王方彬，賀東洋，王子維

（1.中石油集團川慶鉆探工程有限公司國際工程公司，四川成都 610051）

（2.中國石油集團中油測井西南分公司，重慶市 401132）

引言

閥桿作為閥門的重要零部件，主要用于傳遞閥門扭矩，而石油鉆采設備用閥桿通常運行于氟離子、氯離子、硫離子及碳酸氫根等混合環(huán)境中，大多數(shù)閥桿均因桿件材料出現(xiàn)腐蝕并在應力作用下誘發(fā)裂紋進而引發(fā)斷裂失效，故石油鉆采設備用閥桿必須具備良好的力學性能和抗腐蝕性能。在酸性介質條件下，通常在石油鉆采設備用閥桿基材表面增加抗腐蝕性保護涂層以提升閥桿基材抗腐蝕性能。與此同時，還應從閥桿自身結構強度、力學性能、零部件尺寸等方面出發(fā)，加強對閥桿腐蝕產物及截面組織等的深入分析，準確確定出閥桿斷裂失效的根本原因，為閥桿制備工藝改進提供借鑒參考。

1 閥桿斷裂失效原因分析

某石油鉆采系統(tǒng)所用閥桿長325mm，外徑最大值為31.8mm，主要采用1Cr13材質，閥桿螺紋區(qū)表面按照0.01～0.025mm的設計厚度進行了氮碳共滲處理[1]，表面硬度至少為900HV。造成該閥桿卡死及斷裂的主要原因包括宏微觀兩個層面。

1.1 宏觀分析

通過對該閥桿斷裂部位的分析發(fā)現(xiàn)，其斷裂主要發(fā)生在閥桿氮碳共滲截面突變區(qū)根部，且靠近斷裂區(qū)域閥桿表面基本為黑色狀態(tài)，并存在局部性黃褐色銹蝕斑。直徑12.4mm的1條安全銷軸裝配在閥桿近端部，主要發(fā)揮連接套桿及在閥桿過載、卡死后優(yōu)先斷裂的保護作用。但閥桿斷裂后，該安全銷軸并未斷裂。根據(jù)該閥桿斷口宏觀形態(tài)，斷口基本呈橫向分布狀態(tài)，且直徑約24mm，多塊塑變平滑區(qū)域以棘輪狀分布在斷面邊緣環(huán)周處，切應力作用下多源啟動切斷應為主要原因；斷面中心位置粗糙，分布有扭轉流變條紋，沿著扭轉方向可以看出明顯的凸起狀，應主要受扭轉斷裂后瞬間正應力所致。從整體上看，斷口主要表現(xiàn)為開始于斷面近邊緣處、終斷于斷面心部的過載性扭轉斷裂；閥桿在腐蝕性介質的影響下導致其斷口表面銹蝕。

1.2 微觀分析

為探究鉆采設備用閥桿斷裂失效微觀原因，進行了其斷口起始區(qū)電鏡掃描，結果顯示，接近斷口邊緣區(qū)域切口平整，僅局部存在因擠壓折疊原因而引發(fā)的微小階梯狀凸起，高倍電鏡掃描圖能清晰呈現(xiàn)出此區(qū)域內斷面韌窩狀剪切塑性變形形貌。此外，還能明顯看出閥桿表面接近斷口區(qū)域存在多處微小腐蝕性凹坑，且細小龜裂紋分布在凹坑四周。

采用電鏡掃描技術分析閥桿斷口心部區(qū)域微觀性狀發(fā)現(xiàn)，此處斷面呈較為明顯的回旋狀凸起，且斷面切口粗糙，局部存在擠壓擦傷；斷面基本沿晶開裂，且局部夾雜韌窩狀，以上特征均表明閥桿斷口心部組織明顯出現(xiàn)脆性斷裂。

為分析影響該閥桿斷面的主要腐蝕性物質，對該閥桿斷裂區(qū)域凹坑內物質進行能譜分析，根據(jù)結果，閥桿斷口過載性扭轉塑性斷裂特征十分明顯，而斷口心部則呈沿晶斷裂的脆性特征，基體內不存在明顯的應發(fā)斷裂的夾雜物，且斷口附近有較為明顯的腐蝕性裂紋，說明腐蝕是引發(fā)閥桿斷裂的一個原因；S和Cl等元素是引發(fā)閥桿斷口起始區(qū)及斷口心部區(qū)域腐蝕的主要元素。

2 閥桿軸銷剪切扭轉試驗及硬度測試

2.1 剪切扭轉試驗

測定該閥桿配套銷軸的剪切強度，測定結果顯示其剪切強度為599N/mm2，并在完好部位取樣同時進行扭轉試驗，根據(jù)試驗結果，閥桿桿件屈服扭矩和最大扭矩分別為959N·m和1356N·m，結合力矩平衡原理分析該閥桿最大扭矩與其配套安全銷軸剪切強度關系。閥桿配套銷軸斷裂時的剪切力F可表示如下：

