夏勇，徐東曉，李永軍，裴廷剛，許勇，仵海龍，徐志剛，牛治國

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

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天然氣集輸管線失效彎頭的腐蝕

夏勇，徐東曉，李永軍，裴廷剛，許勇，仵海龍，徐志剛，牛治國

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

本文從宏觀腐蝕檢測、力學(xué)性能及微觀金相組織等幾方面入手，主要觀察分析了高硫化氫、高礦化度、高濕度輸送環(huán)境下失效的天然氣集輸管線彎頭的腐蝕情況，通過綜合分析對比，了解了導(dǎo)致彎頭失效的特點、原因及機理。希望有助于提出可行的預(yù)防措施，減少管線事故的發(fā)生，確保管線安全運行。

彎頭；失效；分析；預(yù)防

天然氣攜帶的酸性氣體及高礦化度地層水使彎頭長期受到電化學(xué)腐蝕及機械雜質(zhì)的沖刷致使部分區(qū)域壁厚減薄，承壓能力下降，最終導(dǎo)致彎頭腐蝕開裂。

應(yīng)力腐蝕主要是在拉應(yīng)力和腐蝕介質(zhì)的共同作用下引起的，在低于材料屈服極限的應(yīng)力作用下發(fā)生，導(dǎo)致材料破壞。在濕硫化氫環(huán)境中有硫化物應(yīng)力腐蝕開裂和氫致開裂兩種。在拉應(yīng)力及濕硫化氫的腐蝕聯(lián)合作用下產(chǎn)生開裂，引起的脆性破壞稱硫化物應(yīng)力腐蝕開裂。在電化學(xué)腐蝕過程中產(chǎn)生的氫原子在硫離子的影響下，在管材熱影響區(qū)的MnS處富集，致使熱影響區(qū)處的硬度高，內(nèi)應(yīng)力增大，形成裂紋源，產(chǎn)生氫致開裂。

焊接時局部加熱不均勻是焊接應(yīng)力和變形的根本原因。由于冷加工和焊接造成的殘余應(yīng)力能升至材料的屈服極限，使應(yīng)力腐蝕敏感性增大，產(chǎn)生殘余應(yīng)力。此外在焊縫接頭處的缺陷如氣孔、焊瘤等均能引起應(yīng)力集中或產(chǎn)生縫隙腐蝕，從而造成應(yīng)力腐蝕［1-3］。

1　彎頭失效原因分析

本文采取取樣分析的方法進行研究。分析內(nèi)容包括彎頭內(nèi)壁腐蝕形貌檢測分析、金相及硬度分析、力學(xué)性能等。詳細的分析項目和流程（見圖1）。

通過選取安裝在天然氣集輸管線不同位置失效的3個彎頭及新彎頭進行分析對比，總結(jié)彎頭失效的原因。各個失效彎頭運行環(huán)境的典型數(shù)據(jù)（見表1），可見其高硫化氫、高礦化度、高濕度的特征。

圖1　失效彎頭取樣分析項目

1.1腐蝕形貌分析

腐蝕形貌分析是對內(nèi)壁腐蝕形貌進行表征分析，從腐蝕形貌判斷腐蝕類型，腐蝕程度等。

結(jié)合管線運行環(huán)境，通過對失效彎頭腐蝕形貌分析，可以發(fā)現(xiàn)，1#、3#內(nèi)弧側(cè)有密集的腐蝕坑且分布較均勻，說明彎頭在受到?jīng)_刷腐蝕的同時還有較為嚴重的電化學(xué)腐蝕；2#有一層較厚的黑色覆蓋物，且可以看出明顯的沖刷痕跡，清理后，沒有發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕凹坑，說明彎頭主要受到?jīng)_刷腐蝕。

1.2腐蝕產(chǎn)物成分分析

表1　失效彎頭的運行環(huán)境的典型數(shù)據(jù)

