N80鋼級外加厚油管斷裂失效分析

萊鋼采用uhpeaf冶煉—lf(vd)精煉—連鑄—軋制短流程工藝路線開發(fā)生產(chǎn)了n80級36mn2v非調(diào)質(zhì)油井管用鋼,通過采取精料、嚴格控制電爐終點(tpc)、強化預脫氧、合理調(diào)整精煉爐渣、連鑄保護澆注、鋼管軋后控冷等工藝措施,使生產(chǎn)出的產(chǎn)品具有成分均勻、殘余元素含量低、氧含量低、夾雜物少、晶粒細小的特點,較好地滿足了石油工業(yè)對高質(zhì)量油井管的要求。

石油套管用N80鋼的研制

介紹了本溪鋼鐵公司和海特鋼管廠聯(lián)合研制石油套管用n80鋼和erw套管的情況。對研制的n80鋼和erw套管的化學成分、拉伸性能、沖擊韌性、金相組織等進行了試驗和分析。經(jīng)中國石油天然氣集團公司管材研究所評定,各項性能指標完全能夠滿足apispec5ct標準的要求。

隨著我國石油工業(yè)的快速發(fā)展,對石油套管的需求逐年增多,對其性能的要求也進一步提高。介紹了中海石油金洲管道有限公司研發(fā)的非調(diào)質(zhì)n80鋼級hfw套管的化學成分設(shè)計、金相組織、生產(chǎn)工藝路線、核心技術(shù)和控制要點、產(chǎn)品性能等。檢驗、試驗結(jié)果表明:研發(fā)的非調(diào)質(zhì)n80鋼級hfw套管滿足apispec5ct標準的要求,具有較高的沖擊韌性,同時焊縫對溝槽腐蝕不敏感。

研究了n80-1和n80-q兩種交貨狀態(tài)下hfw套管的力學性能、微觀組織、殘余應力以及溝槽腐蝕性能。研究發(fā)現(xiàn),n80-1組織為鐵素體、珠光體及少量貝氏體,n80-q組織主要是回火索氏體,且n80-1焊縫中心有一明顯沿縱向的金屬流線,而n80-q金屬流線寬度變窄,而且模糊不清。通過tem觀測,n80-1焊縫附近母材區(qū)珠光體的片層結(jié)構(gòu)完整清晰,而焊縫區(qū)的珠光體片短小、且雜亂無章,這種微觀組織必然對應較高的殘余應力。n80-1hfw焊管宏觀殘余應力達到235～258mpa,而n80-q殘余應力很小,整管熱處理可以有效地消除焊管殘余應力,但增加了生產(chǎn)成本。隨著加載應力的增大,溝槽腐蝕敏感性線性增大。

應用掃描電鏡、光學顯微鏡等檢測手段對不銹鋼液壓油連接管開裂原因進行分析,結(jié)果表明該連接油管的開裂不存在普遍性。

玻璃鋼油管有效地解決了偏磨、腐蝕問題。由于玻璃鋼材料性能的原因,使沖程損失增大,螺紋斷裂失效增多。介紹了玻璃鋼油管在勝利油田東辛采油廠的使用情況,分析了主要失效形式。提出了減小玻璃鋼油管失效的措施:①懸掛尾管;②下端錨定;③采用適合的螺紋加工工藝和扣型,增加連接強度。實踐證明,這些措施取得了明顯的效果。

對某井φ139.7mm×7.72mmn80鋼級長圓螺紋套管脫扣和粘扣事故進行了詳細的調(diào)查研究。分析認為套管發(fā)生脫扣的原因主要是由于下套管上扣時螺紋接頭發(fā)生嚴重粘扣,使其連接強度大幅度降低所致。該井井口中心與管柱軸線偏離較多,且采用鉆桿液壓鉗下套管,在上扣過程中套管接箍嚴重夾持變形,外螺紋接頭與嚴重夾持變形的接箍上扣配合之后導致套管嚴重粘扣損壞。套管嚴重粘扣還與套管本身抗粘扣性能差有一定關(guān)系。

介紹了天津鋼鐵集團有限公司采用bof-lf-vd-cc工藝流程冶煉n80石油套管鋼的生產(chǎn)實踐情況。通過采用高拉碳補吹氧、控制轉(zhuǎn)爐終點[c]、使用堿度3.5的cao-al2o3精煉渣系、喂入casi線和足夠的軟吹時間等工藝措施,使得所生產(chǎn)的產(chǎn)品成分和低倍組織符合客戶質(zhì)量要求以及api相應規(guī)范。對生產(chǎn)實踐中發(fā)現(xiàn)的轉(zhuǎn)爐回p控制、lf精煉時間控制、[al]s穩(wěn)定控制等問題進行分析與討論,為進一步優(yōu)化生產(chǎn)工序和提高產(chǎn)品質(zhì)量奠定了基礎(chǔ)。

