聞小虎，石 鑫，張 麗，王毛毛，魏曉靜，陳迎鋒，劉冬梅

(1.中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011；2.中國石油化工集團公司碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆 烏魯木齊 830011；3.安科工程技術(shù)研究院(北京)有限公司，北京 102209)

0 前 言

塔河油田伴生氣集輸管道主要為20鋼、L245NS，采用緩蝕劑防護(hù)內(nèi)壁。伴生氣內(nèi)含大量H2S和CO2，金屬集輸管線在強腐蝕環(huán)境中，高溫下的垢下腐蝕、氧腐蝕、細(xì)菌腐蝕均加速了金屬管道的腐蝕穿孔。與原油管線不同，伴生氣泄露不易被發(fā)現(xiàn)，一旦H2S氣體泄漏逸散，會快速大面積造成人員中毒，安全風(fēng)險大。若搶修停運，伴生氣將放空運行，生產(chǎn)影響范圍廣，經(jīng)濟損失大。塔河油田某伴生氣管線螺旋焊縫開裂。為了分析該問題，本工作觀察了失效管線，明確了伴生氣管線螺旋焊縫的失效原因，為減緩伴生氣管道斷裂提供了一定的技術(shù)支撐。

1 管線斷裂原因分析

1.1 管線斷裂形貌

塔河油田發(fā)生刺漏的伴生氣管道為φ273.0 mm×7.1 mm螺旋焊管，管線基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1。刺漏點為焊管上的一條螺旋焊縫處，沿焊縫形成了一條長約800 mm的裂口。目前該管內(nèi)輸送的介質(zhì)為原油經(jīng)油氣分離后的伴生氣。對管內(nèi)輸送介質(zhì)進(jìn)行取樣檢測，結(jié)果如表2所示，由表2可知，失效管道輸送的伴生氣中硫化氫的含量高達(dá)10 949.2 mg/m3。

表1 伴生氣管線基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

表2 失效管道輸送的伴生氣氣體組成

發(fā)生失效的螺旋焊管上有一條長約800 mm沿螺旋焊縫邊緣(熱影響區(qū))擴展的裂紋(裂口)，該裂紋的中間最寬處有6～7 mm，裂紋兩側(cè)尾端分別終止于焊管的對接焊縫處和基體中。用氧-乙炔火焰將該焊管分割為4個部分(分別編號為1、2、3、4)，螺旋焊管被分解后的宏觀形貌見圖1。將焊管2、3部分上的裂紋切割下來，觀察其裂紋斷口可以看出斷口處未見明顯的塑性變形，呈脆性斷裂特征；初步判斷該螺旋焊管的破裂是從裂口中間最寬處開始的，并且是多源裂紋；裂紋一旦產(chǎn)生就迅速沿焊縫向兩側(cè)擴展，形成大而長的裂口[1]。

圖1 螺旋焊管被分解后的宏觀形貌

1.2 化學(xué)分析

從螺旋焊管的焊縫附近鋼管本體上取塊狀樣品，依據(jù)GB/T 16597-1996，使用熒光光譜儀等對其材質(zhì)進(jìn)行化學(xué)分析，結(jié)果見表3，由表3可知，該焊管材質(zhì)為低碳鋼。常用管線鋼管的化學(xué)成分見表4。由化學(xué)分析可知焊管材質(zhì)符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表3 失效管段的化學(xué)成分(質(zhì)量分?jǐn)?shù)) %

表4 常用管線化學(xué)成分 %

1.3 微觀形貌觀察

從螺旋焊管上，垂直于焊縫(裂口)切取金相樣品，經(jīng)預(yù)磨、拋光后，用4%(體積分?jǐn)?shù))硝酸酒精溶液腐刻，并在顯微鏡下觀察標(biāo)記為A(包括焊縫)、B處的金相組織，金相分析取樣位置見圖2。圖2中A、B是螺旋焊管的裂紋斷口兩側(cè)。A處的A1區(qū)域是焊縫一側(cè)斷裂區(qū)，裂紋斷口在焊縫的熱影響區(qū)，A2是焊縫另一側(cè)未斷裂區(qū)。B處的B1區(qū)域是焊縫一側(cè)斷裂區(qū)，B2是焊縫另一側(cè)未斷裂區(qū)。

圖2 金相分析取樣位置

在裂口邊緣處的管壁上(螺旋焊管的基體上，不是焊縫中)可見許多長而尖的裂紋和魚眼氫致裂紋[2]，A1區(qū)域裂紋斷口處金相形貌見圖3。該部位的金相組織為鐵素體+少量珠光體，為等軸晶。在焊縫區(qū)域未觀察到裂紋的存在，A1區(qū)域焊縫處金相形貌見圖4。觀察A2區(qū)域發(fā)現(xiàn)在焊管的基體中看到少量細(xì)小的裂紋存在，A2區(qū)域基體金相形貌見圖5。

