在高温压缩变形中的塑性变形,应变速率分别为0.01s-1、0.1s-1、1s-1和10s-1,变形温度分别为1100℃、1000℃、900℃、800℃、750℃。结果表明,应变速率和变形温度的变化影响G105刚流变应力的大小,流变应力随变形温度升高而降低,随应变速率的提高而增大。在确认了实验的有效性和修正了由于变形功热产生的温升后,在Mat-lab中进行回归分析,得到G105级钢的高温条件下的流变应力本构方程,相关系数为0.9272,回归方程比较显著。

G105钢钻杆在不同浓度NaCl溶液中的高温高压腐蚀及常温电化学行为

目前,对G105钢钻杆在不同Cl-浓度下的腐蚀研究较少,通过高温高压釜模拟石油井动态高温高压环境,研究了G105钢钻杆在不同浓度NaCl溶液中的高温高压腐蚀行为,采用极化曲线研究了其常温电化学腐蚀行为。采用体式显微镜和扫描电镜(SEM)观察腐蚀产物膜形貌;采用X射线能谱分析仪(EDS)分析了腐蚀产物膜成分。结果表明:G105钢钻杆在含Cl-介质中发生孔蚀,严重时会出现明显的蚀坑;随着Cl-浓度的增加,钻杆的腐蚀速率和程度增加。

热处理对G105钻杆材料34CrMo4组织与力学性能的影响

对G105钻杆管体材料34CrMo4进行不同的热处理试验,并对试验后材料进行金相组织观察和力学性测试,研究了不同热处理对钻杆管体材料34CrMo4组织与力学性能的影响。结果表明:经不同热处理后,钻杆管体材料的组织为回火索氏体;在淬火温度相同的情况下,抗拉强度、屈服强度及硬度随回火温度的升高而逐渐降低,冲击韧性随回火温度的升高而逐渐升高;经淬火温度890℃、回火温度680℃热处理后,G105钻杆材料的综合力学性能较好。

27CrMo-F钻杆管体热处理工艺的研究

本文介绍了27CrMo-F无缝管在不同回火温度条件下的力学性能。生产中主要通过热处理回火温度的变动来调整杆体性能,研究结果表明,540~660℃回火温度可以满足G105和S135两种钢级的性能指标,在此基础上制定出27CrMo-F G105和S135钻杆杆体的热处理工艺参数。作为S135钢级钻杆杆体热处理时,淬火温度910℃,保温时间70 min,回火温度540℃,保温90 min;作为G105钢级钻杆杆体热处理时,淬火温度910℃,保温时间70 min,回火温度620℃,保温90 min。在此参数下热处理的钻杆管体,完全满足API 5DP的各项要求。

盐水钻井液中钼酸盐系缓蚀剂对钻杆缓蚀的影响

通过电化学阻抗谱(EIS)研究了钼酸盐系缓蚀剂在盐水钻井液中对G105钢钻杆缓蚀的影响,以寻求该体系中较佳的缓蚀方案,并用Zview2.1软件对试验数据进行了处理。结果表明,按钼酸盐含硅化合物有机胺B=141(质量比)复配而成的缓蚀剂,可以达到低成本、高缓蚀率的效果;并通过失重法利用室内动态模拟试验对最优配方进行了验证,证明复配缓蚀剂的缓蚀率接近95·0%,明显高于单组分缓蚀剂。

淡水泥浆钻杆化学镀Ni-P层的防护性能

G105钢油田钻杆在淡水泥浆中腐蚀严重,为此,对其进行化学镀高磷Ni-P层处理。用附带能谱仪的扫描电镜观察了镀层形貌、分析了镀层成分,用测厚仪测试了镀层厚度;通过动态模拟腐蚀装置考察了流速对G105钢及Ni-P镀层腐蚀速率的影响,比较了油田现用的有机涂层和Ni-P镀层的耐高温腐蚀性能和耐磨蚀性能。结果表明:Ni-P镀层表面呈胞状,磷含量为13.23%,属高磷耐蚀镀层;流速对Ni-P镀层腐蚀速率影响较小,Ni-P镀层耐蚀性明显优于G105钢;有机涂层经10 h强化磨蚀就发生损伤,Ni-P镀层50 h基本没有变化;低流速下,有机涂层高温腐蚀10 h而鼓泡,Ni-P镀层则没有变化。

石油钻杆管体用钢的淬透性试验研究

文章对包钢生产的G105、S135钢级石油钻杆管体用钢的淬透性进行了试验研究,结果表明:两个钢种具有良好的淬透性,在880~900℃的淬火温度下,G105钢获得最小50%、90%、95%马氏体洛氏硬度值的淬透层深度分别为15 mm、9 mm、7 mm;S135钢获得最小50%、90%、95%马氏体洛氏硬度值的淬透层深度分别为35 mm、18 mm、15 mm。