某输气管线弯管开裂原因分析

2022-03-11夏明明梁晓飞李宝宁范赵斌史盈鸽

全面腐蚀控制 2022年2期

夏明明梁晓飞黄强李宝宁范赵斌史盈鸽

（1. 中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000；2. 西安摩尔石油工程实验室股份有限公司，陕西西安 710065）

0 引言

某输气管线有油水气体冒出，挖开后发现，系管线弯管发生刺漏现象。该弯管材质为L360NCS，规格为Φ219.1×8.8mm，投运时间2010年1月，设计压力9.9MPa，运行压力3.1MPa，设计温度80℃，运行温度30℃，产油量0.03t/d，产气量168626m3/d，产水量3.92t/d，进站天然气二氧化碳和硫化氢含量如表1所示。

为了明确该弯管的开裂原因及失效机理，避免此类现象再次发生，提高输气管线的使用寿命[1-3]，本研究通过宏观分析、理化性能、微观分析、腐蚀模拟试验等确定该弯管开裂失效原因。

1 宏观分析

该弯管样品总长度约为1220mm，弯管的中性面存在裂纹，裂纹沿轴向方向。对弯管进行磁粉探伤，其中性面存在1条轴向裂纹，裂纹长度为165mm，其他区域无裂纹，形貌如图2所示。

图2 弯管样品及表面裂纹形貌

将弯管沿轴向剖开，发现裂纹已穿透整个壁厚，内壁裂纹附近腐蚀较为严重，形貌如图3所示。

图3 内壁裂纹附近腐蚀形貌

将该裂纹机械打开，形貌如图4所示，根据裂纹纹路的收敛方向可以确定该裂纹起源于内壁腐蚀坑，且存在多个裂纹源；裂纹源区颜色较深，表面覆盖黑色腐蚀产物。

图4 机械打开后裂纹形貌

2 理化性能分析

分别在所送弯管弯曲段内弧侧、中性面、外弧侧取标距宽度12.5mm纵向板状拉伸试样、尺寸为5×10×55mm的纵向夏比V形缺口冲击试样以及高度为15mm的布氏硬度试样（在直管段取样进行对比），结果如表2、表3所示。

表2 拉伸及冲击性能试验结果

表3 布氏硬度试验结果

由结果可知，弯曲段的内弧侧、中性面、外弧侧的抗拉强度、屈服强度、伸长率均不满足GB/T 9711-2011对L360N的要求，屈强比、纵向冲击功均满足GB/T 9711-2011对L360N的要求。弯曲段内弧侧、中性面、外弧侧硬度较高，最高可达406HB，直管段的平均硬度为172HB。

分别在所送弯管样品的直管段、弯曲段内弧侧、中性面、外弧侧取样，金相显微镜下观察其组织，发现弯曲段内弧侧、中性面、外弧侧组织均为马氏体，直管段组织为铁素体+珠光体，形貌见图5所示。

图5 金相组织

3 物相与微观分析

3.1 内壁垢层xrd分析

在弯管内壁刮取粉末样品，通过X射线衍射分析其物相组成，分析结果如图6所示。由结果可知，弯管内壁垢层的主要物相组成为：FeS、SiO2、CaCO3。

图6 弯管内壁垢层物相分析结果

3.2 裂纹金相分析

在裂纹部位取样，金相显微镜下观察其形貌，发现裂纹呈树枝状，附近的组织为马氏体，且裂纹的扩展方式为穿晶，形貌见图7所示。

图7 裂纹形貌

3.3 裂纹SEM分析

在裂纹上取样，扫描电子显微镜下观察其微观形貌，如图8所示。由图可知，裂纹的微观形貌为解理特征。

图8 裂纹微观形貌

裂纹源区存在腐蚀产物，对其表面进行能谱分析，由结果可知，源区断口表面主要含有元素为Fe、O、S。

4 硫化氢应力腐蚀模拟试验

依据NACE TM0177-2016《金属在硫化氢环境中抗应力开裂和应力腐蚀开裂的标准试验方法》，分别在L360NCS弯曲段、L360NCS合格样（直管段）上取样进行硫化氢应力腐蚀试验。

试样规格：67.3×4.57×1.52mm，共4组。

试验溶液：NACE TM0284-2016中溶液A（5.0wt%NaCl+0.50wt%CH3COOH）。通入混合气总压力为4MPa，通入气体组分及试样编号情况如表5所示。加载应力为85%规定最小屈服强度。试验时间为720h。

试验结果如表5所示，由结果可知，L360NCS弯管样在试验过程中发生断裂，且腐蚀严重；而L360NCS合格样（直管段）未发生断裂，但腐蚀较严重。

表5 应力腐蚀试验结果

5 分析与讨论

综合试验结果可知，裂纹起源于内壁腐蚀坑底部，呈树枝状扩展；裂纹源区表面覆盖黑色腐蚀产物，腐蚀产物的主要物相为FeS；裂纹的微观形貌为解理特征。结合管道输送天然气中H2S含量较高（最高可达51000ppm），推测该弯管开裂属于硫化氢应力腐蚀开裂。

下面对其开裂的主要原因进行分析。

（1）该弯管材质为L360NCS，其直管段组织为铁素体+珠光体，硬度低于234HB，满足NACE MR 0175-2015《石油天然气工业-油气开采中用于含H2S环境的材料第1部分：抗开裂材料选择的一般原则》的要求（碳钢和低合金钢可接受的最大硬度为22HRC，换算为布氏硬度，为234HB），对硫化氢介质敏感性不高。然而，弯曲段的组织全为马氏体，硬度最高可达406HB，远高于234HB，对硫化氢介质较为敏感；

（2）弯管产生硫化氢应力腐蚀开裂包含2个必需因素，一是内部因素，材料本身对硫化氢敏感；二是外部环境因素，与含H2S的游离水接触[4,5]。

该管线运行过程中产水量3.92t/d，这些水分聚集于管道底部；输送天然气中H2S含量较高，H2S溶于管道底部的游离水，对金属基体产生腐蚀作用；具备外部环境条件。弯管的弯曲段组织全为马氏体，硬度较高，对H2S较为敏感，符合内部因素条件。由此可知，该弯管的弯曲段底部同时满足了这两个条件，最终发生H2S应力腐蚀开裂；

（3）弯曲段的内弧侧、中性面、外弧侧的抗拉强度和屈服强度均远高于GB/T 9711-2011要求的上限，硬度值远高于NACE MR 0175-2015要求的上限，且冲击吸收功较低，这些性能指标是弯曲段的外在表现，对应的内在因素为弯曲段组织全为高硬度、低韧性的马氏体；

（4）硫化氢应力腐蚀试验表明，所送弯管的弯曲段试样在硫化氢环境下全部发生应力腐蚀断裂，而直管段均未应力腐蚀开裂。显然，该弯管的弯曲段抗硫化氢应力腐蚀开裂能力极差，不适用于含有硫化氢的环境中。

弯曲段与直管段的区别是弯曲段经历过热煨弯处理，据此推知该弯管的热煨弯工艺不合理。

综合上述分析，可以推知该弯管开裂的主要原因为：该弯管热煨弯工艺不合理，导致弯曲段产生大量的马氏体组织，马氏体组织硬度较高，对硫化氢应力腐蚀开裂较为敏感；该弯管输送的天然气中含有游离水和硫化氢，硫化氢溶于游离水，对金属基体产生应力腐蚀作用，导致弯管发生开裂。