針對錄井鋼絲的斷裂原因,對事故鋼絲和未使用鋼絲進行宏觀形貌和金相組織的對比分析,對鋼絲表面的點蝕坑進行能譜分析,對斷口進行掃描電鏡分析。結(jié)果表明,油井中的鋼絲表面腐蝕坑和裂紋源區(qū)均含有cl元素,腐蝕介質(zhì)是引起鋼絲斷裂的主要原因。在腐蝕性介質(zhì)和外加載荷的雙重作用下,裂紋持續(xù)擴展,直至發(fā)生疲勞斷裂。

針對傳統(tǒng)的非調(diào)質(zhì)鋼管韌性較差的問題,采用在中碳錳鋼中添加微合金化元素,并通過控軋控冷等工藝手段,實現(xiàn)析出強化和細化晶粒,從而提高鋼管的強度和韌性,使其接近或達到調(diào)質(zhì)鋼管的性能水平,以滿足大直徑非調(diào)質(zhì)石油套管高強度與沖擊韌性相匹配的要求。

通過對油泵內(nèi)斷裂的溢流閥的化學成分、宏觀形貌、金相組織、掃描斷口及能譜等進行分析,得出溢流閥斷裂是由于其原材料碳化物級別偏高導致熱處理過程中形成微裂紋及組織脆化造成的,并對溢流閥原材料及熱處理過程的改進提出了建議。

q235b碳素鋼通信塔用鋼管在矯直過程中出現(xiàn)焊接處斷裂。用掃描電鏡、光學顯微鏡、力學性能測試等方法,對斷裂構(gòu)件化學成分和力學性能進行檢測。選擇加熱溫度為920、940、950℃和保溫時間2、3、4h對試樣進行正火處理,并對熱處理后的試樣進行顯微組織觀察、力學性能測試和沖擊試驗,比較并確定最佳的正火工藝。結(jié)果表明,q235b鋼原始組織呈帶狀分布。在鋼管矯直過程中,焊接處出現(xiàn)應力集中,導致其發(fā)生脆性開裂。采用920℃×3h、920℃×4h或950℃×2h的正火工藝可以消除此類問題。

金屬桿斷裂失效分析 摘要:本文通過對金屬桿斷裂事故的失效分析，找出其 斷裂的原因，對預防類似金屬構(gòu)件的金屬失效做出預 測、監(jiān)督。 關(guān)鍵詞:金屬桿構(gòu)件疲勞斷裂失效 1分析案例： 某水電站一水輪機組額定水頭165m，額定功率582mw，轉(zhuǎn)速 142.9r/min，轉(zhuǎn)動部分重量944662kg，最大正常水推力8500kn;接力 器為油壓機構(gòu)，通過活塞桿傳導操作導葉的力，接力器工作油壓6. 0111pa，接力器行程620mm，接力器操作功2136knm。該接力器已 投入運行8年。事故發(fā)生時，中控室值班人員發(fā)現(xiàn)該機組負荷調(diào)整困 難，agc設(shè)定值為550mw，但實際輸出一直為500mw，經(jīng)運行人員 現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)該水輪機接力器活塞桿斷裂。 2失效分析 2.1活塞桿基本情況 活塞桿材質(zhì)193b7級，摩擦表面鍍鋅，重量322kg，直徑159.86 二一

一支圓柱形螺旋壓縮彈簧在使用時發(fā)生斷裂。應用理化檢驗手段對此進行取樣分析,結(jié)果表明,彈簧絲縱向表面裂紋缺陷和內(nèi)部較為嚴重的中心碳偏析缺陷是造成壓縮彈簧在使用時發(fā)生早期斷裂失效的主要原因。

針對遼陽石化分公司煉油廠加氫精制裝置高壓分離器液面計排污閥斷裂破壞,進行了宏觀形貌、材質(zhì)化學成分、金相組織、掃描電鏡等失效分析工作.結(jié)果表明,排污閥斷裂是由于應力腐蝕的原因所造成.并提出了相應的防護對策.

