Розкриття першопричини відмови розділеного буріння діаметром 3-1/2 дюйма в наземному середовищі

Автор(и)

DOI:

https://doi.org/10.15587/1729-4061.2026.352272

Ключові слова:

сульфідне розтріскування під напругою, воднева крихкість, вміст сірки, руйнування бурильної труби

Анотація

Об’єктом цього дослідження є швидкорізальна сталь API 5DP Gr 105, яка використовувалася як бурильна труба та під час буріння виявила витік, що спричинило затримку доставки бурової продукції. Взаємодія між високим парціальним тиском H2S, матеріалу з високою твердістю, та закачуванням рідини для закінчування свердловин високої щільності (HDCF) залишається маловивченою, що призводить до розтріскування під напругою, викликаного сульфідом. Незважаючи на суттєві переваги, виявлені слідові кількості водню та сірки вказують на локалізовану корозію, яка може призвести до безпрецедентних зупинок буріння та, як наслідок, до збільшення експлуатаційних витрат. Нещодавно бурильна труба API 5DP 3-1/2" зазнала руйнування зі значним значенням твердості 26 HRC, що перевищує стандарт, визначений NACE MR 0175. Матеріал експлуатувався в газовій свердловині, багатої на H2S, куди HDCF закачувався для підтримки гідростатичного тиску та використання як контрольної рідини. Було проведено численні польові та лабораторні дослідження для виявлення першопричини цього руйнування, включаючи візуальні огляди, макрофотографію, аналіз хімічного складу, випробування рідини для закінчування свердловин, випробування на розтяг, металографію та SEM-EDX аналіз. Сліди зсуву та ступінчасті сліди на зруйнованому матеріалі чітко вказують на крихкість, що корелює з помітною міцністю на розтяг 907,80 МПа та межею видовження 18,18%. Збільшення твердості понад 22 HRC вказує на схильність до сульфідного розтріскування під напругою, де проникнення водню збільшується зі збільшенням парціального тиску H2S. Ці факти узгоджуються з результатами аналізу хімічного складу води, які показують, що рівні S2– та HS– перевищують одну частину на мільйон. Крім того, металографія виявляє міжзернисте розтріскування в відпущеному мартенситі, ймовірно, ініційоване в локальному концентраторі напруг перед поширенням і підтверджене зображеннями скануючого електронного мікроскопа.

