石油钻采设备用阀杆断裂失效分析_刘国永
油田钻具失效原因分析及控制措施研究
油田钻具失效原因分析及控制措施研究油田钻具是石油勘探和开采中不可或缺的重要设备，在石油生产中发挥着至关重要的作用。
在长时间的使用过程中，油田钻具可能会出现失效现象，不仅会造成生产中断和设备损坏，而且还会对环境和人员安全造成潜在威胁。
深入分析油田钻具失效的原因，并提出相应的控制措施，对于提高油田钻具的使用寿命和运行安全具有重要意义。
一、油田钻具失效原因分析1. 磨损和疲劳油田钻具在长时间的作业过程中，受到重复的载荷和振动影响，容易发生磨损和疲劳现象。
特别是在复杂地层条件下，磨损和疲劳问题更为突出，导致钻具寿命大大缩短。
2. 腐蚀油田钻具长期处于恶劣的地下环境中，容易受到泥浆、酸性物质等腐蚀介质的侵蚀，导致钻具表面损坏，甚至出现龟裂、脱落等现象。
3. 设计缺陷油田钻具的设计缺陷也是造成失效的重要原因。
在受力分布不均匀的情况下，可能导致部件断裂；在钻具的连接部位存在设计缺陷时，也容易发生失效。
4. 质量问题油田钻具的质量直接影响着其使用寿命和安全性能。
一些没有经过严格检测和质量控制的钻具可能存在隐患，容易出现失效问题。
5. 错误使用油田钻具的错误使用也是造成失效的重要原因。
操作人员对于钻具的使用不当，或者不符合设计要求的使用方法，容易导致失效。
二、控制措施研究1. 强化维护管理加强对油田钻具的维护管理，定期进行检查和维修，及时发现并修复磨损、腐蚀等问题，可以有效延长钻具的使用寿命。
2. 加强质量控制对油田钻具的生产过程进行严格的质量控制，确保钻具的质量符合设计要求，避免因质量问题造成的失效现象。
3. 完善设计改进油田钻具的设计，提高其受力均匀性和耐腐蚀性能，减少设计缺陷对钻具寿命的影响。
4. 增强人员培训加强对油田钻具使用人员的培训，提高其对钻具正确使用和维护的认识，减少因误操作导致的失效。
5. 强化监测技术引入先进的监测技术，对油田钻具进行实时监测，及时获取钻具的工作状态信息，可以有效预防失效的发生。
油田钻具失效原因分析及控制措施研究
油田钻具失效原因分析及控制措施研究油田钻具失效是指在钻井作业过程中，钻具出现各种故障，无法正常运转或达不到预期的使用寿命。
这会严重影响钻井的进展和效率，增加作业成本，甚至导致事故的发生。
对油田钻具失效的原因进行分析并研究相应的控制措施，对保障钻井作业的持续进行和安全生产具有重要意义。
油田钻具失效的原因主要有以下几方面：1. 动力系统失效：动力系统失效包括电机、液压系统、传动装置等故障。
这些故障可能是由于组件磨损、润滑不良、密封件老化等原因导致的。
控制措施包括定期进行设备维护保养，检查机械零部件的磨损情况，加强润滑管理，更新老化的密封件等。
2. 钻头失效：钻头是钻井作业中最容易失效的部件之一。
其失效原因主要有磨损、断刃、堵塞等。
钻头磨损主要是由于井壁岩石的磨蚀作用，尤其是含有砂岩和碳酸盐岩的地层，需要采取合适的防磨措施。
断刃则是指钻头刃部发生断裂，这主要是由于受到过大的冲击或拉伸力造成的。
堵塞则是指钻头刃部被岩石屑、胶结物等物质堵塞，导致无法正常进行钻井作业。
控制措施包括选择合适的钻头材料和结构，进行定期的检查和维护，及时清理堵塞物等。
3. 钻柱及井筒失效：钻柱及井筒是支持钻头和输送钻杆的关键部件，其失效会导致整个钻具系统无法正常工作。
钻柱失效主要是由于疲劳断裂，其原因可能是工作条件超过了其承载能力，也可能是材料质量问题。
井筒失效则是由于井壁结构破坏，主要原因是岩石的强度不够，造成井壁塌陷。
控制措施包括合理设计钻柱和井筒的结构，选择合适的材料，定期进行强度检测和防腐处理等。
4. 钻井液失效：钻井液失效主要指钻井液性能下降，无法满足钻井要求。
钻井液性能下降的原因很多，包括固相物质浓度过高、润滑性能不佳、过滤性能下降等。
这些都可能导致钻井液与井底温度、地层压力不匹配，从而出现井壁稳定问题。
