套管末屏接地分析

220KV变压器高压套管末屏放电原因分析与处理惠州天然气发电厂安装3台保定天威保变电气股份有限公司生产型号为SFP-480000/220主变及1台常州变压器厂生产型号为SFZ10-16000/220的启动备用变压器。主变出线高压套管是南京雷电有限责任公司生产,型号为BRLW-252/1600-4，启动备用变压器高压套管是抚顺传奇套管有限公司生产,型号为BRDLW2-252/630-4。2010年10月#2主变C级检修期间，对高压套管绝缘油进行常规性试验时，发现B相套管油乙炔含量达39ppm，严重超标，其它A、C相为零。经过全面检查，发现B相套管末屏有明显的放电痕迹，A相套管有轻微的放电痕迹。利用停机的机会对另外两台主变和一台启备变的高压套管进行油色普试验

一、试验情况分析：

#2主变B相套管情况

厂家出厂时的数据

启备变A相套管

厂家出厂时的数据

由此可知,#2主变B相套管和启备变A相套管都含有可燃气体, 根据《电力变压器运行规程 DL/T 572-1995》3.2.10条规定及按照中试所套管内绝缘油不能含有乙炔的要求,上述设备是不能投入运行的.

二、原因分析（加入结构图片更好）

1、运行方式改变了。原来的主变套管末屏是用端盖接地的，现在主变的套管加装有局部放电在线监测装置，末屏是与在线监测装置的二次电缆接头连接，再通过二次电缆连接到监测装置信号后接地，接地方式改变了。通过检查、分析，确认在线监测装置的探头与末屏不能可靠的配合、接触，造成了尖端放电，局部温

度急剧上升，在此作用下，套管内部的绝缘油分解出可燃气体，情况严重时会引起爆炸。

2、启备变的高压套管末屏接地是采用弹簧压紧式结构，弹簧作导体。由于设计存在缺陷，弹簧长期受压出现松弛，弹力不足，接触不良引起局部放电，长期运行造成恶性循环使到套管内的绝缘油分解出可燃气体。

三、处理情况介绍：

1、更换启备变A相侧套管和#2主变B相套管

2、拆除三台主变套管的在线监测装置，装回原来厂家提供的端盖

3、启备变的末屏接地方式与主变的不一样，接地端盖的压缩弹簧有明显的变形，不能保证可靠接地。我们用一根4mm2的多股导线焊接在末屏尾端，另一头用螺栓可靠地接在接地法兰上。经过测试接触良好。（加入改良图片更好）

四、建议

1、定期检查末屏接地装置端盖内是否有悬浮放电痕迹、弹簧弹性是否良好，以保证接地可靠。

2、定期进行套管油色普分析，找出原因，确保全安可靠运行

3、建议定期对套管末屏部分进行远红外测温检查，对因接触不良产生发热的套管末屏，力争及时发现。目前，对套管的末屏接地装置接地可靠性缺乏有效的检测手段，建议开展末屏良好接地监测的试验和研究，将末屏接地不良故障减少到最小

4、管的末屏接地不良是引起套管不正常运行的多发故障，其后果也比较严重。建议制造厂对其结构加以改进。

结束语：

套管在线监测装置主要是实时监视套管的运行中的情况，便于运行人员及时发现问题和采取措施，保证设备的安全可靠具有一定的作用，但是加装了这个装置，改变了套管的运行方式和条件，会造成设备的损坏，所以研究一种既安全又实用的新型设备是摆在我们科技人员面前的新课题。

参考文献：

GB/7252—2001，变压器油中溶解气体分析和判断导则

DL/T596—1996，电力变压器预防性试验规程，

井下套管损坏机理及围压分析-英文翻译

套管钻井和阶段性工具的结合：一种独特的缓和井底条件的方法 Combination of Drilling With Casing and Stage Tool Cementing: A Unique Approach to Mitigating Downhole Conditions 作者：R. R o b i n s o n,S a n d R i d g e E n e r g y, a n d S. R o s e n b e r g, S P E, B. L i r e t t e, S P E, a n d A.C. O d e l l,S P E, W e a t h e r f o r d I n t l. L t d. 起止页码：1-12 出版日期（期刊号）：2007年2月20日出版单位：SPE/IADC Drilling Conference 摘要目前科罗拉多州重大挑战是在派深斯盆地西北部的天然气田钻井和套管方案的设计。这一地区地质情况较为复杂，其与浸渍形成岩床，导致“克鲁克德钻洞“的产生。因此造成的问题，包括钻井时失去流通，并未能使水泥下到水泥工作台的9 5/8寸套管，可能造成套管达不到总钻探的深度。通过对问题的勘察，管理人员在该地区得出结论认为，一种不同的方法得到授权是和选定的套管钻井（DWC）作为以前勘察的替代。钻井与套管，加上固井的表面外壳，预计将产生显著有效的表面和套管钻孔作业，从而减少了非生产性时间（NPT）和相关的成本。本文回顾了在派深斯盆地中遇到的问题即传统的表面钻井和套管作业。同时也审查了钻井监督关于套管和钻井的实施方案。背景自2003年以来投资方已在派深斯盆地开采天然气。图1显示普通区域的地图。在遇到比较困难的钻井和套管表面制造空穴，钻井监督人员有丰富的经验来判断以及解除困难。这通常是针对约3100英尺的钻采深度。钻井所造成的问题浸渍形成岩床，失去了循环间隔，而且岩石的强度不够。常规钻井泥浆马达使用的做法和低重位（钻压）钻探了十二寸又四分之一深。表面空穴因为高钻压与常规钻井测试。结果往往有严重的增加倾向，有时超过7 。表l列出了一个典型的常规钻具组合，

浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防

浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防谢学明黄军辉摘要现在的开发井大多数以定向井和水平井代替了过去的直井，由于井眼曲率的变化，增加了套管弯曲变形的几率，使管杆偏磨、套管破损现象时有发生。据国内外有关报道，套管损坏原因及防治，多以“地质因素、工程因素、腐蚀”三方面为主，而对井眼轨迹的影响研究报道甚少。本文提出了预防套管损坏需从钻井源头抓起，认真抓好钻井井眼质量的前期工作，分析了井眼轨迹对套管损坏的影响，为预防套管损坏，延长油井寿命提供了可参考依据。主题词井眼轨迹套管损坏影响分析措施一、问题的提出随着江汉油田的开发进入中后期，加之地处鱼米之乡，江河、湖泊、沟渠、稻田甚多，地面井位选择困难，致使定向井、水平井逐年增多，井眼轨迹控制难度越来越大。而定向井、水平井所形成的井眼大都是椭圆形井眼，这一先决条件就对固井质量有影响；如果井眼轨迹控制不好，形成较大的拐点，使井身剖面与设计相差甚远的话，就会导致摩阻增加，下套管困难，给后期完井和采油工作留下更多隐患。特别是套管不居中会带来固井质量差、套管变形、抽油杆偏磨、油井寿命短的不良后果。目前，江汉油田套损井日益增多，截止2009年底仅江汉区块就有307口。据采油厂统计，由于管杆偏磨导致的杆断、管漏占井下作业总井次的20%和30%，管杆偏磨一度成为影响油井免修期的“罪魁祸首”，诸多偏磨“缠身”的油井，严重影响了开发管理水平和油井寿命。因此，预防套管损坏是目前勘探开发工作的当务之急，除了在采油工艺上狠下功夫外，还必须从钻井源头抓起，优化井眼轨迹，改善管杆受力状况，减轻管杆偏磨程度，才能达到标本兼治的目的。二、井眼轨迹对套管损坏的影响因素研究套管损坏的原因有许多方面，主要表现在：（1）地应力异常高和非对称外挤力大是导致套管损坏的主因；（2）高压注水、射孔、采油工艺措施参数不合理；（3）套管不居中、固井质量差、套管应力变大；（4）套管抗挤强度与组合不合理；（5）下井工具偏磨、违章操作、频繁的井下作业。以上这些原因分析和预防措施，国内外均有大量报道，这里不再赘述。本文从另一角度出发，着重分析井眼质量对套管损坏的影响，找出了井眼轨迹对套管损坏的影响因素如下：

套管的损坏与现象

一、套管损坏现象及判断由于各种因素作用的结果，会使石油井套管产生破损。对于套管破损的油(水)井必须正确地判断、及时修复，才能保证油田生产的正常进行。所以，及时发现与正确判断套管损坏相当重要。一般来讲，在油(水)井生产或作业施工中是可以发现套管损坏的。例如： (1)正常生产过程中，突然发现有大量淡水或泥浆产出。 (2)生产过程中井口压力下降，产液量猛减。 (3)注水井突然发生泵压下降，注水量大增的现象，但却又注不到注水目的层位。 (4)作业施工时，起下钻具(或管柱)有遇阻现象。 (5)套管试压不合格，稳不住压力。 (6)发生地震后，油井不出油等。发现上述现象后，应当进一步弄清套管损坏的情况和类型，查明破损的程度和形状等。通常在探测套管损坏时，采用工具通径检查和仪器工程测井两种方法。工具通径检查是用通井规、铅模或侧面打印器等工具下井进行实探检查；而工程测井主要是采用测井仪器进行微井径测井、井下电视测井等。近年来，也有采用工艺技术方法检查套管损坏情况的。如采用双水力压差式封隔器进行双卡法找漏，也是一种很有实用价值的方法。二、套管损坏的类型由于造成套管损坏的原因很多，每口井的具体情况又不相同，故套管损坏的形式多种多样。但按其损坏的程度和性质，可以分为套管变形、套管断错、套管破裂和套管外漏等四种类型。l．套管变形凡是由于地应力轴向应力变化，以及套管外挤压力大于内压力等因素的作用所造成的套管一处或多处缩径，挤扁或弯曲等变化，统称为套管变形损坏，简称套管变形。套管变形主要有以下几种： (1)套管缩径：凡是套管发生局部内径缩小或出现凹形变形者，称为套管缩径变形，简称缩径。 (2)套管挤扁现场统计与铅模打印资料证明，这类变形井较多，是油(水)井套管损坏中常见的一种。凡是套管截面由于四周受力不均匀而变成不规则椭圆形的，称为套管挤扁变形，简称套管挤扁。在实际生产中，套管挤扁变形很复杂，分一处挤扁变形与多处挤扁变形等。 (3)套管弯曲由于轴向应力作用不均匀所造成的套管轴线发生弯曲变形，叫做套管弯曲变形，简称套管弯曲。这种弯曲的形状很多，弯曲程度也不一样。有的弯曲段很小，弯曲的幅度和曲率很大；有的弯曲段很长，弯曲的幅度和曲率很小。 2．套管断错所谓套管断错，是指套管在轴向(即指铅垂方向)发生断裂、在径向(即水平方向)发生位移的双向叠加变形，简称套管断错。一般，套管断错可分为浅部断错(即指油层以上部位或接近地表部分)、油层部位断错和深层断错(即指油层下部)三种情况。不同油田或同一油田的不同区块，断错类型的特征也不相同，有的油田油层底部断错多，有的油田深层断错多。从断错的程度上看，断错的径向位移变化范围也很大，从几毫米到几十毫米不等，严重者套管全部错开。按套管断错的复杂性来看，一口井一般只会出现一处断错，个别井也有两处断错的。 3．套管破裂套管破裂主要指套管在轴向上发生破孔或缝洞的现象。造成套管破裂的原因很多，除了套管本身质量差之外，还有内应力和内挤压力、技术改造施

基于有限元模型的油井套管受力情况分析

基于有限元模型的油井套管受力情况分析套管损坏是制约油气生产的瓶颈问题,而套管外挤载荷设计合理与否对套管寿命具有决定性的作用。前人在研究套管外挤载荷时,都将地层考虑为正交各向异性、横观各向同性材料,没有考虑在垂直井眼轴线平面上岩石力学性质各向异性的问题。在考虑这一特点的基础上,建立了套管应力计算的力学及有限元模型。标签：各向异性;套管应力;有限元分析套管损坏是油田开发中后期面临的重大技术难题,近年来呈现愈演愈烈之势,对石油安全生产构成严重威胁。套管外挤载荷设计合理与否对套管寿命具有决定性的作用。在某些地层,即使按上覆岩层压力来设计套管外挤载荷,套损挤毁问题仍时有发生。本文拟在考虑岩石力学性质正交各向异性的基础上,建立相关的力学及有限元模型,求解地层各向异性对套管应力的影响规律。 1 有限元计算模型固井完成后,套管、水泥环、地层将形成一个弹性组合体,此时的套管受力情况很复杂,组合体各部分的几何尺寸和弹性参数对套管受力都有影响。通常认为,水泥环对套管起到加强保护的作用。而在一般的钻井设计中,基于安全的考虑,常忽略水泥环的影响。本文也作此处理,以便更清楚的认识地层力学性质各向异性对套管应力的影响规律。图1给出了组合体力学模型示意图。显然,与常规的力学模型相比,变化就在于各个方向弹性参数的不同。此时组合体应力状态的解析求解是比较困难的,因此采用有限元方法。根据组合体的几何特征和受力特点,充分利用其对称性,取1/4部分为研究对象,建立图2所示有限元模型。地层边界分别施加最大、最小水平地应力载荷,同时在其相对边界处施加水平位移和垂直位移约束。根据圣维南原理,应力分布只在离载荷作用处很近的地方才发生显著变化,在离载荷较远处只有极小的影响。所以取地层宽度为井眼半径的10倍,以消除边界效应。数值计算结果表明,这种做法是合理的。模型中选用适应能力强的三角形单元,网格划分采用手工分网与自动分网相结合的方式,依据内密外疏的原则进行。套管外径取为177.8mm,内径为157.1mm, 套管弹性模量210 GPa,泊松比0.26,地层弹性模量E1=30 GPa,E2=20

