失效分析案例举例;案例1油井套管腐蚀;背景介绍：中原油田全油田有100多口井套管腐蚀穿孔，30多口井报废，200多口井套管待修。油井套管的最大穿孔速度为0.48ｍｍ年。;2腐蚀产物ＸＲＤ分析
取套管内壁物质,洗去油污,再用丙酮清洗吹干,进行Ｘ—射线衍射分析。套管内壁腐蚀产物中主要有ＦｅＣＯ3和ＣａＣＯ3,夹杂有ＮａＣｌ和硫酸亚铁等。腐蚀产物的主要成份为碳酸盐,显示出套管、油管腐蚀与ＣＯ2腐蚀有关。;4管壁ＳＲＢ分析检测
取下管壁内外表的附着物,置于100ｍＬ已灭菌处理的8%的生理盐水中,并使之均匀分散于盐水中,取1ｍＬ此盐水逐渐稀释至10-10级，采用绝迹稀释法测量最大可能菌量。分别在三种温度下(37℃、50℃和80℃)进行培养，连续观察并记录结果和现象。实验结果说明，在37℃条件下,ＳＲＢ活性很差，80℃时没有长出，50℃时最适合该细菌的生长，生长指标为221,菌量大约为3.0×104个/ｃｍ2。该细菌已适应了腐蚀产物膜下的环境,将导致膜下细菌腐蚀,进一步研究说明,该腐蚀产物膜中还含有少量的短链脂肪酸,该脂肪酸会促进点蚀的形成和开展,加速腐蚀。;5腐蚀试验
用油田水样对两种钢(套管钢、油管钢)进行了静态和动态腐蚀试验,温度50℃下密闭除氧试验时间7天。结果如表1所示:;不同流速对腐蚀影响的试验;不同ＣＯ2分压下,Ｑ235钢在3%ＮａＣｌ溶液中的腐蚀速度;6结论
(1)复杂断块油田套管腐蚀失效主要是油井高矿化度产出水中ＣＯ2腐蚀作用的结果。
(2)套管的局部腐蚀破裂形态与钢材中夹杂物的局局部布、流体冲刷密切相关。
(3)综合对腐蚀形态特征的观察判断,腐蚀产物的分析,材质金相非金属夹杂分析,管壁ＳＲＢ检测分析和腐蚀试验的研究,可以找出套管腐蚀失效的主要原因。;;1、背景介绍：广东省沿海某电厂发生的一起材料失效.该电厂1号机组的锅炉是国内某锅炉厂造的ＤＧ1025/18.2-ＩＩ3型亚临界压力中间再热自然循环单炉膛全悬吊露天布置平衡通风燃煤气包炉,过热蒸气最大连续蒸气量1025ｔ/ｈ,出口压力17.4ＭＰａ,出口温度540℃.全大屏过热器共有4屏,布置在炉膛上部,横向节距2743.2ｍｍ,纵向节距61ｍｍ,管径51ｍｍ×7ｍｍ,外圈第1、2根和最???圈作夹持管.材料为ＳＡ-213Ｔ91或ＳＵＳ304ＨＴＢ,其余管均为12Ｃｒ1ＭｏＶ,每大屏由8小屏组成,每小屏有6根管子,绕成Ｕ形.全大屏工质进口温度为406℃,工质出口温度462℃,工作压力18.6ＭＰａ.机组自投入使用到该次事故发生累计运行3400ｈ,本次事故爆破的全大屏过热器管共18根,其中12根为二次事故所致.;1宏观检验
爆口均发生在小角度17°30′弯头附近,裂口均为横向,在一次爆口的6根管子中有些管由外向内裂,有些那么由内向外裂,管径未涨粗,断口较平整,裂口内壁附近存在平行的未穿透的横向裂纹,管外壁附有黑色的氧化层;管外壁局部有弯管留下的压痕,这些区域的反面有较浅的横向裂痕萌生.;2化学成分及机械性能检验;3金相分析
在爆口附近制备金相试样,晶粒度3～6级,单相奥氏体,沿晶裂纹,裂纹中充满灰色的腐蚀物.;4电子探针检验
断口及管子外外表氧化物成分见表3,能谱分析发现管子微裂纹处存在Ｃｌ、Ｓ元素.;5内应力分析
在小弯头区域取样用衍射仪2θ法进行测量,其结果见表4.Ｆｅ(222)晶面应力常数为586,计算求得σ=164ＭＰａ(压应力);试验还说明试样存在明显的应力梯度.;6结果分析
ＳＵＳ304管材化学成分及机械性能均符合有关标准,管壁未减薄,金相组织也未发现异常.一次失效事故中所有的爆口和裂纹既不存在于管子的直段也不在管子变形量最大和炉温最高的下弯头处,而全部集中在变形量不大的小弯头附近,说明该材料在同一环境下失效与小弯头附近材料的状况有某种关系.爆口附近及管子内外壁小裂纹的形貌均为沿晶裂纹,裂纹中充满灰色的腐蚀物,爆口及裂纹方向与弯头加工变形方向垂直;尽管经过爆管和试样割取释放了大局部的内应力,衍射测量中仍可发现试样中存在明显的应力和应力梯度.可以确定失效的原因是由于应力腐蚀所致.;从断口外表的电子探针分析结果,致密氧化层说明这种爆破失效是一缓慢的过程,管子的有关区域有可能在投入运行之前就存在一些缺陷.经了解,由于工程进度的原因,这批管子在安装前已在工地放置了1年多时间,由于工地面临大海,又属于亚热带地区,空气湿度大,具有形成应力腐蚀的外部条件;夹持管材料延伸性较好,小角度处转弯较多但变形量不大.从管子外壁局部区域存在弯管时留下的压痕可推断弯管时加热温度缺乏;从试样内应力分析可见管子弯后热处理不妥导致这一区域的剩余应力得不到有效消除,加上该电厂的特殊地理环境气候条件,使得裂纹沿着管子拉应力垂