海上某油田采油树水相出口管线腐蚀失效分析

2020-08-13李晓成厉嘉滨陈经华

全面腐蚀控制 2020年7期

李晓成厉嘉滨陈经华

（中海油能源发展股份有限公司上海环境工程技术分公司，天津 300452）

0 引言

如果说海底管道是海上油气田开发的大动脉，那么海洋井口采油树就是海上油气田开发的毛细血管，是海洋油气资源开采工程的重要组成部分。采油树管线通常采用钢质管道，随着服役年限的增加，加上海洋腐蚀环境的复杂性和恶劣性，井口采油树不可避免会出现锈蚀、腐蚀、冲蚀等缺陷[1-4]。据统计，中海油渤海油田井口采油树已突破2100套[5]，采油树服役年限如表1所示。

表1 渤海油田采油树服役年限统计

目前对于采油树出现故障后采用的方法主要是返厂拆检、换件维修，对于现场的检测手段主要是静态无损检测、功能试验和静水压强度试验等手段。通过查询相关文献，采油树中故障井统计情况如表2所示。

表2 采油树故障分井别统计

水相的故障井数量居多，根据文献中描述，油相和气相井的故障主要集中在各平板阀故障，而水相井的故障则体现在腐蚀因素[6]。本文对海上某平台CEP-A19井采油树水相出口管线进行失效分析，主要工作内容包括失效管件的常规检测、腐蚀产物分析和失效原因分析。

1 腐蚀实效分析

1.1 现场调查研究

渤中28-2S油田位于渤海南部海域，油气藏主要受岩性和构造双重因素控制，以岩性-构造油藏为主。地面原油具有密度中等、粘度中等、凝固点高、含蜡量高、胶质沥青质中等、含硫量低的特点。

本次进行分析的失效管件位于A19井水相出口处，A19井注水管柱更换作业结束后，恢复注水时发现A19井水嘴上游第一片法兰处焊缝有一处漏点。现场如图1所示。

1.1.1 基础分析

A19井操作压力为11.3MPa，操作温度为75℃，管道内介质为注入水，管线材质为A106，服役年限为10年。管线测厚情况如图2和表3所示，管线探伤情况如图3和表4所示。

表3 壁厚检测结果

表4 探伤结果

1.1.2 现场腐蚀宏观形貌分析

失效管件示意图如图4所示，失效管件由两个法兰，两个90°弯头以及一节直管段焊接而成，共4道焊缝，从左至右依次编号1-9，其中1#和9#为法兰，2#、4#、6#、8#为焊缝，3#和5#为弯头，7#为直管段。

图5为失效管件剖开后的内壁形貌，从图中可以看出1#法兰内表面无腐蚀，2#焊缝处有腐蚀迹象，取样做XRD分析，3#弯管内壁无腐蚀，4#焊缝无腐蚀，5#弯管内壁有腐蚀迹象，取样做XRD分析，6#焊缝有均匀腐蚀迹象，取样做XRD分析，7#直管段有均匀腐蚀迹象，取样做XRD分析，8#焊缝有均匀腐蚀迹象，取样做XRD分析，9#法兰内壁无腐蚀。

1.1.3 壁厚测量

采用千分尺对失效管件进行壁厚测量，测量结果如表4所示。测量结果与安装之前相比，无明显壁厚减薄。

1.2 失效分析

1.2.1 理化检测

采用 SPECTRO LABLAVM11直读光谱仪对失效短节进行了化学成分分析，分别测两个样，每个样测3个点，表中数据为3个点平均值，检测结果如表6所示，检测结果表明，1#样即法兰成分为不锈钢，其余管体皆为碳钢。从Cr元素的含量可以看出，4#、6#、8#焊缝Cr含量很低，说明为普通的碳钢焊条。2#焊缝Cr含量为1%～2%左右，介于1#不锈钢基体和3#弯管基体之间，通过Cr含量可以判定此异种钢对焊选用的焊条不是不锈钢焊条，不锈钢焊条Cr元素含量基本都在10%以上，其Cr元素含量高应是熔合了部分不锈钢法兰的缘故。

表5 壁厚测量结果

表6 化学成分分析结果

表6（续）

1.2.2 金相试验

依照GB/T 13298-2015 金属显微组织检验方法，检测失效管件的金相组织，1-9号试样金相照片如图6～图24所示。

管体检测结果如表7所示，1#法兰组织为奥氏体+铁素体组织，为不锈钢的典型组织；其余管体组织为铁素体+珠光体；焊缝处组织较复杂，2#焊缝为针状铁素体+贝氏体组织，熔合区为魏氏组织，细晶区为多边形铁素体+珠光体组织。焊接裂纹发生在2#焊缝熔合区，此处组织异常，魏氏组织硬度高、韧性差，性能较差。4#焊缝为针状铁素体+贝氏体，熔合区为粒状贝氏体，细晶区为多边铁素体+珠光体。6#和8#焊缝组织一直，属于碳钢之间的对焊，焊缝组织为铁素体+珠光体组织，熔合区组织为粒状贝氏体，细晶区组织为多边铁素体+珠光体组织。

1.2.3 硬度分析

对管体、焊缝进行硬度测量，试验设备为Tukon2500维氏硬度计，执行标准为ASTM E92-17，沿管体边缘测一些列的维氏硬度，打点位置如图24～图25所示，检测结果如表9～表10所示。表9位焊缝硬度检测结果，其中4#、6#、8#焊缝硬度过渡较平滑，焊缝处硬度最高，两边稍低，而2#焊缝硬度梯度起伏较大，其热影响区硬度最大可达300Hv10，远远高于两侧基体的硬度。热影响区硬度高，容易在此处产生裂纹。