油水井套管堵漏修复技术

油水井套管堵漏修复技术（胜利油田中利石油工程技术有限公司）前言胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，主要存在下列问题： 1、堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉，造成堵浆注入量大，施工时间长。 2、堵剂形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。

3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1，先后在文33-107井等10口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。一、主要研究内容（一）堵剂材料的选择及其功能 1、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。 2、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。 3、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。 4、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。 5、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。 6、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。（二）油水井破损套管化学堵漏技术对化学堵剂的性能要求根据油水井破损套管化学堵漏技术施工的特殊要求，所研究的化学堵剂必须达到下列性能： 1、化学堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内。

MWB套管解体分析

6支MWB套管解体分析报告近期，上海MWB互感器有限公司生产的110kV变压器套管连续发生多起故障，电科院对石狮上浦变1号主变C相套管、连江文山2号主变B相套管、南安石井变2号主变A、B、C相套管和南平长沙变1号主变A相套管进行解体分析，分析如下：一、石狮上浦变1号主变C相套管石狮上浦变1号主变C相套管在运行中发现油位异常升高，判断套管发生内漏。在套管解体前，在注油孔处施加0.2MPa的压力，发现套管底部出现渗漏油，将均压球内密封圈取出，发现O形密封圈上有明显伤痕。套管解体时发现油枕上部蝶形垫圈下面的O形密封圈也存在明显伤痕，同时铝管也有凹痕，这两处伤痕是造成套管内漏的原因。由于变压器油枕油位比套管油位高，当套管油与变压器油连通时，变压器内部绝缘油从套管下部进入套管，套管上部空气从套管油枕上部的密封圈排出，造成套管油位上升。在油枕上部密封失效的情况下，如将军帽内有水分，水分将从套管主密封（即油枕上部蝶形垫圈下面的O形密封圈）进入套管内部。

施加油压后套管下部渗油内置均压球与铝管间O形密封圈受损

套管内部均压球套管顶部蝶形弹簧垫圈下O形密封圈受压损伤，铝管凹痕

套管顶部蝶形弹簧垫圈下O形密封圈受压损伤二、连江文山变2号主变B相套管连江文山变2号主变B相套管油中乙炔异常升高，并且套管介损相比历史试验数据也有明显上升，外观检查未发现异常，在解体后发现套管末屏引线与引线管内壁均明显有碳黑，末屏引线头处切面平整没有焊锡，分析认为末屏引线与引线管之间焊接工艺存在缺陷，虚焊，在运行的振动作用下，一段时间后末屏引线与引线管壁接触不良，放电。

油水井套管损坏机理与防治.doc

科学管理 2016 年第11期油水井套管损坏机理与防治杜兴龙大庆油田有限责任公司采油五厂一矿黑龙江大庆163513 摘要：随着社会经济的不断发展，针对现阶段损坏程度日趋严重以及套损井数目日益增多的问题，已经得到人们的广泛关注。本文简要分析了套损井损坏机理分析，并深入研究了修复工艺技术应用，最后提出了套损井防治建议。旨在让人们直观的认识油水井套管的本质，更好地开展相关工作。关键词：油水井套管损坏机理防治目前，我国的多数油田已经逐渐进入注水开发阶段。目前，套损通常情况下包括套管变形以及套管破损漏与此同时，由于现阶段的生产周期的不断增加，相应的，失，相应的会在前期进行一些修复措施，一般采用的修复由于注水以及地层下沉压实等，进而引起应力的相应变措施有以下几种：水泥浆封堵工艺，其又包括特殊管柱封化，并伴随着固井质量、油水井套管材质与井下作业等原堵工艺、封堵工艺、大剂量水泥灰浆封堵工艺、化学药剂因，以至于油水井套管产生破损与变形的状况。总之，套封堵工艺、超细水泥灰浆工艺以及普通水泥灰浆封堵工艺损井不仅极大的影响了增产和增效，还在一定程度上给井等；套管整形技术，通常情况下借助于变径整形器以及下下施工作业加剧了风险性以及难度。入梨形铣锥进行相应的机械修复就可以轻松应对套管的轻 1套损井损坏机理分析微变形，但是如果相应的油水井套损特别严重，且一般是众所周知，油水井套管损坏是由于诸多因素综合作用斜井段时，则必须借助于爆炸整形工艺技术；取换套与套产生的。通常情况下，其影响因素有以下几种：腐蚀因管补贴工艺。素、工程因素以及地质因素。一般的，地质因素涉及到岩 3套损井防治建议 3.1 预防建议层运动、地层出砂造成上覆岩层沉积压实、断层以及泥岩的蠕变与吸水膨胀等。工程因素涉及到高压注水、射孔及进行必要的井身结构优化：借助于比较探讨地层岩性措施作业、固井质量以及套管结构等。腐蚀因素在一定程和套损井段的联系，并在后期相应的安排井位时，可以更度上与该区域矿化度、入井液的含硫、含氧、注入水以及好的远离地层倾角相对较大的泥岩段与断层，与此同时，地层水有关。进一步加大优化井身结构的力度，以至于在套管易损井段借助对相关的油水井套管损坏的规律以及特点可以得合理的借助更耐用的厚壁套管。尽可能的提升注入水的水知，综合油田开发特征以及油藏特征，一般的，将影响油质：在此过程中，必须尽可能的降低注入水中的腐蚀性物水井套管的原因概括为几下几点：质的含量，基于此，添加有效的除垢剂以及杀菌剂，可以 1.1 泥岩吸水后粘土膨胀造成的套管变形在很大程度上降低注入水对套管的损坏。可以采用添加封隔通常情况下，基于岩性进行研究，各储层中普遍有砂进而极大的保护套管：针对高压注水井以及压裂井必须借助泥岩互层段以及泥岩段等。所以，在注入水逐渐进入泥岩于合理的封隔措施，从而在根本上保护上部套管，极大的降层之后，由于在泥岩中普遍存在的粘土矿物会随着吸水量低高压对上部套管的破坏作用。最后，有机的结合射孔层段的增加，进而产生极大的膨胀变形，以至于泥岩段的成岩地层压力以及固井质量等，从而切实的避免出现压裂酸化和胶结力在很大程度上会不断降低，从而逐渐塑化，致使其射孔的情况，利用正确的压裂压力和孔密与孔径控制。 3.2 治理建议移动范围更广泛，与此同时，产生大量的非均匀应力，并进而作用于油水井套管，极大的加剧了套管的变形程度。在油水井的治理过程中，一定要灵活的采取相应的措 1.2 射孔因素施。针对套管严重变形的油水井，必须采取爆炸整形以及现阶段，射孔作为一项重要的完井方式，与此同时，机械整形的治理办法；通常情况下，不仅要借助于传统的其在工作过程中形成的高压能够极大的破坏套管。除此之找漏验套工艺进行油水井的治理，还能够借助于国际上相外，首先，孔眼周围的固井水泥墙会在很程度上由于射孔关的先进的套损检测技术，像数控超声电视测井以及井径时受到强烈冲击，从而发生严重变形，以至于固结力降测井等；针对套管已经漏失的油水井，通常情况下会采取低，从而使其对套管的保护作用降低；其次，射孔也会引相应的封堵，并辅助以卡漏的方法进行彻底治理；针对套起套管自身的应力的相应变化，进而造成套损。管破损严重的油水井，一般情况下借助于打更新井、侧钻 1.3 腐蚀因素以及小套管固井；针对轻微变形的油水井，且没有耽误常通常情况下，注入水与产出液中包括的盐和酸性物质规作业时，一般能够继续进行生产。 4结论等强腐蚀性物质，可以在一定条件下和套管中的铁之间发生化学反应，从而极大的降低了套管的壁厚，进而引起套总之，油水井套管损坏机理与防治已经得到的人们的管强度不足，这也能够在一定程度上加剧套管疲劳，甚至广泛关注，也取得了一定的研究成果，但我们应该清楚的是引起套管发生渗漏现象。一般的，腐蚀作用针对地层水认识到，我国现阶段的油水井套管研究仍处于起步阶段，以及注水井矿化度相对较高的油水井腐蚀更严重。其发展进程任重道远。本文通过分析油水井套管损坏机理 2修复工艺技术应用与防治，旨在使人们直观的认识到油水井套管的本质，更 2.1 套损井找漏验套工艺应用好地开展相关的工作，进而服务于人们。

