鄭　洋，萬　夫，周詠琳，李文超

中國石油川慶鉆探工程有限公司（四川廣漢618300）

CO2腐蝕下的鉆桿應力與疲勞壽命實驗研究

鄭洋，萬夫，周詠琳，李文超

中國石油川慶鉆探工程有限公司（四川廣漢618300）

鉆桿的疲勞失效是引起鉆具斷裂的主要原因。在開采的過程中，伴隨著天然氣和石油同樣會產(chǎn)生一定量的CO2。CO2侵入鉆井液后會使其產(chǎn)生弱酸性，腐蝕后產(chǎn)生的硫化鐵會在鉆桿表面產(chǎn)生刺穿和孔洞腐蝕，鉆井液中的Cl-在CO2共同作用下加速對鉆桿的腐蝕。采用旋轉(zhuǎn)彎曲疲勞實驗機，研究了常用的S135鉆桿的疲勞性能，在含有CO2的高溫高壓釜中浸泡不同的時間，采用疲勞壽命對數(shù)正態(tài)模型，得出了應力疲勞壽命曲線，綜合對比變異系數(shù)和疲勞壽命分析了CO2不同腐蝕時間下的疲勞壽命的影響原因。

鉆桿應力；疲勞壽命；CO2腐蝕疲勞

鉆桿在井下承受內(nèi)外壓力、軸向力、彎曲應力和扭應力等多種載荷的聯(lián)合作用，因此在鉆進過程中常常發(fā)生失效，尤其容易發(fā)生載荷與腐蝕介質(zhì)聯(lián)合作用下的疲勞失效［1-4］。鉆桿在石油開采過程中受到交變應力，并且井眼中還存在酸性腐蝕介質(zhì)，因此在其使用過程中受到疲勞、腐蝕等一系列復雜環(huán)境的影響。由于氫原子的滲入以及表面腐蝕坑的形成，對鉆桿的疲勞應力產(chǎn)生重大影響。統(tǒng)計表明：鉆柱失效80%［5-7］與疲勞相關，鉆桿工作時的疲勞斷裂強度遠遠低于設計的疲勞強度。開采油氣的生產(chǎn)過程中，CO2主要來自以下幾個方面：①油氣開鉆過程中伴生的CO2；②向油氣層中注入CO2提高原油采收率；③隨著開采中氣壓的降低，油氣水中的碳酸根離子減壓分解。

美國石油協(xié)會（API）在1925年的時候首次提出“CO2腐蝕”。在美國德州的油田中首次出現(xiàn)公認的CO2腐蝕。1961-1962年蘇聯(lián)在開發(fā)拉斯諾爾邊疆地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)，CO2腐蝕對設備產(chǎn)生了嚴重的腐蝕，其腐蝕速率達到5～8mm/a。美國的Litter Creek油田使用的CO2驅(qū)油實驗中發(fā)現(xiàn)，在沒有采用任何防護措施的情況下，其腐蝕速率為12.7mm/a［8］。這樣的腐蝕事故，在國內(nèi)的油田開采中也是經(jīng)常發(fā)生。塔里木油田LN204井P105油管在僅僅使用了21個月就由于CO2腐蝕發(fā)生了破壞事故［9］。從1995年以來，中國石化中原油田分公司在油氣開采過程中，CO2腐蝕就造成10口井的管柱穿刺和脫落事故［10］。在國內(nèi)的其他油田也存在CO2腐蝕的現(xiàn)象。

在進行鉆桿強度設計時，通常是基于靜載荷，并沒有考慮疲勞等因素。在動載荷的情況下，鉆桿的表面會形成微裂紋，內(nèi)部形成核，擴展直致鉆桿的斷裂，因此預測鉆桿的疲勞極限也是保證鉆井安全的重要方面。筆者對鉆井中常用的S135鉆桿CO2腐蝕后的疲勞壽命進行實驗研究，中短壽命區(qū)采用的是成組法實驗，長壽區(qū)采用的是配對升降法。運用數(shù)理統(tǒng)計和安全可靠性的理論，計算出日常使用中表征鉆桿疲勞壽命的S-N曲線。通過對S135鋼CO2腐蝕后的疲勞力學性能研究，對工程中的CO2腐蝕疲勞性能評價奠定一定的基礎。