Біографії авторів

Sidhi Aribowo, Universitas Indonesia

PhD Student

Department of Metallurgical and Materials Engineering

Johny Soedarsono, Universitas Indonesia

Doctor of Engineering, Professor

Prof Johny Wahyuadi Laboratory

Department of Metallurgical and Materials Engineering

Sopar Mangarapot Simanullang, Pertamina Drilling Services Indonesia

Assistant Manager Quality Control

Ario Oktora, Pertamina Drilling Services Indonesia

Senior Supervisor QC 5th Area

Warneri Warneri, Pertamina Drilling Services Indonesia

Manager Rig Operation V

Rini Riastuti, Universitas Indonesia

Doctor of Engineering, Senior Lecturer

Prof Johny Wahyuadi Laboratory

Department of Metallurgical and Materials Engineering

Agus Kaban, Universitas Indonesia

Doctor of Engineering

Prof Johny Wahyuadi Laboratory

Department of Metallurgical and Materials Engineering

Посилання

  1. Manzano-Ruiz, J. J., Carballo, J. G. (2024). Multiphase Transport of Hydrocarbons in Pipes. John Wiley & Sons. https://doi.org/10.1002/9781119888543
  2. Kaban, A. P. S., Soedarsono, J. W., Mayangsari, W., Anwar, M. S., Maksum, A., Ridhova, A., Riastuti, R. (2023). Insight on Corrosion Prevention of C1018 in 1.0 M Hydrochloric Acid Using Liquid Smoke of Rice Husk Ash: Electrochemical, Surface Analysis, and Deep Learning Studies. Coatings, 13 (1), 136. https://doi.org/10.3390/coatings13010136
  3. Tamalmani, K., Husin, H. (2020). Review on Corrosion Inhibitors for Oil and Gas Corrosion Issues. Applied Sciences, 10 (10), 3389. https://doi.org/10.3390/app10103389
  4. Luo, S., Liu, M., Shen, Y., Lin, X. (2019). Sulfide Stress Corrosion Cracking Behavior of G105 and S135 High-Strength Drill Pipe Steels in H2S Environment. Journal of Materials Engineering and Performance, 28 (3), 1707–1718. https://doi.org/10.1007/s11665-019-03913-7
  5. Han, Y., Zhao, X., Bai, Z., Yin, C. (2014). Failure Analysis on Fracture of a S135 Drill Pipe. Procedia Materials Science, 3, 447–453. https://doi.org/10.1016/j.mspro.2014.06.075
  6. Plessis, G. J., Uttecht, A., Pink, T., Hehn, L., Jellison, M. J., Vinson, B. (2016). An Innovative Pipe Grade to Enhance Reach of Deeper Prospects in Sour Fields. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference. https://doi.org/10.2118/180612-ms
  7. Tale, S., Ahmed, R., Elgaddafi, R., Teodoriu, C. (2021). Sulfide Stress Cracking of C-110 Steel in a Sour Environment. Corrosion and Materials Degradation, 2 (3), 376–396. https://doi.org/10.3390/cmd2030020
  8. Al-Mansour, M., Alfantazi, A. M., El-boujdaini, M. (2009). Sulfide stress cracking resistance of API-X100 high strength low alloy steel. Materials & Design, 30 (10), 4088–4094. https://doi.org/10.1016/j.matdes.2009.05.025
  9. Vakili, M., Koutník, P., Kohout, J. (2024). Addressing Hydrogen Sulfide Corrosion in Oil and Gas Industries: A Sustainable Perspective. Sustainability, 16 (4), 1661. https://doi.org/10.3390/su16041661
  10. Taravel-Condat, C., Desamais, N. (2006). Qualification of High Strength Carbon Steel Wires for Use in Specific Annulus Environment of Flexible Pipes Containing CO2 and H2S. Volume 3: Safety and Reliability; Materials Technology; Douglas Faulkner Symposium on Reliability and Ultimate Strength of Marine Structures, 585–591. https://doi.org/10.1115/omae2006-92394
  11. Ning, J., Li, H., Yoon, Y., Srinivasan, S. (2019). Review of Key Factors Related to Sour Service Material Selection for HPHT Oil & Gas Production Applications. CORROSION 2019, 1–13. https://doi.org/10.5006/c2019-13400
  12. ISO 15156-1:2009(en). Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production – Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials.
  13. Silva, C. A., Varela, L. B., Kolawole, F. O., Tschiptschin, A. P., Panossian, Z. (2020). Multiphase-flow-induced corrosion and cavitation-erosion damages of API 5L X80 and API 5DP grade S steels. Wear, 452-453, 203282. https://doi.org/10.1016/j.wear.2020.203282
  14. Zheng, Y., Zhang, Y., Sun, B., Zhang, B., Zhang, S., Jin, S. et al. (2024). Corrosion Behavior and Mechanical Performance of Drill Pipe Steel in a CO2/H2S-Drilling-Fluid Environment. Processes, 12 (3), 502. https://doi.org/10.3390/pr12030502
  15. Yu, Z., Zeng, D., Hu, S., Zhou, X., Lu, W., Luo, J. et al. (2022). The failure patterns and analysis process of drill pipes in oil and gas well: A case study of fracture S135 drill pipe. Engineering Failure Analysis, 138, 106171. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2022.106171