油田开发过程中油水井套管损坏问题探讨

油田开发过程中油水井套管损坏问题探讨发表时间：2018-09-12T15:55:39.603Z 来源：《基层建设》2018年第23期作者：徐智勇[导读] 摘要：现阶段，油田生产作业频繁，生产周期逐渐变长，以及注水、底层下沉引起的应力变化，造成油田开发过程中油水井套管损坏现象逐渐增多，严重影响着油田的产量和开采效率，而且为井下施工带去一定的风险与难度。长庆油田分公司坪北石油合作开发项目经理部陕西延安 716000 摘要：现阶段，油田生产作业频繁，生产周期逐渐变长，以及注水、底层下沉引起的应力变化，造成油田开发过程中油水井套管损坏现象逐渐增多，严重影响着油田的产量和开采效率，而且为井下施工带去一定的风险与难度。基于此，本文首先分析套管损坏机理，继而提出有效的预防、检测及修复技术措施。关键词：油田开发；油水井；套管损坏引言在油田生产中，如果发生套管损坏，会造成注采井网布局不合理，影响开发效果与进度，如果重新打更新井会大大增加成本，同时拖延开发进度，因此，套管损坏的预防与修复成为油田开发中亟待解决的问题。一、套管损坏的类型首先油田开发中多种因素的干扰，套管损坏的类型较多，常见的有套管的破裂、变形、穿孔、错断等，对套管的运行造成很大的影响，严重的会导致流体泄漏，影响油田生产。如果注水井的套管发生故障，会导致注入水的窜槽，影响注水效果。油井的套管损坏，导致压力的泄漏，影响到井下抽油泵的正常运行，致使油井产量大大降低。套管变形有缩颈变形和弯曲变形两种，有一些还有套管漏失的现象，包括套管断裂、套管错断，一旦出现套管损坏，必须进行修复技术措施。对井下套管进行修复，可以解决套损故障，保障油水井的正常生产，满足油田开发过程中的技术要求。二、套管损坏机理 1、地层力对套管的破坏第一，套管受盐层塑性流动产生的外挤压力而出现损坏和变形，盐膏和盐层发育井段，在波动的外界压力、高压和高温下出现塑性流动，产生较大的外挤压力，大大的超过上覆地层压力而挤毁套管，尽管在有水泥封固的组合套管中，外壁受到的压力会明显减小，但非均匀载荷也会通过固体介质传递到外壁，造成破坏。第二，在盐层的溶解作用下，扩大了井眼或是造成坍塌而产生外挤压力和冲击力挤毁套管，通常情况下会有结盐出现在损坏处，压裂放压可释放出盐水，严重情况下结盐会卡死油管和套管，不能进行大修。第三，断层区间非均质力对套管造成的损坏，区间压力会因为断层的存在而表现的不平衡，同时出现水串，加重了套管受力的非均质性，损坏套管。第四，断层滑移和泥岩蠕动形成的剪切力破坏套管，泥岩层段因高压注水的侵入而出现膨胀蠕动挤压套管，侵入到断层后润滑侧面而出现侧移，形成的剪切力会破坏套管。第五，在高寒地区永冻层的解冻和再结冻对套管形成损坏，永冻层随着钻进或是热流作用而出现解冻，上覆地层的下沉就会造成套管变形，完井后的油井在间断生产或未生产的情况下又会重新结冻，加大的体积也会损坏套管。 2、施加外力造成的套管损坏施加外力对套管的损坏主要包括摩擦力、流体动静力、注水诱发力对套管造成的破坏。套管下入过程中与岩层之间的相对摩擦，生产过程中流动的岩屑和泥浆与表面产生的摩擦，下钻杆中产生的碰撞和摩擦，这些情况下产生强大摩擦力的同时还会严重破坏套管。在钻井和固井过程中流体会对套管内外壁形成冲击，如果其强度小于套管设计强度则不会造成破坏，但在注水、光油管压裂或环空压裂等高压措施下就会形成强大的轴向力而破坏套管。注水开发过程中通常需要施加高压，在超过注水层上覆岩压的情况下就会形成浮托和滑移形成剪切、弯曲和拉伸，损坏套管。三、油田开发过程中油水井套管损坏的预防及修复 1、套损预防技术油田开发过程中，要想杜绝套损现象、保持井筒完整，确保油田开发顺利，保障油田产能，就应该以预防为主的原则，控制套损现象的发生，采取有效的预防措施，防止发生套损故障。控制合理的注水压力，严格配注要求，实现水驱的开发效率。针对高渗透层控制注水，低渗透层加强注水，并对套管的承压能力进行测试，防止超高压运行状态下，引起套管的变形。长期高压注水，导致套管超负荷运行，套管受到地应力和地层压力的作用，极易发生套损的现象。合理控制油井的生产压差，提高油井的开采效率，降低套损的发生率，减少井下修井作业的工程量，从而降低油田生产的成木，才能达到提高油田生产效率的目的。 2、套损检测技术检测技术的使用，可以准确判断出套损的位置以及套损的类型，帮助工作人员制定合理的修复技术，提高套损修复的工作效率。现阶段，我国已经形成的套损检测技术主要有井温仪测量井温曲线的技术措施，验证套管泄漏的情况。多臂井径仪井径测量技术，可以测量井径的变化，判断套管的缩颈变形。超声波成像技术措施的应用，能够分析井下套管的影像资料，更加精准地判断套损的类型。井下电视检测技术的应用，将井下套管的运行情况进行现场直播，实现了可视化管理的目标。通过各种检测技术的使用，能够准确判断井下套损的类型，采取相应的对策，实施修井作业，及时恢复套管的正常运行状态。 3、套管修复技术套管修复技术主要包括套管整形工艺、套管修补技术、套管加固技术、倒套换套技术以及套管内侧钻工艺。根据缩径变形的复杂程度不同，套管整形工艺可分为机械整形和爆炸整形，机械整形修复工艺主要应用于轻微缩径变形，而在形变超过内径12%的严重变形情况下就可采取爆炸整形工艺。机械整形工艺中的主要设备有辊子整形器、梨形整形器和铣锥等，受制于配套设备和钻具重量，通常是对轻微缩径变形、套管毛刺等情况进行处理。爆炸整形是通过爆炸的瞬时能量来应对挤压应力和变形应力进行扩张膨胀，重新分布局部地应力完成修套。爆炸整形通常应用在变形后井径超过70 mm的套管。