1　實驗設計

高強度鋼斷裂的本質(zhì)是試樣表面的基體組織所含有的缺陷和內(nèi)部夾雜物相互競爭的結果。①當試樣的表面被加工的光滑度很高的情況下，疲勞斷裂是表面基體缺陷（晶內(nèi)滑移帶，晶界，相界）和內(nèi)部非金屬夾雜物競爭的結果；②當試樣表面比較粗糙，表面有腐蝕產(chǎn)物或者是打磨的過程中不是很光滑的情況下，疲勞斷裂是起源于表面粗糙度和內(nèi)部非金屬夾雜物競爭的結果。

在工程實際應用中，由于外界環(huán)境變化的復雜化，所產(chǎn)生的腐蝕影響也是各不相同。材料的疲勞和腐蝕相結合的基礎上，必須對整個實驗流程有個縝密的構思，才能對材料在經(jīng)過CO2腐蝕后的疲勞性能的影響做出評價，這樣才能具有一定的工程意義。

CO2對鋼鐵腐蝕的主要產(chǎn)物是FeCO3，在溫度升高的時，其在水中的溶解度隨之而降低，從而易形成保護膜［11］。文獻表明［12-13］：①T＜60℃，在鋼鐵的表面生成了一層比較松散的FeCO3，腐蝕速率達到極大值，發(fā)生的是均勻腐蝕；②鋼鐵在60℃以上的環(huán)境中，局部腐蝕較為嚴重，這樣疲勞實驗得出的壽命分散性較大；在50h以上的腐蝕時間，腐蝕速率迅速降低。故選擇24h，96h作為2個不同的時間段，在60℃的恒壓密封環(huán)境中，來研究材料的疲勞性能受到CO2腐蝕的影響。

2　實驗材料及方法

2.1實驗材料

實驗所用的疲勞試樣取自S135鉆桿材料，常見的疲勞實驗機有伸壓縮疲勞實驗機和旋轉(zhuǎn)彎曲疲勞實驗機2種。筆者采用旋轉(zhuǎn)彎曲疲勞實驗機進行實驗。實驗材料為S135鋼，是一種高強度鋼，實驗選用的S135鉆桿材料的化學成分如表1所示。材料的原始熱處理狀態(tài)為860℃油中淬火和650℃高溫回火調(diào)質(zhì)態(tài)，其微觀顯微組織為回火索氏體。

表1　S135鉆桿的化學成分分析/%

2.2實驗方法

2.2.1實驗材料處理

疲勞實驗同樣采用的PQ-6型旋轉(zhuǎn)彎曲疲勞實驗機進行，試件分為三組：第一組未腐蝕的試件記為C0；腐蝕實驗設備為密封性的高溫高壓釜，設定溫度為60℃，在釜內(nèi)充滿水，里面充入CO2，在恒定的壓力下進行實驗；第二組浸泡24h，記為C24；第三組浸泡96h，記為C96。

2.2.2對材料的數(shù)據(jù)處理

當應力降到某一極限值的時候，S-N曲線（S疲勞實驗機施加應力，N斷裂時的旋轉(zhuǎn)次數(shù)）接近水平線，當應力不超過極限值的時候，疲勞壽命無限增大，該極限值為材料的疲勞極限。采用升降法預測疲勞極限，經(jīng)驗公式為：

式中：σ為第一次加載應力，MPa；σb為材料抗拉強度，MPa。

一般在預估疲勞極限附近3～5級應力水平下進行實驗，應力增量取20MPa。試樣壽命超過1.0×107時記為“越出”，試樣壽命小于1.0×107時記為“破斷”，試樣“破斷”或“越出”即停止實驗。第一對相反的結果在以后數(shù)據(jù)的應力波動范圍之類的話，如果高一級應力水平試樣“破斷”，則降低應力水平再做一個試樣；對于傳統(tǒng)的疲勞實驗中短壽命區(qū)用成組法確定疲勞壽命，對于長壽區(qū)則采用配對升降法，然后根據(jù)Basquin方程得出S-N曲線。

3　實驗結果

3.1疲勞實驗的數(shù)據(jù)整理

在長壽區(qū)用配對升降法來預測S135的疲勞極限，在664.3MPa應力下試件全部斷裂，644.3MPa下的應力的在做到第三根的時候，發(fā)現(xiàn)試件越出，利用已有的實驗數(shù)據(jù)（表2），用配對升降法得出疲勞極限，如表3所示。