腐蝕產(chǎn)物成分分析有助于判斷腐蝕過程中起主要作用的元素，借以了解腐蝕機理（見表2）。

表2　1#、2#、3#彎頭腐蝕產(chǎn)物元素分析

通過表2看出，腐蝕產(chǎn)物中O、S和Cl的含量較高。由此可以推斷，管道內(nèi)的濕硫化氫可以導(dǎo)致電化學(xué)均勻腐蝕，使得局部壁厚減薄、蝕坑或穿孔，還可以導(dǎo)致點蝕、局部剝落、氫致開裂、應(yīng)力腐蝕開裂以及微生物誘導(dǎo)腐蝕等。管道內(nèi)的氯離子會導(dǎo)致管道的點腐蝕傾向和縫隙腐蝕傾向加大，并且促進H2S對鋼的腐蝕。

1.3化學(xué)成分

化學(xué)成分分析主要是對失效后斷裂面進行分析，測量增加或減少的元素，確定各元素對腐蝕過程的影響。依據(jù)標準ASTM E1019-2008采用等離子體光譜儀，對1#、2#、3#彎頭斷裂面，以及新彎頭進行了化學(xué)元素分析，結(jié)果（見表3）。

表3　1#、2#、3#、4#彎頭斷裂面化學(xué)成分表（質(zhì)量分數(shù)%）

表4　4段管樣壁厚檢測表

由表3可見，對比1#、2#和4#新彎頭的各項元素成分均符合20#鋼的標準要求。3#彎頭斷裂面上硫的含量高達0.64%，這是因為失效時天然氣從經(jīng)過斷裂面逸出，天然氣中的硫有一部分殘留在斷面上。同時，彎管組織的碳、錳、硅元素都接近20#鋼的上限。

1.4壁厚檢測

壁厚檢測利用超聲波探測儀對彎頭進行壁厚檢測，根據(jù)測得的壁厚數(shù)值與原始數(shù)據(jù)對比，通過運行年限計算出腐蝕速率，同時利用壁厚-承壓公式計算出當前壁厚下的最大承壓能力，結(jié)果（見表4）。

由表4可見，1#、2#彎頭最大壁厚遠超過設(shè)計壁厚，原因是管線高壓彎頭曾采取了加厚處理，根據(jù)壁厚計算得到的腐蝕速率（以平均腐蝕速率為參考）屬于中度腐蝕。3#失效區(qū)域壁厚檢測發(fā)現(xiàn)有明顯減薄，說明在彎頭內(nèi)側(cè)（即失效處）發(fā)生了局部腐蝕，壁厚減薄嚴重，最終因承壓能力下降而失效。

1.5金相組織分析

管線在服役過程中，管道的材料與輸送介質(zhì)發(fā)生物理化學(xué)的相互作用，往往導(dǎo)致材料的組織、成分發(fā)生變化，利用金相試驗觀察管材的微觀組織，可以進行初步的判斷分析。與組織直接對應(yīng)的就是材料表面硬度的變化，硬度反映了材料表面抵抗局部變形，特別是抵抗塑性變形、壓痕或劃痕的能力。

1.5.11#彎頭開裂處通過對黑白色相顯微硬度檢測發(fā)現(xiàn)：黑色相的硬度在338 HV～366 HV，白色相的硬度在398 HV～442 HV，因此確定了彎管的組織構(gòu)成為回火馬氏體和回火屈氏體。主裂紋擴展路徑多出現(xiàn)在回火馬氏體組織區(qū)域，呈現(xiàn)出彎曲擴展形貌。同時在主裂紋旁伴隨著一定量的二次裂紋，從裂紋的形態(tài)上觀察，具有明顯的應(yīng)力腐蝕裂紋特點。從裂紋斷口分析，該裂紋具有明顯的多源特征，裂紋擴展區(qū)表面被厚厚的腐蝕產(chǎn)物所覆蓋，由此可以推斷，該裂紋是電化學(xué)腐蝕、沖刷腐蝕、硫化物腐蝕的綜合原因造成。該裂紋的形成與腐蝕介質(zhì)的參與也有必然關(guān)系（見圖2）。