套管受力分析

6.1引言套管在井下一般都承受非均匀水平外挤压力，同时套管本身又有壁厚不均度、椭圆度、制造残余应力等缺陷。本文首先讨论壁厚不均椭圆套管抗均匀载荷强度，然后研究等壁厚圆形套管抗非均匀载荷强度，最后给出若干计算实例并从中得出结论，为研究套管的挤毁问题提供初步的理论依据。 6.2壁厚不均椭圆套管的抗均匀载荷强度壁厚不均度是指最大壁厚与最小壁厚之差除以平均壁厚，即 2 t max t min t max t min 不圆度是指套管长轴与短轴之差除以平均直径，即美国石油学会（API ）应用统计回归方法建立了一套计算套管抗挤强度的经验公式。它不考虑不圆度和壁厚不均度对套管抗挤强度的影响，而是在大量套管挤毁试验数据的基础上，应用统计回归方法求出适用于不同径厚比公式的系数A 、B 、C 和F 、G 。当前美国以及许多产油国家是以 API 规范作为套管的抗挤强度计算标准的。1994年 10月，公布了 API BULL. 5C3第六版。前后对照，计算公式只有个别变化。API 的套管抗挤强度计算公式已经处于相对稳定状态，但是，研究工作并未停止。石油工业中使用的套管一般是是合金无缝钢管。一般情况下，它同时存在着不圆度和壁厚不均两种原始缺陷。关于套管的尺寸精度对套管抗挤强度的降低问题，国外有很多大公司在进行研究而且得出了可喜的成果。证明了套管的不圆度、壁厚不均度对抗挤强度的影响是相当可观的。油田一般不检查套管不圆度、壁厚不均度，因此具体在每口井上，每个损坏点的结构尺寸影响到底多大是不可能搞清楚的。但是，不圆度、壁厚不均度对套管抗挤强度的影响是不容忽视的。最早（1930年）考虑这一问题的是布尔卡柯夫（By 孔raKOB ），他得出了变壁厚椭圆套管抗挤强度的计算公式。这就是布尔卡柯夫公式：套管受力分析 2 D max D min D max D min