圖3 A1區(qū)域裂紋斷口處金相形貌

圖4 A1區(qū)域焊縫處金相形貌

圖5 A2區(qū)域基體金相形貌

B處的B1區(qū)域為裂紋斷口處，靠近斷口的管壁上有許多長而尖的裂紋和魚眼氫致裂紋，B1區(qū)域裂紋斷口處金相形貌見圖6。該部位的金相組織為鐵素體+少量珠光體。在B2區(qū)域可見魚眼氫致裂紋存在，B2區(qū)域基體金相形貌見圖7。

圖6 B1區(qū)域裂紋斷口處金相形貌

圖7 B2區(qū)域基體金相形貌

試樣的宏觀形貌見圖8。觀察螺旋焊管焊縫處的這條裂紋延伸到對接焊縫處的金相組織。在對接焊縫的有裂紋一側(cè)，裂紋附近存在大量的氫致裂紋，見圖9a；而在焊縫的另一側(cè)同樣有氫致裂紋存在，但數(shù)量少且尺寸小，見圖9b。

圖8 試樣的宏觀形貌

圖9 對接焊縫附近的金相形貌

螺旋焊管基體的金相取樣部位為圖1中的第1部分方框處和第2部分方框處。在離螺旋焊縫裂口比較近的部位(見圖10a)，焊管基體中的氫致裂紋數(shù)量和尺寸要比離螺旋焊縫裂口較遠(yuǎn)的部位(見圖10b)多且大。焊管基體第1部分和第2部分的金相組織形貌見圖10。

圖10 焊管基體金相形貌

通過觀察與分析螺旋焊管上不同部位的金相組織，發(fā)現(xiàn)焊管的焊縫組織中未見明顯的氫致裂紋，而焊管的基體中或多或少、或大或小地普遍存在著氫致裂紋，尤其在裂口附近氫致裂紋的數(shù)量多且尺寸大，因此，焊管容易在該處發(fā)生開裂。

1.4 斷口產(chǎn)物分析

利用掃描電鏡(SEM)、能譜(EDS)分析、X射線衍射(XRD)分析對螺旋焊裂紋斷口處進(jìn)行形貌觀察和測試分析。裂紋斷口表面的SEM形貌和EDS譜見圖11。由圖11可知，斷口上的S、O元素含量很高，Cl等元素含量較少。

圖11 裂紋斷口表面SEM形貌和EDS譜

裂紋斷口表面的XRD譜見圖12。結(jié)合圖12可知，產(chǎn)物主要為FeS、Fe和CaCO3。FeS的存在說明伴生氣中的H2S對管線發(fā)生開裂有明顯的腐蝕作用。

圖12 裂紋斷口表面的XRD譜

2 分析及討論

在石油開采過程中所產(chǎn)生的伴生氣，是溶解在原油中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等氣體的混合物。以往對這些石油伴生氣的處理方式主要有2種：一種是將伴生氣再注入井內(nèi)；另一種是將伴生氣放空燃燒掉[3]。目前塔河油田伴生氣通過集氣后外輸。塔河油田以奧陶系為主的中部、西部、北部稠油伴生氣中不同程度含有H2S，而且含量變化較大，以中部較低，西北部較高，介于70～12 000 mg/m3，縫洞型油藏產(chǎn)量波動以及含硫量的變化給伴生氣的集輸和處理帶來了困難。尤其是當(dāng)伴生氣中的H2S含量很高時，會對其集輸管線產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕破壞。

油氣中的H2S對管道的腐蝕破壞，主要包括氫致開裂(HIC)、硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(SSCC)或應(yīng)力腐蝕開裂(SCC)[4]。

對于油氣輸送管道中HIC的產(chǎn)生[5-10]，一般主要是H2S溶于水形成的溶液與管壁金屬通過電化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生的氫原子通過金屬表面，深入管體內(nèi)部，在金屬內(nèi)部缺陷(非金屬夾雜、元素偏析、帶狀組織等)處聚集結(jié)合成氫分子，氫分子體積增大20倍而產(chǎn)生巨大的內(nèi)應(yīng)力所致。當(dāng)氫濃度很高時，顯微缺陷處的氫壓力會超過材料的抗拉強度，因而形成氫致裂紋，當(dāng)管材存在較大的殘余拉應(yīng)力時，將會加劇HIC的形成。HIC主要發(fā)生在低、中強度鋼種上。