  16. Li, X., Lv, W., Li, M., Zhang, K., Xu, Z., Yuan, J. et al. (2024). Sulfide stress corrosion cracking in L360QS pipelines: A comprehensive failure analysis and implications for natural gas transportation safety. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 212, 105324. https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2024.105324
  17. Paul, S. K., Stanford, N., Hilditch, T. (2015). Effect of martensite volume fraction on low cycle fatigue behaviour of dual phase steels: Experimental and microstructural investigation. Materials Science and Engineering: A, 638, 296–304. https://doi.org/10.1016/j.msea.2015.04.059
  18. Liu, M., Yang, C. D., Cao, G. H., Russell, A. M., Liu, Y. H., Dong, X. M., Zhang, Z. H. (2016). Effect of microstructure and crystallography on sulfide stress cracking in API-5CT-C110 casing steel. Materials Science and Engineering: A, 671, 244–253. https://doi.org/10.1016/j.msea.2016.06.034
  19. Hazra, M., Rao, A. S., Singh, A. K. (2023). Corrosion Fatigue Failure of Exhaust Valve of a Diesel Generator. Journal of Failure Analysis and Prevention, 23 (4), 1402–1412. https://doi.org/10.1007/s11668-023-01663-2
  20. Zhou, G. Y., Cao, G. H., Dong, X. M., Zhang, Z. H. (2025). Tailoring the mechanical property and sulfide stress corrosion cracking resistance of rare earth doped casing steel by tempering treatment. Corrosion Science, 245, 112699. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2025.112699
  21. Treseder, R. S., Swanson, T. M. (1968). Factors in Sulfide Corrosion Cracking of High Strength Steels. Corrosion, 24 (2), 31–37. https://doi.org/10.5006/0010-9312-24.2.31
  22. Westin, E. M., Warchomicka, F. G. (2022). Solidification cracking in duplex stainless steel flux-cored arc welds Part 2 – susceptibility of 22Cr all-weld metals under high restraint. Welding in the World, 66 (12), 2425–2442. https://doi.org/10.1007/s40194-022-01389-z
  23. Grobner, P. J., Sponseller, D. L., Diesburg, D. E. (1978). Effect of Molybdenum Content on the Sulfide Stress Cracking Resistance of AISI 4130-Type Steel with 0.035% Cb. CORROSION 1978, 1–21. https://doi.org/10.5006/c1978-78040
  24. Liu, Y.-W., Zhang, J., Lu, X., Liu, M.-R., Wang, Z.-Y. (2020). Effect of Metal Cations on Corrosion Behavior and Surface Structure of Carbon Steel in Chloride Ion Atmosphere. Acta Metallurgica Sinica (English Letters), 33 (9), 1302–1310. https://doi.org/10.1007/s40195-020-01032-0
  25. Lynch, S. (2012). Hydrogen embrittlement phenomena and mechanisms. Corrosion Reviews, 30 (3-4), 105–123. https://doi.org/10.1515/corrrev-2012-0502
  26. Shi, X.-B., Yan, W., Wang, W., Zhao, L.-Y., Shan, Y.-Y., Yang, K. (2015). HIC and SSC Behavior of High-Strength Pipeline Steels. Acta Metallurgica Sinica (English Letters), 28 (7), 799–808. https://doi.org/10.1007/s40195-015-0257-1
  27. Li, J., Zhou, E., Xie, F., Li, Z., Wang, F., Xu, D. (2025). Accelerated stress corrosion cracking of X80 pipeline steel under the combined effects of sulfate-reducing bacteria and hydrostatic pressure. Corrosion Science, 243, 112593. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2024.112593
  28. Chen, J., Qin, Z., Martino, T., Shoesmith, D. W. (2017). Non-uniform film growth and micro/macro-galvanic corrosion of copper in aqueous sulphide solutions containing chloride. Corrosion Science, 114, 72–78. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2016.10.024
  29. Guan, G., Wang, X., Xin, M., Sun, C., Zhang, Q., He, J. (2024). Study on the Bonding Performance of BFRP Bars with Seawater Sand Concrete. Materials, 17 (3), 543. https://doi.org/10.3390/ma17030543
  30. Jiang, H., Ye, Y., Lai, S.-Y. (2023). Behavior of seawater sea sand concrete-filled plastic-lined steel tube stub columns under axial compression. Structures, 58, 105577. https://doi.org/10.1016/j.istruc.2023.105577
Розкриття першопричини відмови розділеного буріння діаметром 3-1/2 дюйма в наземному середовищі

##submission.downloads##

Опубліковано

2026-02-27

Як цитувати

Aribowo, S., Soedarsono, J., Simanullang, S. M., Oktora, A., Warneri, W., Riastuti, R., & Kaban, A. (2026). Розкриття першопричини відмови розділеного буріння діаметром 3-1/2 дюйма в наземному середовищі. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(1 (139), 59–69. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2026.352272

Номер

Том 1 № 1 (139) (2026): Виробничо-технологічні системи

Розділ

Виробничо-технологічні системи

Ліцензія

Авторське право (c) 2026 Sidhi Aribowo, Johny Soedarsono, Sopar Mangarapot Simanullang, Ario Oktora, Warneri Warneri, Rini Riastuti, Agus Kaban

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.

Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.