柳南区块套管损坏机理研究及综合治理技术

柳南区块套管损坏机理研究及综合治理技术焦金生,焦光辉,薛　涛,朱磊磊 (冀东油田公司陆上油田作业区,河北唐海　063200) 摘　要:针对柳南区块开发中后期套管损坏较多,严重影响油田正常开发生产的情况,对该区块套管损坏的因素进行了分析,总结了套管损坏的规律,并对套管损坏修复和综合治理技术进行了研究和应用,使油井井况好转,区块开发效果明显改善。关键词:套管损坏;机理研究;综合治理中图分类号:T E358+ .4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0093—02 柳南区块构造复杂,断层较为发育,非均质性严重,特别是近几年加快了开发速度,油水井措施作业频繁,随着油藏采出程度的增加,油层动用程度提高,又造成地层出砂严重,部分油层经历多次射孔、挤封,极易造成套管破损变形。同时随着开采方式的增加和改进,如负压采油、分采等,套损形势更加复杂,修井难度越来越大。统计分析柳南区块共发生套管损坏井26口,占总井数28.6%,套管损坏严重影响了油田正常的生产。轻者可使生产管柱不能正常下入,重者可造成油井套管外井喷,致使油井报废。套管损坏使部分增产措施不能实施,尤其是部分主力油层段,严重影响区块的开发水平提高,造成局部剩余油暂时无法动用或相当长时间内无法动用,增加了油田稳产难度。因此,加强油井套管损坏机理及治理技术研究,已成为目前油田面临的重要课题。1　套损因素及机理分析1.1　地质因素分析柳南区块断层的形成和发育主要受高柳断裂和柏各庄边界断裂的影响,断层十分发育,以拉张性正断层占优势,有部分张扭性断层,浅层及上部断裂相对发育,断层交割关系比较复杂。断层或地层局部失稳,使地应力在井壁上集中作用,超过套管的承载能力时,导致套管损坏,损坏形式主要表现为剪切、挤扁和缩径。柳南区块主要沉积相类型为曲流河点坝微相,砂体厚度大,非均质性较为严重,多个单砂体相互叠置,上下层之间主要为泥质砂岩所隔,由于泥质砂岩见水后发生蠕变将地应力作用于套管,导致一些特定地层的套管极易被挤压损坏。1.2　地层出砂因素分析柳南浅层油藏明、馆两套储层成岩性较差,胶结物含量较低,胶结疏松易破碎,随着柳南区块进入高含水期而采用大排量提液后,增加了套损井的数量。因为加大采液强度后,会引起地层压力的迅速降低,开采过程中井底油层产生较大激动,高含水对地层岩石的胶结物也有破坏作用,引起油层出砂严重。从近几年柳南作业中发现80%以上油井发现出砂,砂柱高度从11.9米到410米不等。随着出砂量的增多,井筒周围地层砂产出形成空洞,空洞上方的岩石和疏松砂层由于缺乏支撑而塌落,岩体进入新的平衡状态,油井可能继续出砂,如果地层砂没有及时补充过来,套管周围砂岩形成空洞,套管在砂层段外部约束减弱,为套管纵向弯曲创造了条件,由于砂岩油层塌陷和上部地层的沉降,在井筒周围发生复杂的岩层位移,使套管柱受到井壁压、塌、挤造成弯曲变形,甚至错断破裂。 1.3　井下作业因素分析柳南区块曾经作为油田主力区块,封层补孔、卡水、防砂、提液等措施频繁,导致套管变形损坏。井下卡水堵水施工,用封隔器或挤封进行封隔,封隔器坐封力和挤封里都会使套管内挤压力增大,易损坏套管;砂卡或井内落物,需要冲砂或打捞作业,频繁作业对套管造成损坏;射孔造成套管挤破或开裂,如果套管韧性较差时,会加剧套管的损坏。柳南区块套管损坏点主要分布在Ng 、Nm 组主力小层的射孔井 93 　2012年第16期内蒙古石油化工收稿日期5作者简介焦金生(—),男,河南巩义人,助理工程师,6年毕业于西南石油大学石油工程专业,获学士学位,现在中国石油冀东油田陆上油田作业区采油一区担任地质师。 :2012-0-21 :1982200

油田套管损坏原因及防治措施研究吴存银

油田套管损坏原因及防治措施研究吴存银摘要：国内外许多油田随着开发时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。不仅造成巨大的经济损失，而且已经严重影响了油田的开发调整与最终的开发效果。本文对油田套管损坏原因进行了简单介绍并提出一些防治措施。关键词：油田；套管损坏；原因及措施； 1套管损坏原因分析 1.1地层原因由于套管是一个变形段，而不是一个点（最大变形范围可达15米）。在整个变形区间内，套管最终会在一个应力最大薄弱面（主变形面）上破坏。岩石力学与地应力分析表明，应力薄弱面通常为断层面、层理面、砂泥岩界面、砂岩间泥质夹层面等。由于研究区缺乏多臂井径成像资料，很难准确判断变形范围，而铅模位置一般只是变形的顶部位置，对于实际的变形情况很难准确提供，故确定的离砂泥岩界面1.5米内，很可能其套损主变形面在砂泥岩界面。砂岩层中存在泥岩夹层（应力薄弱面），决定了沉积体的砂泥岩互层性质，正是这种岩石薄弱面的存在，为套损创造了静态地质条件。 1.2高压注水引起的套管损坏高压注水引起套管损坏，统计结果可以说明高压注水后，如果注水压力超过地层的破裂压力，注入水会上窜至泥岩层，造成两个结果①套管变形如果浸入的水没有大面积扩散，只在套管周围相对小的范围内浸水，可能使地层滑动，但泥岩的蠕变会使套管变形。这与上面提到的油井套管损坏机理相同。②套管错断，大量水浸入上部或下部泥岩层后，岩石的内聚强度和内摩擦角急剧降低。因此，在泥岩层和砂岩层面处形成了弱结构面，当注水压力大到一定程度时，在外力重力或注采不平衡作用力下，地层发生相对滑动，从而使套管发生错断。 1.3套管腐蚀和储层出砂对套管造成的损坏套管的腐蚀主要包括化学腐蚀和电化学腐蚀，由于地层中的矿物质、二氧化碳以及原油中腐蚀性物质会对套管造成腐蚀。如果地层水中矿物质含量高，会对套管造成严重的腐蚀。长时间的套管腐蚀会影响套管的强度，腐蚀严重时会出现套管的穿孔甚至断裂。同时如果油层的出砂很多，也会造成套管的损坏。在出砂井中，随着原油的开采，会伴随大量的砂子从地层中排除，长时间砂子的排除，会在地层和套管之间形成空洞，空洞的出现使得套管失去了支撑，油层处套管受力发生了较大的变化，容易造成套管的失稳，从而导致套管的损坏。而且大量的砂子在套管内流动时，摩擦冲蚀套管，由于砂子形状的不规则，对套管造成严重的损坏。因此在出砂井要控制和防止油层的出砂现象。 1.4套管受断层影响，发生破漏、变形原因主要有两点：一是由于污水回注，使得断层上盘的压力增加，而下盘在生产过程中不能保持注采平衡，使上下盘之间产生压差；由于地层具有一定的倾角，地层在重力及岩石结构遭受破坏的共同作用下，在沿地层倾角下滑的趋势，当地层倾角大于岩石内摩擦角时，倾斜地层沿着地层倾斜面下滑，给阻挡地层下滑的套管施加剪切力，损坏套管。二是在断层附近发育大段泥岩段，泥岩蠕变、遇水膨胀，在井眼周围产生非均匀应力分布，使套管发生形变。同时，因为地层水腐蚀套管，进入泥岩段产生膨胀，使得套管变形。所以，部分井同时在同一井