其中：R—安全銷軸處閥桿半徑（mm）。將式（1）代入式（2）可以得出閥桿配套安全銷軸斷裂時外加扭矩T值為2305N·m。則該閥桿直徑區(qū)域扭轉斷裂時的扭矩1256N·m比其配套安全銷軸斷裂時外加扭矩2305N·m小，充分說明該閥桿受到過載外力作用時會先于安全銷軸而發(fā)生斷裂。

2.2 零件尺寸檢測

將閥桿拆解后通過三坐標測量儀檢測閥體、支撐板、連接體等零部件實際尺寸，根據(jù)檢測結果，上支撐板左右兩頭至軸孔中心的長度分別為62.223mm和62.770mm，下支撐板左右兩頭至軸孔中心的長度分別為62.392mm和62.626mm；閥桿體左右止口端面到軸孔中心的長度分別為63.750mm和64.800mm。由此可見，連接體端面和支撐板端面之間存在一定間隙，上支撐板左右間隙尺寸分別為1.53mm和2.03mm，下支撐板左右間隙則為1.36mm和2.17mm。在如此大尺寸的間隙下，閥桿受到介質力影響后會引發(fā)其支撐板移動，傳遞至閥桿上的壓緊力會使閥桿承受較大的剪切力和扭矩，為此必須將連接體止口端和支撐板端面間隙控制在0.2～0.5mm以內[2]，以避免閥桿承受的扭矩過大。

2.3 硬度測試

對石油鉆采設備用閥桿氮碳共滲區(qū)域表面進行維氏硬度檢測，所得到的結果為743HV、808HV和872HV，規(guī)范規(guī)定應不小于900HV，檢測結果明顯偏低；對該閥桿橫截面進行布氏硬度檢測，得到的結果為235HBW、236HBW和232HBW，規(guī)范要求為198～235HBW。從以上檢測結果可以看出，該閥桿結構表面氮碳共滲區(qū)域結構硬度并未達到熱處理技術要求。

3 斷裂閥桿理化分析及無損檢測

3.1 化學成分檢測

通過光譜法進行該石油鉆采設備用閥桿光譜分析，結果詳見表1。根據(jù)測試結果，在該閥桿化學成分中僅P元素含量略微超標、C元素含量位于規(guī)范值上限，其余元素含量均符合規(guī)范要求。

表1 石油鉆采設備用閥桿化學成分（單位：%）

3.2 力學性能試驗

按照試驗要求，將本文所分析的石油鉆采設備用閥桿加工為拉伸試件，并通過WE-60型萬能材料試驗機進行拉伸試驗，結果表明，試件抗拉強度、屈服強度分別為660MPa和465MPa，伸長率為9%，均不符合規(guī)范所規(guī)定的不小于1145MPa、不小于1110MPa及不小于26%的要求。為深入分析閥桿力學性能不達標的原因，必須進一步進行微觀組織分析。

3.3 微觀組織分析

在該閥桿斷裂面取樣并對其法向截面進行金相試驗發(fā)現(xiàn)，接近斷口邊緣區(qū)主要為均勻且呈連續(xù)帶狀分布的少量碳化物和回火索氏體組織結構，并有流變現(xiàn)象；而閥桿斷口心部區(qū)域金相分析結果顯示，斷面區(qū)為帶狀鐵素體和回火索氏體。根據(jù)GB/T13299-1991的評級標準判定，其帶狀組織為五級，且組織中碳化體晶界清晰可辨，回火索氏體帶寬窄不一，但不存在十分明顯的夾雜物引發(fā)的斷裂缺陷[3]。試樣經(jīng)過合理工藝調質處理后的金相組織主要表現(xiàn)為內部均勻的回火索氏體。

4 結論

綜上所述，本文所分析的石油鉆采用閥桿斷裂屬于過載性扭轉斷裂，造成閥桿斷裂失效的主要原因在于零件尺寸不合格、連接體止口端和支撐板端面之間間隙過大、閥桿材料氮碳共滲區(qū)熱處理工藝不當、化學成分中僅P元素含量略微超標C元素含量位于規(guī)范值上限、硬度強度等均偏低及局部嚴重腐蝕。該閥桿在服役期間螺紋嚙合區(qū)飽受介質腐蝕，導致螺紋區(qū)腐蝕膨脹進而卡死，并在持續(xù)外部扭轉力及閥桿自身強度不足等因素的綜合作用下最終因過載而斷裂。為避免閥桿再次發(fā)生此類斷裂失效，必須嚴格按照相關規(guī)范要求確定原材料化學成分并進行桿件表面處理，保證閥桿配套安全銷軸結構強度和閥桿最大扭矩的匹配性，并采取有效的防腐措施消除環(huán)境中腐蝕性因素，杜絕石油鉆采用閥桿斷裂失效問題的發(fā)生。