控制措施包括定期检测钻井液性能，及时调整配方，控制固相物质浓度和酸碱度，保证钻井液的稳定性能。
钻井作业中油田钻具失效的原因较多，但通过合理的控制措施可以减少其发生概率。
211261567_钻具失效影响因素分析及规范管理对策＊
Science and Technology &Innovation ┃科技与创新2023年第10期·139·文章编号：2095-6835（2023）10-0139-03钻具失效影响因素分析及规范管理对策＊谭雷川（中国石油集团川庆钻探工程有限公司川西钻探公司，四川成都610051）摘要：在川渝地区超深井钻井过程中，由于井眼轨迹复杂、钻压大、转速高、环境苛刻，钻具失效事故频繁发生。
当钻具在井下发生失效问题后，轻则需要起钻更换钻具，重则导致钻具断裂落井需要进行打捞，严重制约了钻井工程的生产时效。
因此，对钻具失效情况进行系统分析，找出川渝地区超深井钻具失效原因，给出钻具失效预防措施，对降低川渝地区超深井钻具失效、全面提升钻井工程的安全性和可靠性有着十分重要的价值。
关键词：超深井；钻具失效；刺漏；失效分析中图分类号：TE921文献标志码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2023.10.041随着川渝地区天然气勘探开发的不断深入，为了充分探明灯影组等深部气藏情况，川渝地区钻井规模日益增大，超深井数量逐年增多[1-3]。
在钻井过程中由于井眼轨迹复杂、钻压大、转速高、环境苛刻，钻具失效事故频繁发生，严重制约了钻井工程的安全性和可靠性，造成了严重的生产时效滞后和巨大的经济损失[4]。
因此，对川渝地区超深井钻具失效情况进行分析研究，充分了解钻具失效的机理和原因，制定相应的防范措施，对提高钻具使用寿命，预防井下复杂的发生，降低钻井工程风险有着十分重要的价值[5]。
1国内外研究进展19世纪60年代开始，国外初步开展了金属材料失效方面的探索，吸引了众多的研究者[1-3]。
进入20世纪，EWING 和BASQUIN 基于金属材料失效的理论认识，建立了金属失效与疲劳系数的关系模型，该模型后来在钻具力学失效分析中得到了广泛的运用。
紧接着，开展了钻井液腐蚀、金属疲劳等对井下钻具材质的影响分析，认为提高井下钻具钢级、降低钻井液中腐蚀材料的含量可以有效地降低钻具失效的概率。
钻具断裂的失效分析及预防
2017年09月钻具断裂的失效分析及预防张孝兵海照新陈保民(川庆钻探工程公司长庆钻井总公司，陕西西安710018)摘要：油气田勘探开发过程中钻具受力状态十分复杂，所以其失效形式也多种多样。
如过量变形、断裂、表面磨损等。
发生井下钻具断裂事故，处理费用数额大，更甚者会发生打捞失败而弃井。
通过多年井下钻具断裂事故的处理经验、案例分析及试验研究总结出，大多数的钻杆断裂事故都是由于疲劳而引起的。
关键词：失效;疲劳;过量变形;钻具断裂1钻具断裂事故发生的一般规律在钻井实践中观察到的大量钻杆断裂现象可概括为：①钻杆大多数的断裂事故发生于旋转钻进过程中或在钻进后立即提离井底的时候；②大多数断裂发生在据钻杆接头1.2米的范围内；③管体的疲劳和腐蚀疲劳断裂均发生在内加厚过渡区消失处；④在有腐蚀性的洗井液中将引起管体或接头严重坑蚀，从断裂面上看到的这些裂纹是从内表面的腐蚀斑点开始的；⑤上提遇卡而拔断钻杆，断裂位置通常发生在已经产生疲劳裂纹，但尚未发展成为断裂的部位；⑥钻杆接头螺纹的疲劳断裂多发生于内螺纹接头大端第一和第二螺纹牙根部或外螺纹接头大端第一和第二螺纹牙根部。
2钻具断裂事故中钻具的失效形式2.1钻杆管体的疲劳和腐蚀疲劳断裂钻杆发生疲劳和腐蚀疲劳断裂破坏的主要原因是由于钻杆在弯曲井眼中旋转时发生周期性交变旋转弯曲应力以及井下腐蚀介质共同作用所致。
影响钻杆疲劳和腐蚀疲劳断裂的主要因素：①钻杆材料的抗拉强度和疲劳极限的影响；②钻杆材料冲击韧性的影响；③钻杆表面质量的影响；④腐蚀环境的影响；⑤拉伸和弯曲的组合影响；⑥累计疲劳。