油管振动导致断裂原因分析及处理方式

#2机EHM管振动导致断裂原因分析及处理方式《科技与企业》杂志2011年12月（下）大唐莱阳发电厂（湖南省末阳市）王班瑛【摘要】大唐耒阳发电，广’一期丁1987-,年-投产两台200MW气轮发电机组，采用哈尔滨汽轮机厂制连的55型第7台和第ZION200-- 130/5j5 一次中问再热凝气式汽轮机，在投产时两台机组均没有采用高压抗燃油EH液压控制系统。后 #1、#2机分别丁2001年、2005年在大修期间进行改造米用了高压抗燃油EH液压控制系统，EH油系统设备是由上海新华公司提供的配套设备。而#2机的EH油管是在2005 年69大修期间进行安装的，管道分别是q）25 X 2. 5与（1）14x2的不锈钢管，由新华公司提供，管道与所有三通、接头、大小头均采用是插入式焊接，EH油泵出口压力为14. 5Mpa EH油温：40” 55。G 【关键词】#2机EH油管；断裂；分析及处理一.现状分析我厂#1、2机组EHM系统管道安装后运行超过8年，自设备安装运行以来，#2 机组丁2008年、2011年7月29K 2011年8月4B共发生了3次中压调门管道焊缝处裂纹或断裂事故，造成停机。特别是#2机最近一次管道断裂是发生在大修后，大修期间金相人员对管道三通焊缝进行了检查，未发现异常，但是在大修后一个多月，中压调门油动机的EH油管道就发生了2次断裂现象。造成了EH 油的大量泄漏，而导致停机。这对机组的安全运行造成了重大的影响，同时也造成了严重的经济损失。因为EH油的造价非常贵，每次机组因EHM管道泄漏而造成的异停，至少造成EH油泄漏1桶以上，丽且开停机有大量的损耗，造成f不必要的经济损失，同时也加强了运行人员和检修人员的劳动强度。 =.原因分析引起油管振动的原因主要有以卜几个方面： 1、机组、调门振动。汽轮机本体与汽门阀组相连，油动机与阀门本体相连，EH油管与油动机相连接，当调门振动加大时，油管道肯定会随之增大振动，200MvM组的4个中压调门、油动机在汽缶工的侧面和最上部，当机组振动增大时，振动会直接或间接的传递到EH 油系统管道，造成EH油管道振动增大。 2、管夹固定不到位。由一I : EH油管道的管线较长，按照《EH系统安装调试手册》中规定管夹必须可靠固定，如果管道管夹固定不好，布置不合理，不但不能对发生振动的管道起到约束和消振的作用，反而可能会造成管系的共振，加大油管的振动，油管道还必须有相应的固定支架，固定支架必须到位，否则容易造成油管无良好支撑，增大振动量。 3、伺服阀故障。 EH油中电液伺服阀出现故障时，如：伺服阀卡涩，紧同件松动、卸荷阀内阻尼孔松脱、弹簧管疲劳等等因素都可以导致EH油系统无法正常运行，产生振荡信号，引起油管振动。 4、抗燃油油质劣化的因素。 EH油外观透明均匀，无沉淀物，其密度很大，因而有可麓使得管道中的污染物悬浮在液面而在系统内循环，造成零部件的堵塞和磨损。从而造成管道的振动。而导致EH油油质劣化。

电厂#炉H主汽管热偶套管断裂事件分析报告

电厂＃ 1 0 炉 H P 主汽管热偶套管断裂事件分析报告 1、事件经过 (1) 3月1日上午，运行人员在巡检中发现# 10炉HP过热器出口热偶备用套管堵头螺牙处有轻微漏汽，即发了缺陷单通知检修检查。当天，检修人员到现场查看，发现在用及备用套管(相隔约40cm) 均漏汽。由于＃ 10机在 2日、3日均连续运行，检修部未能安排该缺陷的处理。 (2)4日零点班，＃ 10 机停运。检修部安排人员处理该缺陷。在＃ 10转冷炉后于 4:45 时办理工作票，检修开工。 ( 3) 5:30 时，经检修人员割下热偶套管发现：备用套管的主汽管内管段在缩口过渡处已断裂，脱落在主汽系统内；在用套管的缩口过渡处有约为 1/3 周长的肉眼可视裂纹。检修工作负责人随即将检查情况汇报了部长，要求联系相关专业人员共同检查。 ( 4) 7:50 时，在用套管更换完毕，备用套管则进行了封堵。此后对锅炉、汽机的主蒸汽管道进行检查，查找脱落的热偶套管。 (5)经采取多种检查方法，终于在 17:30时利用射线探测到所断套管在从 HP主汽管上引出的# 10 炉对外供汽管路的水平弯管内。因该管路尚未投运，不影响主汽系统的安全运行，为了使＃10炉能够尽快投入运行，暂未取出该脱落套管(已作了标记)。 2、原因分析 (1)经查＃10炉这次已断裂和有裂缝的二套管失效部位特征:无明显塑性变形，断裂、开裂部位均在构件根部、近焊缝(6?7mm的大小变径过渡尖口上。初步判断是构件的应力分布处理不合理造成，具体为疲劳失效，部位在应力最大区段的应力集中线上。

（2）前年＃ 1 炉同样部位的同样套管已断裂过（也进入蒸汽管内），当时将该情况通报了杭锅，答复为该构件为行业标准件，出现断裂属产品质量问题，为个别现象，在允许范围之内。所以当时没有作进一步的详细分析和落实相关反措。 3、防范措施（1）检修部负责检查全厂杭锅产配 9E 炉所有高、低压主汽管上该类套管，全部拆下进行着色和射线探伤。现＃ 3、＃10 炉已完成，未见异常，＃ 1 炉正待安排进行。 2）检修部负责将＃ 10 炉已有裂纹的套管送权威专业机构进行综合分析，要求尽快提出分析报告。 3）现库房已向杭锅订购的 10 根同样套管停止使用，待分析结论和有杭锅的明确说法后再作处理。 4）检修部速订购目前各火电厂机、炉通用的可拆卸（螺口）的锥体型热偶套管，并分批进行更换（5）明确今后机、炉主汽管道上的热偶套管的定检周期（每年一次）、检查办法（着色和射线探伤）和标准（无裂纹）。（6）因我公司有多台杭锅产配 9E 炉，为防止此类事情的发生（代价很大），及时把此故障情况及相关分析报告上报公司，转发各下属电厂。（7）今后本厂所有锅炉、压力容器及压力管道部件，尤其是高温部件的提前失效，要进行结构、材质分析，找出确切原因，落实具体防范措施。 8）由生产管理部组织相关技术人员制定主汽管内遗留套管的处理方案，在供热系统调试前取出