圖2 1#彎頭失效處金相組織

圖3　2#彎頭失效處的金相組織

1.5.22#彎頭開裂處金相分析發(fā)現(xiàn)該區(qū)域有較明顯的塑性變形（見圖3）。金相組織發(fā)生變化，對比其他區(qū)域沒有沿軸向分布，珠光體較為分散，晶粒明顯變得粗大。同時在鐵素體內(nèi)出現(xiàn)了馬氏體組織，也有一定的魏氏組織存在。在靠近斷口處還發(fā)現(xiàn)穿晶裂紋。

圖4　3#彎頭失效處的金相組織

通過顯微硬度檢測，發(fā)現(xiàn)失效區(qū)域的顯微硬度在290 HV～370 HV，且波動較大，分析認為彎管斷裂區(qū)比其他區(qū)域的力學(xué)性能降低，韌性變差，導(dǎo)致彎頭失效。

1.5.33#彎頭開裂處金相分析（見圖4）表明：試樣的內(nèi)外壁均不平整，有很多深淺不一的腐蝕坑且組織有明顯差異。內(nèi)壁組織比中間的正常組織細小，外壁組織比中間的正常組織粗大，而且外壁的珠光體含量較少，呈粒狀均勻分布，這可能是彎頭受熱后使得外壁組織變大，出現(xiàn)脫碳的現(xiàn)象。內(nèi)壁組織較細小是由于彎頭失效時對內(nèi)壁產(chǎn)生了擠壓。

通過顯微硬度檢測，硬度值在140 HV～200 HV變化，整體變化較小，說明腐蝕對材料的硬度影響較小。

1.6力學(xué)性能測試

對試樣進行力學(xué)性能測試的主要目的通過硬度試

驗、拉伸試驗等測試比較力學(xué)性能是否發(fā)生改變。對于在役天然氣管道而言，其強度高低決定了管道承載能力的大?。ㄒ姳?）。

表5　1#、2#、3#、4#彎頭力學(xué)性能測試

由表5可以看出，對出現(xiàn)失效開裂的1#、2#、3#彎頭，屈服強度與抗拉強度均高于GB8163-1999《輸送流體用無縫鋼管》標準的要求。鋼的淬硬傾向增大，抗疲勞性能下降，在彎管部位較大交變應(yīng)力作用下，易產(chǎn)生疲勞裂紋并擴展，當達到臨界尺寸時發(fā)生快速爆裂。

2　結(jié)論

（1）天然氣輸氣管道彎頭在運行過程中均受到不同程度的沖刷腐蝕及電化學(xué)腐蝕，且因安裝部位不同受影響程度不同。

（2）彎頭失效有各種情況。1#彎頭因應(yīng)力腐蝕破裂而失效，開裂裂紋具有多源性主要是在天然氣內(nèi)壓力、腐蝕介質(zhì)的共同作用下形成；2#彎頭因安裝過程中未進行整體預(yù)熱處理，出現(xiàn)了魏氏組織，力學(xué)性能改變，在工作過程中受到交變應(yīng)力而失效；3#彎頭因腐蝕嚴重，壁厚明顯減薄，最終超出管線承壓范圍而破裂失效。

（3）彎頭服役過程中還可能由于安裝時未進行適當熱處理或埋設(shè)過程受到交變應(yīng)力的影響而導(dǎo)致失效。

（4）由本工作可以得到啟發(fā)，提示應(yīng)從選材、安裝、運行、檢測、分析、預(yù)警等多方面入手，形成統(tǒng)一有效的預(yù)防機制，盡可能減少類似事故的發(fā)生。

［1］李鐵山.輸氣管道彎頭開裂的原因探討和預(yù)防［J］.石油工程建設(shè)，1998，（6）：51-54.

［2］李平全，等.油氣輸送管道失效事故及典型案例［J］.焊管，2005，28（7）：76-84.

［3］張清，李全安，文九巴，等.CO2/H2S對油氣管材的腐蝕規(guī)律及研究進展［J］.腐蝕與防護，2003，24（7）：277-280.

TE985.8

A

1673-5285（2016）07-0134-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.034

2016－06-24