表2　S135旋轉(zhuǎn)彎曲疲勞實驗結果

這樣得到654.3MPa下的數(shù)據(jù)4個，634.1MPa下的數(shù)據(jù)1個，614.0MPa下的數(shù)據(jù)2個見表4～表7。得到S135高強度鋼的疲勞極限范圍為：614.0～ 654.3MPa，即鋼在這個范圍內(nèi)有可能斷裂，這跟實驗試樣的內(nèi)部不均勻性和加工誤差造成的同軸度的不同有關，這個區(qū)間也被稱為疲勞斷裂的突變區(qū)，在小于這個區(qū)間的最低值614.0MPa，壽命達到107，可以認為是平穩(wěn)安全的。疲勞極限的最大值為654.3MPa，此數(shù)值為疲勞斷裂和不斷裂的分界點。

表3　S135旋轉(zhuǎn)彎曲疲勞升降配對表

當疲勞與壽命數(shù)據(jù)符合正態(tài)分布的時候，取子樣平均值作為母體中值的估計值，疲勞極限值S0等于以n為權的Sri的加權平均值：

將上表中的數(shù)據(jù)代入上式，得到S0=639.9MPa。子樣的標準差為：

當取置信度為95%［14］的時候，上式得到的變異系數(shù)滿足的數(shù)據(jù)個數(shù)為4個，而實際的數(shù)據(jù)個數(shù)為6個，故疲勞極限S0=639.9MPa作為母體中值的估計量，是滿足置信度為95%的要求。

3.2C24腐蝕試件的結果

試樣在高溫高壓釜中恒壓浸泡24h后，分別測量并計算各組試樣的疲勞值及相應的壽命特征值（表2、表3）。

由表5的變異系數(shù)可知，在數(shù)據(jù)滿足95%的置信度下，做出基于Basquin方程的表達式：

表4　C24組不同應力下的疲勞壽命

表5　C24組不同應力下的壽命特征值

由S-N方程得出的材料疲勞極限強度510.5MPa，同樣基于Basquin方程做出腐蝕狀態(tài)下的S-N曲線，并和未腐蝕狀態(tài)的S-N曲線進行對比，見圖1。

圖1　C24組和C0組的S-N曲線對比

在氫對材料疲勞壽命影響的機理研究中，Kuro?moto［15］認為：當外界是高應力狀態(tài)下的時候，所有材料疲勞斷裂的行為方式都是一致的，即裂紋的生長都在一個較短的時間內(nèi)完成且很快材料斷裂。從曲線中可以看出，同等應力條件下C24組的疲勞壽命是低于C0的疲勞壽命，這符合正常狀態(tài)下的疲勞壽命變化的規(guī)律，即任何腐蝕均會降低疲勞壽命。隨著應力的降低C24組的疲勞壽命與C0組的疲勞壽命差距越來越大。

3.3C96腐蝕試件的結果

試樣在高溫高壓釜中恒壓浸泡96h后，分別測量并計算各組試樣的疲勞值及相應的壽命特征值，如表4和表5所示。

由表5中的變異系數(shù)可知，實驗數(shù)據(jù)的數(shù)量是滿足置信度95%時所需要的數(shù)量，做出基于Basquin方程下的S-N曲線方程：

由S-N方程得出的材料疲勞極限強度為284.4MPa，同樣基于Basquin方程做出腐蝕狀態(tài)下的S-N曲線，并和未腐蝕狀態(tài)的S-N曲線進行對比，見圖2。

表6　C96組不同應力下的疲勞壽命

表7　C96組不同應力下的壽命特征值

圖2　C96組和C0組S-N曲線對比

由圖2可以知，隨著應力的降低，2個曲線之間的差距越來越大，且在經(jīng)歷了CO296h腐蝕后，材料表面出現(xiàn)了不規(guī)則的腐蝕坑。由于腐蝕后對材料的表面產(chǎn)生了較大的影響，這時表面的腐蝕坑是影響疲勞壽命的決定因素。

3.4同等壽命下疲勞強度的降低

3.4.1C0和C24組的比較

對于中短壽命區(qū)的S-N曲線描繪最好的方程是Basquin方程，做同等壽命下C0和C24的應力差S-N曲線，見圖3。

圖3　C24組和C0組同等壽命下中短壽命區(qū)的應力對比

由圖3可知，同等壽命區(qū)的應力差隨著壽命的增大而增大，在105次的壽命區(qū)差距為7.5MPa，在106次壽命區(qū)的差距為50MPa。由于24h腐蝕試件表面包裹一層致密的腐蝕膜，故在低應力下影響疲勞壽命的最主要的因素為滲透層。