而SSCC與在金屬表面因酸性腐蝕所產(chǎn)生的原子氫引起的氫脆有關(guān)，硫化物存在時，氫的吸收加速，原子氫在金屬內(nèi)部的缺陷處聚集，從而降低了金屬的韌性，增加了裂紋敏感性，在外加拉應(yīng)力作用下，使金屬管道容易發(fā)生開裂破壞。因此，當(dāng)油氣中有H2S存在，并達(dá)到一定含量后時，油氣管線可能會發(fā)生HIC、SSCC。本工作討論的伴生氣管線輸送高含硫化氫的濕氣，且在開裂處腐蝕產(chǎn)物中檢測到FeS，結(jié)合開裂處長而尖的裂紋和魚眼氫致裂紋的形貌，分析認(rèn)為該管線的開裂既有HIC、又有SSCC的作用。造成該管線HIC、SSCC的因素是多方面的，主要和管線內(nèi)石油伴生氣中的H2S含量、溫度、管線材質(zhì)及焊接應(yīng)力等因素有關(guān)。當(dāng)輸送的天然氣中H2S的濃度<20 mg/m3時，管線是安全的。但通常管輸天然氣中H2S的含量都偏高，最高可達(dá)400～500 mg/m3，這時當(dāng)管線內(nèi)有濕氣或水存在時，管線就容易發(fā)生HIC和SSCC[11]。本工作中，伴生氣中硫化氫的含量高達(dá)10 949.2 mg/m3，這樣，該管線必然會受到H2S的嚴(yán)重腐蝕。在該管線斷口附近的管壁組織中看到的眾多細(xì)長裂紋和魚眼裂紋就是HIC的典型特征；而斷口上很高的S元素含量和解理脆性斷裂形貌，表明該管線焊縫區(qū)域發(fā)生了SSCC。

環(huán)境溫度對管線發(fā)生HIC和SSCC也有很大的影響。有研究[9]表明，在30 ℃附近，氫的吸附和擴散的加和作用最大，即發(fā)生HIC的可能性最大；而且碳鋼和低合金鋼在20～40 ℃范圍內(nèi)對SSCC的敏感性也最大。本工作討論的油田伴生氣的溫度為30 ℃左右，處于管道發(fā)生HIC和SSCC最為敏感的溫度范圍內(nèi)。

另外，伴生氣中少量CO2和水及水中Cl-的存在，也會對H2S的HIC和SSCC產(chǎn)生附加的作用。CO2溶于水中形成碳酸，釋放出氫離子，降低了環(huán)境的pH值,增大了氫的滲透率，因此增加了管道對HIC和SSCC的敏感性；Cl-在pH值為3.5～4.5的范圍內(nèi)時，可使腐蝕速度加快，HIC和SSCC敏感性隨之加大)。

伴生氣管線在螺旋焊縫處的開裂與該處存在較大的殘余應(yīng)力有關(guān)。螺旋埋弧焊接鋼管在生產(chǎn)過程中不可避免地要產(chǎn)生成型應(yīng)力，而且這種應(yīng)力會以殘余應(yīng)力的形式存在于鋼管之中，尤其是在鋼管的焊縫及熱影響區(qū)附近會存在較高的成型和焊接殘余應(yīng)力，且在其內(nèi)表面表現(xiàn)為高的殘余拉應(yīng)力，再加上和焊縫焊接凸起等缺陷導(dǎo)致的附加彎曲拉應(yīng)力與內(nèi)壓產(chǎn)生的薄膜應(yīng)力相疊加，加劇了該部位的應(yīng)力集中，在H2S等腐蝕介質(zhì)的作用下，該處最容易發(fā)生SSCC。

3 結(jié)論與建議

(1)伴生氣管線的材質(zhì)為低碳鋼；管材成分符合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定；管線螺旋焊縫和基體組織未見明顯的異常。

(2)焊管的焊縫組織中未見明顯的氫致裂紋，伴生氣管線的螺旋鋼管基體中，受到了管內(nèi)伴生氣中硫化氫的腐蝕，均產(chǎn)生了不同程度的氫致裂紋；尤其是在螺旋鋼管破口處，氫致裂紋的數(shù)量多且尺寸大。

(3)伴生氣管線斷口產(chǎn)物含有較高的S元素，管線內(nèi)伴生氣中高含量的H2S引起的氫致開裂(HIC)和硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(SSCC)共同作用導(dǎo)致管線發(fā)生開裂，裂紋起源于破口的中部即最寬處位置。

(4)建議通過降低伴生氣中的H2S含量和水分以防止管線發(fā)生氫致開裂(HIC)和硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(SSCC)。