用戶在使用擱置3a的鋼芯鋼絲繩時,由于鋼芯首先斷裂,導致用后不久發(fā)生斷股事故。經(jīng)檢驗,鋼芯的斷裂為疲勞斷裂,疲勞斷裂的原因是由于鋼絲繩生產(chǎn)工藝控制不嚴以及服役過程中受到彎曲振動載荷,使芯絲表面磨損和硬化,并在磨損面上出現(xiàn)縱橫向裂紋和蝕坑,成為疲勞源,裂紋擴展導致芯絲過載斷裂,直至鋼芯斷裂,從而導致繩股破斷。鋼絲繩因其鋼芯過早斷裂而報廢,與鋼絲繩芯絲抗拉強度波動、表面缺陷以及鋼芯疲勞壽命與其鋼絲繩疲勞壽命匹配較差有關(guān)。

失效油管用于某油井，該井于2007年完井。該井完井后，套管中是密度為2.2g/cm3的泥漿，后用密度為1.5g/cm3的無固相有機鹽完井液替換出密度為2.2g/cm3的泥漿。在含有有機鹽保護液的情況下下入油管柱，到位后再座油管掛，然后投球、坐封。驗封時每增壓4.000mpa穩(wěn)壓5分鐘觀查，直到打壓至平衡壓力＋52.000mpa，穩(wěn)壓20分鐘封隔器完全坐封之后管內(nèi)泄壓至零，不返液。正打壓36.000mpa將球座打掉。之后再進行射孔和酸壓作業(yè)。最后排酸放噴。2008年11月發(fā)現(xiàn)7″×9-5/8″套管頭壓力為11000psi，于是決定修井作業(yè)，進行治理。2009年1月22日起出φ88.9（3-1/2″）×6.45mm、110鋼級hp1-13crfox油管，發(fā)現(xiàn)安全閥沖蝕嚴重，入井的244號油管發(fā)生刺穿失效（見圖2），漏點2293.99m。結(jié)合現(xiàn)場資料，對此油管的失效原因進行分析。

失效油管用于某油井，該井于2007年完井。該井完井后，套管中是密度為2.2g/cm3的泥漿，后用密度為1.5g/cm3的無固相有機鹽完井液替換出密度為2.2g/cm3的泥漿。在含有有機鹽保護液的情況下下入油管柱，到位后再座油管掛，然后投球、坐封。驗封時每增壓4.000mpa穩(wěn)壓5分鐘觀查，直到打壓至平衡壓力＋52.000mpa，穩(wěn)壓20分鐘封隔器完全坐封之后管內(nèi)泄壓至零，不返液。正打壓36.000mpa將球座打掉。之后再進行射孔和酸壓作業(yè)。最后排酸放噴。2008年11月發(fā)現(xiàn)7″×9-5/8″套管頭壓力為11000psi，于是決定修井作業(yè)，進行治理。2009年1月22日起出φ88.9（3-1/2″）×6.45mm、110鋼級hp1-13crfox油管，發(fā)現(xiàn)安全閥沖蝕嚴重，入井的244號油管發(fā)生刺穿失效（見圖2），漏點2293.99m。結(jié)合現(xiàn)場資料，對此油管的失效原因進行分析。

鋼絲繩鋼芯早期斷裂失效分析 作者：尹濤，尹萬全，yintao，yinwan-quan 作者單位：尹濤,yintao(遼寧省分析科學技術(shù)研究院,遼寧,沈陽,110016)，尹萬全,yinwan-quan(中 國科學院金屬研究所,遼寧,沈陽,110016) 刊名： 金屬制品 英文刊名：steelwireproducts 年，卷(期)：2009,35(3) 被引用次數(shù)：6次 參考文獻(2條) 1.黃明志;石德珂;金志浩金屬力學性能1986 2.材料科學技術(shù)百科全書編輯委員會材料科學技術(shù)百科全書(上)1995 本文讀者也讀過(10條) 1.欒麗君.劉玉剛.luanli-jun.liuyu-gang串聯(lián)盤管道連續(xù)輸送機鋼絲繩的疲勞分析[期刊論文]-煤礦機械 2008,29(2) 2.尹濤.姚戈.尹萬全6×19s-29

45鋼拉桿在使用過程中發(fā)生斷裂。采用化學成分分析、顯微組織檢驗、硬度測試及斷口的宏、微觀形貌觀察等方法對斷裂件進行了分析。結(jié)果表明,在正常的交變載荷作用下,拉桿因材料強度級別偏低而導致其早期疲勞斷裂;另外機加工不當造成的應力集中加速了拉桿的斷裂。

本文對減壓機不銹鋼泵軸斷裂進行了失效分析,泵軸材料為雙相不銹鋼。采用化學成分分析、宏微觀組織分析、顯微硬度測試等手段,分析了泵軸斷裂失效的原因,結(jié)果表明,不銹鋼泵軸的斷裂屬于疲勞斷裂,鍵槽強度不足以及鍵槽加工所導致的材料硬化是導致該不銹鋼泵軸發(fā)生快速斷裂的主要原因。