2.2钻杆内加厚过渡区刺穿失效事故在钻杆管端镦粗加厚工艺控制过程中，由于内加厚过渡区太短，在钻杆使用中，在该区产生严重的应力集中，进而导致腐蚀集中并形成较深的腐蚀坑。
在旋转钻井过程中，钻杆受到旋转弯曲交变载荷的作用，在腐蚀坑底产生疲劳裂纹，最终导致钻杆刺穿或断裂，这属于钻杆的腐蚀疲劳断裂。
2.3内涂层钻杆加厚过渡区刺穿失效事故（内刺穿）由于钻杆（内涂层）内加厚过渡区的形状不良，在钻杆使用时导致局部涂层脱落并产生集中腐蚀（涂层脱落处的腐蚀速率要远远高于正常的腐蚀速率），很快会产生较深的腐蚀坑。
石化汽轮机阀杆及阀碟螺栓断裂故障分析及对策
Internal Combustion Engine &Parts提升汽车维修效率，并且实现可持续发展目标。
参考文献:[1]左冬晓，杨慧荣.绿色维修———汽车维修技术新途径[J].湖南农机，2015，41（07）：122-123.[2]黄志.绿色维修———汽车维修技术新途径[J].科技传播，2015，11（12）：120，108.0引言石化装置的汽轮机是以蒸汽为动力，将蒸汽的热能转化为机械能的旋转机械。
作为装置核心设备的驱动机，由于其运行范围广、转速高、无备用机组等特殊地位，一旦出现故障停机，将严重影响整个装置的稳定运行，因此，其运行的可靠性就显得尤为重要。
从实际使用及调查情况来看，由于各个汽轮机使用的工况、负荷等参数不同，以及制造质量的不稳定性加之用户安装、操作水平不同，汽轮机在运行过程中存在着许多问题，比如调速系统故障中的阀杆及阀碟螺栓断裂等问题，都可能造成汽轮机重大的安全事故，给生产造成重大损失。
因此，降低汽轮机故障率、提高运行效率，是当前石化装置长周期稳定运行、降低装置能耗的一个重要手段。
1汽轮机调速系统介绍调速系统是汽轮机最重要的部件之一，其作用就是使汽轮机输出功率与负荷保持平衡。
汽轮机在启动、停机及负荷变化时都是通过调速系统中的油动机带动阀杆，阀杆再带动各个调节汽阀来调节各个气门的行程，通过改变进入汽轮机的蒸汽流量或蒸汽参数来实现的。
当负荷增加时，调速系统就要开大汽门，增加进汽量（负荷减小时相反）。
另外当负荷突然减小时，调速系统也要防止转速急速升高，保持汽轮机的正常运转。
阀杆及调节汽阀是调速系统的重要部件，是控制汽轮机运行工况的执行机构。
在该机构中，调节汽阀采用了提板阀结构形式。
即5个小阀碟通过各自的阀碟螺栓统一挂在一根水平阀梁上，伺服油动机通过杠杆机构，同时拉升两根阀杆，从而将整个阀梁提起，几个小阀碟通过阀碟螺栓与阀梁之间的衬套来决定开启顺序及行程。
该结构的阀碟螺栓和阀梁衬套间配合为间隙配合，阀碟螺栓可在阀梁中自由活动，保证了阀门的关闭性能。
刚性抽油杆螺纹连接处断裂失效分析
刚性抽油杆螺纹连接处断裂失效分析摘要在石油工业中，抽油杆是一种常见的设备，用于从油井中提取石油。
然而，抽油杆螺纹连接处的断裂失效是一个经常出现的问题，对生产造成了严重的影响。
本文通过实验和数值模拟的方法，对刚性抽油杆螺纹连接处断裂失效进行了分析，并提出了相应的改进措施，以提高系统的可靠性和安全性。
1. 引言抽油杆被广泛应用于石油工业中的油井开采过程中，在高温、高压和恶劣的环境下工作。
抽油杆的螺纹连接处是其中最容易发生断裂失效的部分，因为在工作过程中会受到巨大的拉力和扭矩，同时还要承受石油液体的冲击和腐蚀。
因此，了解抽油杆螺纹连接处的断裂失效机理，并采取相应的改进措施，对于提高抽油杆系统的可靠性和安全性至关重要。
2. 断裂失效机理2.1 材料特性抽油杆通常采用高强度的碳素钢制造，具有较高的拉伸强度和抗疲劳性能。
然而，由于长期工作在高温、高压和腐蚀的环境下，抽油杆的材料会发生相应的蠕变和腐蚀疲劳现象。
2.2 螺纹连接处的应力状况在抽油杆的螺纹连接处，由于受到拉力和扭矩的作用，会导致应力集中。
应力集中会引起连接处产生微裂纹，当裂纹扩展到一定程度时，就会导致断裂失效。