管道受力分析计算

管道计算第一章任务与职责 1. 管道柔性设计的任务压力管道柔性设计的任务是使整个管道系统具有足够的柔性，用以防止由于管系的温度、自重、内压和外载或因管道支架受限和管道端点的附加位移而发生下列情况； 1) 因应力过大或金属疲劳而引起管道破坏； 2) 管道接头处泄漏； 3) 管道的推力或力矩过大，而使与管道连接的设备产生过大的应力或变形，影响设备正常运行； 4) 管道的推力或力矩过大引起管道支架破坏； 2. 压力管道柔性设计常用标准和规范 1) GB 50316-2000《工业金属管道设计规范》 2) SH/T 3041-2002《石油化工管道柔性设计规范》 3) SH 3039-2003《石油化工非埋地管道抗震设计通则》 4) SH 3059-2001《石油化工管道设计器材选用通则》 5) SH 3073-95《石油化工企业管道支吊架设计规范》 6) JB/T 8130.1-1999《恒力弹簧支吊架》 7) JB/T 8130.2-1999《可变弹簧支吊架》 8) GB/T 12777-1999《金属波纹管膨胀节通用技术条件》 9) HG/T 20645-1998《化工装置管道机械设计规定》 10) GB 150-1998《钢制压力容器》 3. 专业职责 1) 应力分析(静力分析动力分析） 2) 对重要管线的壁厚进行计算 3) 对动设备管口受力进行校核计算 4) 特殊管架设计 4. 工作程序 1) 工程规定 2) 管道的基本情况 3) 用固定点将复杂管系划分为简单管系，尽量利用自然补偿 4) 用目测法判断管道是否进行柔性设计 5) L型U型管系可采用图表法进行应力分析 6) 立体管系可采用公式法进行应力分析 7) 宜采用计算机分析方法进行柔性设计的管道 8) 采用CAESAR II 进行应力分析 9) 调整设备布置和管道布置 10) 设置、调整支吊架 11) 设置、调整补偿器 12) 评定管道应力 13) 评定设备接口受力 14) 编制设计文件 15) 施工现场技术服务 5. 工程规定 1) 适用范围 2) 概述 3) 设计采用的标准、规范及版本 4) 温度、压力等计算条件的确定 5) 分析中需要考虑的荷载及计算方法 6) 应用的计算软件 7) 需要进行详细应力分析的管道类别

某驱动桥半轴套管断裂分析和优化设计

某驱动桥半轴套管断裂分析和优化设计发表时间：2018-10-29T10:11:01.057Z 来源：《知识-力量》2018年11月上作者：张瑞华穆玉峰[导读] 后桥是汽车的关键零部件，起着承受载荷和扭矩的作用，一旦出现断裂，将严重影响乘客的生命安全，故对其失效模式分析尤为重要。本文对一款新型后桥在道路试验过程中发生半轴套管断裂的失效模式进行分析，通（精诚工科汽车系统有限公司，河北保定 071000）摘要：后桥是汽车的关键零部件，起着承受载荷和扭矩的作用，一旦出现断裂，将严重影响乘客的生命安全，故对其失效模式分析尤为重要。本文对一款新型后桥在道路试验过程中发生半轴套管断裂的失效模式进行分析，通过材质检测及理论计算，对失效因素进行排查。最终找到失效原因，并提出改进措施，避免再次失效，对提高汽车的安全性意义重大。关键词：驱动桥；半轴套管；断裂引言驱动桥壳起着支撑汽车载荷的作用，同时还要承受制动载荷、静载荷所引起的较大弯矩和扭矩。一旦桥壳出现断裂，将会影响整车安全，故对桥壳断裂失效模式分析意义重大。现某公司有一款新设计后桥在搭配汽车进行道路试验可靠性试验过程中，行驶至强化路的石坏路时，左后驱动桥半轴套管发生断裂，需立刻分析原因并制定整改措施，避免再次失效断裂。 1、基本情况某厂生产的两根不同批号的汽车半轴套管在使用过程中发生断裂，断裂情况类似，均发生于中的R2.5mm过渡圆角处。对其中一件半轴套管进行了断裂分析。图纸要求半轴套管采用45Mn2钢管生产，产品硬度要求为220~270HBW。 2、加工工艺分析将该桥的未断裂边拆解后，需对轮毂内轴承颈R角进行测量为4mm，设计要求为4～4.4mm，故该内轴承颈R角是符合设计要求，但在R 角根部与轴承颈之间存在一台阶，此台阶在设计中是不存在的，此处R角仅有1mm，将会引起应力集中，容易产生裂纹。针对台阶产生的问题进行一番调查后，发现是由于轴承颈需要经过粗车-精车-磨削三个步骤，在实际操作中，磨削轴承颈时并未磨轮毂内轴承颈R角，导致产生台阶。 3、理化检验 3.1、宏观断口分析半轴套管的宏观断口形貌，断口上呈现明显的贝壳纹花样，是典型的疲劳断口。断口上有2条相对的疲劳纹，疲劳裂纹均起源于套管外表面。整个套管表面有多个疲劳源，随着裂纹的扩展每个疲劳源的疲劳弧线逐渐合并成一条向前扩展。疲劳裂纹扩展深度最深为6.2mm，最浅为2.0mm，扩展区面积约占整个断口面积的10%，其余为一次性快速断裂区，无剪切唇，呈脆性断裂形貌。从宏观断口的特征可以看出这是一个不对称的双向弯曲疲劳断口。 3.2、微观断口分析对断口进行了扫描电镜观察，疲劳辉纹清晰可见，试样断口疲劳源处的低倍形貌见图1；试样快速断裂区的微观形貌，呈典型的脆性解理断裂特征，并有大量的二次裂纹。图1端口疲劳源处的地貌形象 3.3、金相组织及硬度在断裂源处切割试样并进行金相分析，其金相组织为片状珠光体+网状铁素体，网状铁素体组织显示晶粒粗大，按GB/T6394—2002《金属平均晶粒度测定法》评定为2.5级。试样的硬度为248HBW，符合技术要求。 3.4、尺寸检查因裂源位于圆角处，故对圆角位置的加工情况和圆角尺寸作了检查。圆角处可见粗糙的车削刀痕。实际测得圆角半径为1.35mm，远小于设计要求的2.5mm。 4、分析从宏观断口分析可知，该半轴套管断口是一高应力集中的双向弯曲疲劳断口。半轴套管两侧疲劳裂纹扩展区的面积大小不一致。半轴套管与后桥壳是通过焊接连接为整体。汽车行驶时，半轴套管位于桥壳上方钢板弹簧座一侧，其受力较小，在应力小的一侧疲劳裂纹扩展区面积也较小。该断口瞬时断裂区的面积较大，说明半轴套管承受的载荷较大或材料本身脆性较大。对R角的检验结果说明R角尺寸小于原设计要求，这使R角处的应力集中程度增大。同时，由于R角处粗糙的车削刀痕使此处表面出现许多的凹槽和尖角，这些缺陷会引起较高的应力集中现象，促进疲劳源的萌生。其次，由于热处理工艺控制不严，造成半轴套管圆角过渡处的组织为珠光体和网状铁素体，且晶粒粗大（2.5级）。一般来说，即使在相同的硬度条件下，粗大的晶粒将导致材料脆性增加，大大降低材料的疲劳强度。断口瞬断区的显微形貌也证明了材料呈脆性。