表10为弯头和直管段基体的维氏硬度值，硬度梯度变化平缓，与焊缝两侧基体的硬度无明显差异。

1.2.4 SEM分析

1.2.4.1 裂纹已贯穿的SEM分析

通过宏观分析，发现渗漏处在2#焊缝根部，焊缝根部产生了贯穿管体的裂纹，最终导致了管体发生了渗漏。将裂纹处打开，观察微观形貌，低倍形貌如图26所示，其中A端为管内侧，B端为管外侧。从B端的SEM照片（如图27～图28所示）可以看出，B表面覆盖了一层薄薄的物质，该物质有晶体结构，类似针状，属于典型的腐蚀产物。对B区进行元素分析，分析结果如表11所示，其中Fe、C、O、S元素含量较高，腐蚀产物可能为FeCO3和FexSy。B区是在管外壁处，此处为后产生的裂纹，从腐蚀产物的形貌可以看出表面未受任何污染。A区微观形貌如图27所示，从微观照片可以看出，A区腐蚀产物较多，已看不出针状形貌，腐蚀产物已结合成大块的晶体，这也与A区是先产生的裂纹，先发生腐蚀吻合。

表7 管体试样金相检验结果

表8 焊接接头试样检测结果

表9 焊缝硬度试验结果（HV10）

表10 管体硬度试验结果（HV10）

1.2.4.2 裂纹未贯穿的SEM分析

上面分析的是裂纹已贯穿的形貌，下面分析裂纹未贯穿时的情况。图29为裂纹未贯穿的宏观照片，其中A区是早期发生开裂的区域，其表面崎岖不平，且已发生腐蚀。B区为将裂纹强行打开后裂纹扩展区，其表面相对平整，且光鲜洁净。图30为SEM照片，二者形貌差异对比更明显。A区元素分析如表12所示，其中还是Fe、C、O、S元素含量较高，腐蚀产物应与上面分析的相同。B区微观形貌如图31所示，B区表面有大量韧窝，说明是韧性断口，B区的元素分析如表13所示，其中Cr元素的含量较高，与2#焊缝处Cr元素相近，此处应为焊缝，说明裂纹是产生在焊缝处的。

表11 B端腐蚀产物元素分析

表12 A区腐蚀产物元素分析

表13 B区基体元素分析

1.2.5 腐蚀产物分析

取特征部位腐蚀产物，并对腐蚀产物进行清洗，先用石油醚去除腐蚀产物中的油，多次萃取，直至石油醚透明和腐蚀产物有明显分层为止。再用酒精清洗腐蚀产物，直至酒精透明为止。然后用滤纸分离腐蚀产物，最后晾干装入试样带，在做XRD和EDS之前，需对腐蚀产物进行研磨。

表14 2#样品EDS分析结果

表15 5#样品EDS分析结果

表16 6#样品EDS分析结果

表17 7#样品EDS分析结果

表18 8#样品EDS分析结果

表19 腐蚀产物XRD分析结果汇总

腐蚀产物XRD分析结果汇总如表19所示，从腐蚀产物可以看出，主要成分为FeCO3，伴有一定量的FexSy及钙镁垢。

2 结论与建议

2.1 失效原因分析

根据壁厚测量结果，1#法兰颈部壁厚为7.246mm，与其对焊的弯管壁厚11.818mm，二者之差为4.572mm。根据《GB50236-1998 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》规定，不等厚对接焊件组队时，薄件端面应位于厚件端面之内。当内壁错边量超过3mm时，应按照图36进行加工。1#法兰的焊接便适用此情形，厚件理应开75°坡口，而实际的坡口角度目测只有45°，如图32所示。所以在焊接过程中，问题之一便是开坡口问题。

本次发生泄漏处为不锈钢法兰和碳钢弯头对焊的热影响区，焊缝形貌如图33所示，焊缝及左边基体可以侵蚀，为碳钢材质，右边基体无法侵蚀为不锈钢材质，对比明显。理论上讲不锈钢与碳钢的焊接应选用不锈钢焊条，但是从化学成分、金相分析结果来看，此处选用的焊条为碳钢焊条。问题之二是焊条选用问题。

异种钢的焊接需控制焊缝中母材金属的比例，即熔合比。其目的是减少焊缝裂纹。熔合比过大焊缝过分稀释，可使焊缝中奥氏体成份不足，导致出现马氏体组织，使接头脆性产生裂纹。母材金属的熔合比要控制在30%以内，就能获得理想的奥氏体+铁素体双相组织。可以避免焊缝裂纹。

从硬度检测结果来看，2#焊缝热影响区硬度院高于基体硬度，硬度高脆性就好，容易产生裂纹，图34为肉眼可见的裂纹，位于焊缝底部。

图35为2#焊缝处贯穿裂纹宏观形貌，渗漏也是由于贯穿裂纹引起。从宏观形貌可以看出，裂纹扩展时分叉较多，分叉多也就造成了打开后的表面崎岖不平。图36未尚未贯穿裂纹的宏观形貌，从图中可以看出，裂纹分叉特征明显。裂纹表面发生了腐蚀，腐蚀产物检测结果为FeCO3，从裂纹分叉及腐蚀情况可以得出，裂纹扩展是由于应力腐蚀开裂引起，管道内压力可达十几兆帕，同时管内介质为生产水，使其处于腐蚀环境中，加上前期焊接造成的开裂，最终形成了应力腐蚀开裂，造成了管件的渗漏失效。