3. 断裂失效分析方法3.1 实验方法为了研究抽油杆螺纹连接处的断裂失效机理，可以进行拉力试验和扭矩试验。
通过调节载荷大小和频率，可以模拟实际工作条件下的应力状态，观察连接处的断裂情况。
同时，可以将断裂样品进行金相显微镜观察和扫描电子显微镜分析，以了解断裂形貌和微观组织的变化。
3.2 数值模拟方法利用有限元分析软件可以对抽油杆螺纹连接处的应力分布进行模拟和分析。
通过建立合理的材料本构模型和几何模型，可以计算出连接处的应力和位移分布。
通过对模型的优化调整，可以得到最大的应力和应力集中区域。
4. 改进措施4.1 强化材料性能为了提高抽油杆的抗蠕变和抗腐蚀性能，可以选择更高强度的材料，并进行相应的热处理和表面处理。
此外，还可以采用涂层技术，在连接处形成保护层，以减少外界的腐蚀和磨损。
螺杆钻具主轴的断裂失效分析（5）
螺杆钻具主轴的断裂失效分析1王炳英，薄国公中国石油大学（华东）机电工程学院，山东东营（257061)E-mail ：*****************摘要:对失效螺杆钻具主轴进行了理化检验、力学分析，通过金相组织观察、扫描电镜（SEM）测试等实验手段，结合钻杆的受力状态分析,推断出主轴的主要断裂原因是由于服役条件时复杂的受力状态以及钻井液腐蚀综合作用,最终导致钻杆腐蚀疲劳断裂。
关键词:螺杆钻具；交变载荷；腐蚀疲劳中图分类号：螺杆钻具是以泥浆为动力的一种井下动力钻具，对传递动力和输送泥浆有着重要作用。
钻具主轴在服役过程中承受着复杂交变载荷的作用，要求钻具有很好的抗弯和抗冲击等力学性能及较高的表面质量[1-3]。
一般主轴的工作时间达到100小时以上被认为合格，但由于马达输出功率不均匀、地下地况复杂，受力不均匀等原因，造成很多主轴工作40-50小时便发生断裂，给钻井公司造成较大的经济损失。
要保证整个钻柱系统的结构完整性和密封完整性，确保钻井生产的正常运行，减小井下事故的发生，有必要对钻杆的失效进行研究。
1．理化检验结果1.1宏观形貌检查失效主轴的位置位于主轴的顶端，此处截面积较小，断口整体平整，有明显的起裂点，失效轴端的一部分平整光亮，另一半则存在大量的沟纹。
宏观断口明显观察到疲劳源区和宏观疲劳条纹。
对断口截面形貌进行观察，发现其具有灰亮色金属光泽，没有明显宏观塑性变形。
1本课题得到山东省自然科学基金资助（项目编号：Y2008F38）的资助。
图1钻具主轴失效部位的宏观形貌Fig.1Macrograph of the failure part of the drilling tool spindle1.2化学成分分析在失效部位取样进行化学成分分析，结果（质量分数）见表1。
从表1可见，主轴为材料36CrNiMo4，符合GB3077－1999[4]标准中材料的技术要求。
表1钻具主轴的化学成分Tab.1Chemical composition of the drilling tool spindle项目C Si Mn P S Cr Mo Ni 牌号主轴0.350.40.60.0350.03 1.00.2 1.036CrNiMo4GB3077-19990.32-0.40.40.5-0.80.0350.030.9-1.20.15-0.30.9-1.236CrNiMo41.3金相分析在失效主轴断口端面沿轴向取样，制作金相试样，观察显微组织，金相分析结果表明，断口附近显微组织和基体组织相同，为回火索氏体，晶粒度为8级，夹杂物如图2所示。
47-钻杆接头断裂失效原因分析与预防
Ｄ ｒ ｉ ｌ ｌ Ｐ ｉ ｅ Ｓ ｕ ｂ Ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ Ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ Ａ ｎ ａ ｌ ｓ ｉ ｓ ａ ｎ ｄ Ｐ ｒ ｅ ｖ ｅ ｎ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｙ
， ， ， ， ＫＯＮＧ Ｘ ｕ ｅ Ｌ Ｉ Ｕ Ｊ ｉ ｎ ｓ ａ ｎ ＭＡ Ｒ ｅ ｎ ＹＵ Ｘ ｉ ａ ｏ ｅ ｉ ＹＵ Ｘ ｉ ａ ｏ ｌ ｏ ｎ ｕ ｎ ｉ －ｙ － －ｑ －ｗ － ｇ
ｂ 微观形貌图像２处能谱
ａ 微观形貌图像１处能谱
ｃ 断口微观形貌图像 图 ２ 断 裂 接 头 断 口处 Ｅ Ｄ Ｓ能 谱 分 析
·４ ２·
０ １ ２年８月 石 油 矿 场 机 械 ２
［ ］
２． ４ 金相组 织 ２－４ 《 石油 钻 杆 接 头 》 中要求强度（ 屈服强度 ５ ２ ９ ０—２ ０ ０ ０ 、 ） ， 为８ 抗拉强度为９ 导致钻杆接头 ２ ７ ＭＰ ａ ６ ５ ＭＰ ａ 断裂。 在断裂钻杆接头断口 处 取 样， 然后经过１ ０ ０＃ 、 ２ ０ ０＃ 、 ４ ０ ０＃ 、 ６ ０ ０＃ 、 ８ ０ ０＃ 、 １ ０ ０ ０＃ 砂 纸 打 磨 后 在 抛 光机上抛光， 用 ４％ 的 硝酸酒 精 腐 蚀 ， 在蔡式显微镜 ） 。 下 观察 其 金 相 组 织 和 夹 杂 物 （ 如图 ３ 由图 ３ 可 知， 断裂钻杆接头的金相组织为回火 索氏体＋铁素体＋ 上 贝 氏 体 混 合 组 织； 内部夹杂物 ／ 有 ２ 类， 分别为 Ｃ １． ５和 Ｄ １． ５。 根 据 国 标 Ｇ Ｂ Ｔ 《 钢 中 非 金属 夹 杂 物 测 定 标准 评 级 图 显 １ ０ ５ ６ １—２ ０ ０ ５ ， 微 检 验法 》 非 金属 夹 杂 物 为 硅 酸盐 类 和环 状 氧 化 物 类， 级 别ｉ ＝１． ５。
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轴剪切强度与阀杆最大扭矩的关系。 已知安全轴销最大剪切强度为 599 N / mm2 ，即
销轴剪切断裂时剪切力为：
F = τS
（ 1）
式中： F 为剪切力，N； τ 为剪切强度，N / mm2 ； S 为销
轴横截面积，mm2 ； 轴销断裂时的外加扭矩为
T = 2F·Ｒ
（ 2）
式中： T 为扭矩，N·m； F 为剪切力，N； Ｒ 为销轴处
进行了宏观、微观及化学成分分析。结果表明，阀杆的化学成分基本符合要求，阀杆断裂与其强度
不高及局部严重腐蚀有关。
关键词： 阀杆； 断裂； 腐蚀
中图分类号： TG115． 2
文献标识码： A
文章编号： 1008-1690（ 2014） 05-0077-04
Analysis on Fracture of Valve Stem of Oil Drilling Equipment
2． 1 阀杆断口（ 近起始区） 对阀杆断口起始区域进行扫描电镜分析。断口
近边缘起始区域较平细，局部呈挤压折叠的细小台 阶状形貌，高倍下可见该区域断面为变形的韧窝状 形貌，呈剪切塑性变形特征，如图 3 所示。
图 5 阀杆表面近断口区域腐蚀形貌（ SEI） Fig． 5 SEI morphology of the corroded valve stem
参考文献
［1 ］ JB / T 6842-1993，扫描电子显微镜 试验方法［S］． ［2 ］ GB / T 17359-2012，微束分析 能谱法定量分析［S］． ［3 ］ GB / T 13298-1991，金属显微组织检验方法［S］． ［4 ］ GB / T 4336-2002，碳素钢和中低碳钢 火花源原子发射光谱分
析方法（ 常规法） ［S］． ［5 ］ 孙国钧，赵社戌． 材料力学［M］． 上海： 上海交通大学出版社，2006．
櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊櫊
5 化学成分分析
图 10 阀杆表面腐蚀物质能谱曲线 Fig． 10 Spectrum curve of corrosion substance on stem surface
