某油田集油干线弯管开裂失效原因研究

许艳艳 葛鹏莉 高多龙

摘      要：通过对某油田集油干线弯管刺漏部位的化学材质分析、微观形貌观察和残余应力分析，結果表明：该管段材质的金相组织、硬度和强度不满足相应标准要求，导致管材的脆性增加，致使在缺陷位置发生裂纹起源，在局部拉伸应力、疲劳载荷及残余应力影响下，管段在裂纹处快速撕裂。

关  键  词：集油干线;开裂;材质缺陷;应力

中图分类号：TQ 052       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）02-0497-04

Abstract： The chemical composition of puncture site of the elbow of the main oil gathering line in an oil field was analyzed， its micromorphology was observed， and its residual stress was analyzed. The results showed that the metallographic structure， hardness and strength of the pipe segment materials did not meet the requirements of the corresponding standards， resulting in the increase of the brittleness of the pipe， causing the crack origin at the defect location. Under the influence of local tensile stress， fatigue load and residual stress， the pipe segment rapid tore at crack.

Key words： oil gathering main line; crack; material defect; stress

某油田集油干线于2013年10月18日投产使用，管长6.93 km。管线设计压力等级4 MPa，管材为L245NS，规格为?168 mm×5 mm，介质流向发生改变的位置采用无缝热煨弯管。管道内部为油气水混输介质。管道运行压力为0.5 MPa，运行温度为75 ℃。管内介质为油、气，含有少量的水，地层水分析结果中呈弱酸性，pH值在5.13～7.02之间，Cl-含量约2 984～29 516 mg/L，硫化氢含量在107.36～633.53 mg/m3之间。管道内壁采用无溶剂液体双组分环氧涂层防护。管道外壁采用30 mm厚聚氨酯泡沫聚乙烯夹克防腐保温。弯管规格为φ168×6.0-R900，L245NS，R=6D，热煨弯管，热煨工艺依据标准SY/T5257-2012《油气输送用钢制弯管》。2016年2月，该管线的弯管发生刺漏，带来一定的经济损失和环境影响。本文通过断口形貌观察、弯管材料性能测试等检测手段，分析了弯管失效的原因，为采取有效的预防性措施提供依据。

1  管段宏观形貌观察

取样管段如图1所示。弯管圆周长为530 mm，管道外壁裂纹长度为415 mm，管道内壁裂纹长度为410 mm，开裂处距离左端焊缝处为210 mm。由于管道外壁裂纹的长度大于管道内壁裂纹长度，且裂纹的剪切唇为后期快速断裂形成，因此判断裂纹源自图1（b）所示的平滑区域。

2  测试结果与分析

2.1  管材理化性能分析

对取样管段取样进行理化性能测试，评判取样管段理化性能是否满足标准要求。理化性能测试内容包括化学成分、金相组织、硬度、拉伸性能、冲击等。

2.1.1  化学成分

（1）在母材弯管段和直管段取样，依据标准ASTM A751-14进行化学成分测试。结果表明：管材的C元素含量和S元素含量高于标准GB/T 9711-2011中对L245NS管材的要求。化学成分测试结果如表1所示。

从化学成分分析结果看出，管材中C含量和S含量略高于GB/T9711-2017《石油天然气工艺管线输送用钢管》要求。C元素的增加提高材料的硬度和抗拉强度，S元素的增加降低材料的韧性，提高材料形成夹杂物的可能性。

2.1.2  拉伸性能测试

弯管和直管的拉伸试验依据标准ASTM A370-13进行。试验设备为WDML-50KN型拉伸试验机。拉伸样品按照《GBT 228.1-2010金属材料拉伸试验第1部分：室温试验方法》中要求，沿轴向取壁厚为2 mm的矩形纵向试样。拉伸试验结果如表2所示。

从测试结果表明，弯管的拉伸试验结果中屈服强度和抗拉强度均超出GB/T9711-2017《石油天然气工艺管线输送用钢管》中的要求。

2.1.3  夏比冲击性能试验

试样加工尺寸为55 mm×10 mm×6 mm，利用JB-300B型冲击试验机，依据标准GB/T 229-2007《金属夏比缺口冲击试验方法》对弯管和直管分别进行冲击性能测试。V型缺口轴线与弯曲面垂直，从管道纵向位置截取样品，其中取样位置与拉伸样品的取样位置相同。冲击试验结果如表3所示。