3.4.2C0和C96組的比較

同等壽命下C0和C96的應力差S-N曲線，見圖4。

圖4　C96組和C0組同等壽命下中短壽命區(qū)的應力對比

由圖4可知，在105次左右的疲勞應力差距為140MPa，在106次壽命區(qū)的疲勞應力差距為239MPa。由于其表面的腐蝕狀況較為嚴重，故材料表面腐蝕坑是影響材料疲勞的關鍵因素。

3.5CO2腐蝕疲勞結果分析

將兩種不同腐蝕時間的S-N曲線和之前的未經(jīng)腐蝕的S-N曲線對比，見圖5。

圖5　C0，C24，C96三組S-N曲線對比

由圖5可以看出，同等壽命下，經(jīng)過腐蝕后的疲勞應力均低于未經(jīng)過腐蝕的疲勞應力，這符合腐蝕后疲勞壽命降低的基本規(guī)律。在高應力下，C0和C24組的疲勞應力相差不大，C96組和C0組的疲勞應力相差較大。

3.6CO2腐蝕對疲勞壽命分散性的影響

將2種不同腐蝕時間后試件的變異系數(shù)和未經(jīng)腐蝕試件的變異系數(shù)曲線對比，見圖6。

圖6　C0、C24、C96各組試件不同應力下的變異系數(shù)

當數(shù)據(jù)滿足正態(tài)分布，疲勞應力降低時，應力對應的變異系數(shù)增大。由圖6可知，三組試件的變異系數(shù)在高應力下變化都很小，原因是相對于各自的疲勞斷裂強度都是處于較高的應力水準。

4　結論

綜上所述，CO2腐蝕對材料的疲勞壽命造成了以下幾個方面的影響

1）完全未腐蝕試件的疲勞強度為639.9MPa，經(jīng)過CO224h腐蝕后的疲勞強度為510.5MPa，經(jīng)過CO296h腐蝕后的疲勞強度為284.4MPa，經(jīng)過CO2腐蝕造成了材料的疲勞強度降低，且腐蝕時間越長，疲勞強度降低的越多。

2）對于表面腐蝕均勻且致密的情況下，當H+作為影響疲勞主要因素的情況的時候，氫滲透造成了材料疲勞壽命分散性增大。

3）疲勞斷裂經(jīng)過裂紋源形成、裂紋擴展、斷裂3個過程。經(jīng)過的96h CO2腐蝕后的試件，試件表面腐蝕嚴重，腐蝕坑底應力集中并導致裂紋的形成，多個裂紋形成斷裂裂紋，材料表面是影響材料壽命的最關鍵性因素。

4）腐蝕時間是影響疲勞壽命的關鍵性因素，最主要是試件表面的形成腐蝕坑，且腐蝕時間越長，疲勞極限應力下降越多。當工具經(jīng)過一段時間的腐蝕，在較低應力下使用時，其疲勞斷裂的分散性增大，故應降低一定的使用應力；在較高應力環(huán)境下使用時，隨著腐蝕時間的增加，表面粗糙度增大，則疲勞斷裂的應力隨之迅速降低。

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The fatigue failure of drill pipe is the main cause of drilling tool breaking.With the exploitation of natural gas and oil，a cer?tain amount of CO2will be produced.CO2makes the drilling fluid present weak acid，which causes the corrosion of drill pipe surface to penetrate.CO2and Cl-in drilling fluid accelerate the corrosion of drill pipe.The fatigue performance of the commonly used S135 drill pipe was studied by rotating bending fatigue testing machine.The drill pipe was soaked different time in the high temperature and high pressure autoclave containing CO2，and the fatigue life curves of the drill pipe were got using fatigue life log normal model.The causes of corrosion time influencing the fatigue life curves of the drill pipe are analyzed according to variation coefficient and fatigue life.

stress of drill pipe；fatigue life；CO2corrosion

鄭洋（1988-），男，現(xiàn)主要從事石油鉆采設備安全評價及檢測工作。

本文編輯：尉立崗2016-06-17