在断裂阀杆上取样进行化学成分分析，结果如 表 2 所示。
《热处理》 2014 年第 29 卷 第 5 期
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表 2 阀杆的化学成分（ 质量分数，% ） Table 2 Chemical composition of the valve stem （ mass fraction，% ）
阀杆半径，mm； 由式（ 1） 代入式（ 2） 可得
T = 2τ·S·Ｒ≈2305 N·m
（ 3）
由上式计算可得，阀杆细段区 （ 24 mm 直径区
域） 扭转断裂时的扭矩（ 断裂所需扭矩（ 2305 N·m） ，即在过载外力
作用下，阀杆要早于安全销轴断裂。
4 硬度测试
LIU Guoyong
（ 1． Shanghai Institute of Machine Building Technology Co．，Ltd．，Shanghai 200070，China；
2． Shanghai Engineering Ｒesearch Center of Metal Materials Modification，Shanghai 200070，China）
表 1 阀杆基体试样扭转试验结果 Table 1 Ｒesult of torsion test of the stem base sample
试样规格 / mm 24． 0
屈服扭矩 Tp0． 2 / （ N·m） 959
最大扭矩 Tm / （ N·m） 1356
根据以上试验结果及力矩平衡原理计算安全销
阀杆断口 宏 观 形 貌 如 图 2 所 示，断 口 直 径 约 24 mm，基本呈横向分布。断面近边缘环周内可见
多个小块状塑变平滑区，呈棘轮状分布，拟为切应力 下多源启动的切断所致； 断面心部区域较粗糙，可见 有扭转流变的条纹分布，断口中心沿扭转方向呈向 上凸起状，拟为扭转断裂后期瞬间正应力作用所致。 断口整体呈过载性扭转断裂特征，近边缘拟为起始 区，心部为终断区。断口附近阀杆表面可见多处黄褐 色锈蚀斑区分布，表明阀杆曾受腐蚀性介质影响。
元素 阀杆 1Cr13（ 企业技术要求）
C 0． 15 0． 08 ～ 0． 15
S 0． 005 ≤0． 025
Si 0． 43 ≤1． 00
Mn 0． 48 ≤1． 00
P 0． 029 ≤0． 025
Cr 12． 45 11． 5 ～ 13． 5
Mo 0． 01 ≤1． 00
Ni 0． 18 ≤0． 60
櫡櫡櫡櫡櫡櫡櫡櫡 ～ 测试与分析 ～
櫡櫡櫡櫡櫡櫡櫡櫡
石油钻采设备用阀杆断裂失效分析
刘国永1，2
（ 1． 上海市机械制造工艺研究所有限公司，上海 200070； 2． 上海金属材料改性技术研究中心，上海 200070）
摘 要： 石油钻采设备中的 1Cr13 阀杆在使用过程中出现卡死、断裂现象。对阀杆的断口及螺纹卡死区域
对阀杆氮碳共渗区域表面进行维氏硬度测定， 结果为 743 HV0． 1、808 HV0． 1、872 HV0． 1 （ 企业技 术要求≥900 HV） 。在阀杆的横截面上进行布氏硬 度测定，结果为： 231 HBW、235 HBW、235 HBW （ 企 业技术要求 197 ～ 235 HBW） 。由以上硬度测定结 果可看到，阀杆表面氮碳共渗段未达到相关热处理 技术要求。
Abstract： 1Cr13 steel valve stem of oil drilling equipment deadlocked and fractured in service． The fracture of
valve stem and the deadlock zone of thread were subjected to macroscopic，microscopic and chemical composition