从测试结果可以看出样品的平均值未达到标准要求的40J。弯管的冲击功偏低表明，材料的韧性偏低，而脆性的增加是由于弯管在弯制过程中的热处理不当所致。

2.1.4  金相组织分析

采用尼康金相显微镜，依据标准GB/T13298- 1991分析了直管和弯管出的金相组织。检测结果如图2所示。

从金相组织图中可以看出，直管段的金相组织为均匀的铁素体+珠光体组织，说明该位置在热煨弯制过程中未进行加热。弯管段的金相组织为马氏体组织，弯管在热处理过程中的冷却速度过快时，易出现马氏体组织。该组织不仅使材料表面硬度升高，还会提高材料的抗拉强度。

2.1.5  硬度测试

采用SCHV-3.0型显微硬度测试仪，依据标准ASME E384-11e1对钢管母材进行了硬度测试试验（表4）。

GB/T 9711-2011标准要求弯管的硬度值22HRC。由此可知，弯管的硬度测试结果高于标准要求。

2.2  管线材质微观分析及断口分析

2.2.1  管线夹杂物分析

在开裂处取样并在扫描电镜下进行相应夹杂物的能谱分析，分析结果如下：从图3-4中可以看出，点状物为CaO-Al2O3系复合夹杂物，而条状夹杂均为MnS夹杂。

2.2.2  断口微观形貌测试与分析

弯管断口裂纹起源位置A处的微观形貌显示，除锈前存在凹坑，此处为应力集中的不规则形凹坑，裂纹在该位置开始萌生。除锈后的微观形貌显示裂纹起源位置可以观察到沿晶的二次裂纹（图5）。

2.2.3  残余应力测试与分析

使用μ-X360n型残余应力测试设备，对图5中的A位置进行残余应力测试。测试结果表明该处外表面为拉应力，残余应力为279～300 MPa。内表面为压应力，残余应力为-200 MPa。一般情况下认为残余应力<100 MPa对于管材无明显影响，但是测试结果表明279～300 MPa的残余应力远大于100 MPa，表明该位置比内表面更容易起裂。

2.3  开裂原因分析

弯管开裂位置的裂纹起源于弯管弯曲部分的外侧表面，开裂位置附近存在表面缺陷;裂纹由弯管外侧外表面的裂纹源向内扩展，呈现出单一平齐的脆性断口形貌，并发现少量二次裂纹。在凹坑状缺陷、氢脆、残余应力和管端局部存在大量夹杂物缺陷的影响下，当管道外表面存在凹坑状缺陷和有夹杂物缺陷时，在279～300 MPa的残余应力下，管道内部硫化氢介质产生的氢会从管道内表面向拉应力比较大的外壁进行迁移，从而在管道外表面产生微小的氢脆裂纹[1]，即弯管外侧表面出现裂纹起源。出现氢脆的原因是管道内部介质的硫化氢和水环境，虽然内壁有内涂层保护，但由于涂层分子间的孔隙远远大于硫化氢分子，因此内涂层的存在并不能阻挡硫化氢接触管道内壁。

由于弯管弯曲部分的外侧马氏体组织和较高的硬度使其具有较高的脆性[2]，显著降低开裂门槛值，在局部拉伸应力、疲劳载荷及残余应力影响下，表面缺陷处的应力集中，使应力场强度因子超过开裂门槛值而形成裂纹并发生扩展，当裂纹扩展到一定程度后剩余壁厚无法承载管道压力而导致快速撕裂。

3  结论

按照相关标准对该集油干线弯管开裂原因进行分析，结果表明：

（1）弯管和直管的化学成分测试表明，C元素和S元素均超出标准GB/T 9711-2017《石油天然气工业管线输送用钢管》附录H要求。

（2）直管的金相组织为管线钢正常的铁素体和珠光体，弯管的金相组织为马氏体，显著提高了弯管的局部硬度和脆性;弯管的弯曲部分及开裂位置存在大量MnS及氧化物等非金属夹杂，该类缺陷会显著提高管材的开裂敏感性[3-5]。

（3）弯管的硬度为HRC 32～42，显著高于及标准GB/T 9711-2017《 石油天然气工业管线输送用钢管》附录H要求HRC≤22，不符合含硫化氢工况下对管材硬度的要求。

（4）弯管开裂位置附近存在表面缺陷。在凹坑状缺陷、残余应力和管段局部存在夹杂物缺陷的条件下，弯管出现裂纹起源[6-9]。

（5）由于弯管出现的马氏体组织和较高的硬度使其具有较高的脆性，在局部拉伸应力、疲劳载荷及残余应力影响下，加上服役工况的变化，给管段裂纹扩展创造了有利条件。裂纹扩展到一定程度后，剩余壁厚不足以承受较高的运行压力，最终导致管段在裂纹处快速撕裂，发生泄漏[10-16]。

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