analysises． The results show that the chemical composition of valve stem come up to the standard on the whole，and
that the fracture of valve stem arises from its insufficient strength and being locally seriously corroed．
3 剪切及扭转试验
图 8 断面近心部终断区高倍形貌（ SEI） Fig． 8 SEI morphology of fracture center
在该区域的法向截面上进行金相分析。近阀杆 心部断口终断区域组织形貌如图 9 所示，可见断面 呈沿晶开裂形态，该区域组织为： 回火索氏体 + 带状 铁素体。
图 9 断口终断区组织形貌 Fig． 9 Microstructure of fracture ending area
（ 2） 为防止阀杆此类断裂的发生，原材料的化 学成分及后续表面处理一定要符合相关技术要求；
同时，系统安全轴销的强度与阀杆自身的最大扭矩 要匹配得当； 另外，考虑到使用环境中不可避免的腐 蚀性介质因素，建议改善表面处理效果亦或更换耐 腐蚀性能更好的材料。
致谢： 本失效分析是在我们所总工程师任颂赞 及检测中心主任陈德华的悉心指导下完成的。在 此，向他们表示衷心的感谢！
话： 021-56977377 × 744，E-mail： lgy040005@ 163． com
《热处理》 2014 年第 29 卷 第 5 期
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图 2 阀杆断口宏观形貌 Fig． 2 Macroscopic morphology of the valve stem fracture
2 微观分析
图 7 断口下侧裂纹区域组织形貌
Fig． 7 Microstructure of crack under the fracture
2． 2 阀杆断口（ 近心部终断区）
图 4 阀杆表面近断口区域凹坑形貌（ SEI）
对阀杆断口心部终断区域进行扫描电镜分析。
Fig． 4 SEI morphology of the pit in the valve stem surface
1 宏观分析
阀杆断裂位置如图 1 所示。可见断裂发生于阀 杆氮碳共渗部位截面突变区域的根部，阀杆近断口 区域表面基本呈黑色，并可见局部有黄褐色的锈蚀 状斑点。阀杆近端部配有一直径约 12． 4 mm 的销 轴，为阀杆的安全销，销轴一方面与杆套起到连接作 用，另一方面在阀杆卡死、过载时其会优先断裂，而 断裂阀杆的销轴并未出现断裂现象。
图 3 断口边缘起始区域高倍形貌（ SEI） Fig． 3 SEI morphology of the fracture starting area
阀杆表面近断口区域有多处细小凹坑分布，高 倍下可见这些凹坑内呈腐蚀形貌特征，局部凹坑周 围有细小龟裂纹分布，如图 4、图 5 所示。
图 6 断口起始区域组织形貌 Fig． 6 Microstructure of fracture starting area
2． 3 X 射线能谱分析 对图 5 所示凹坑内物质进行能谱分析，能谱曲
线如图 10 所示，可见该区域含有 Cl、S 等元素，表明 阀杆在服役过程中受到含 Cl、S 等元素的腐蚀性物 质影响。
对阀杆匹配的轴销进行剪切强度测定，结果得 出剪切强度为： 599 N / mm2 。在阀杆完好区域取样 进行扭转试验，结果如表 1 所示。
surface area near to the fracture
在该区域的法向截面上进行金相分析。近断口 起始区域组织为： 回火索氏体 + 少量碳化物，组织较 均匀，未见明显与断裂相关的夹杂物类缺陷分布，近 断面处组织有流变现象，如图 6 所示。