某輸氣管線彎管開裂原因分析

夏明明 梁曉飛 黃 強 李寶寧 范趙斌 史盈鴿

（1. 中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；2. 西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司，陜西 西安 710065）

0 引言

某輸氣管線有油水氣體冒出，挖開后發現，系管線彎管發生刺漏現象。該彎管材質為L360NCS，規格為Φ219.1×8.8mm，投運時間2010年1月，設計壓力9.9MPa，運行壓力3.1MPa，設計溫度80℃，運行溫度30℃，產油量0.03t/d，產氣量168626m3/d，產水量3.92t/d，進站天然氣二氧化碳和硫化氫含量如表1所示。

為了明確該彎管的開裂原因及失效機理，避免此類現象再次發生，提高輸氣管線的使用壽命[1-3]，本研究通過宏觀分析、理化性能、微觀分析、腐蝕模擬試驗等確定該彎管開裂失效原因。

1 宏觀分析

該彎管樣品總長度約為1220mm，彎管的中性面存在裂紋，裂紋沿軸向方向。對彎管進行磁粉探傷，其中性面存在1條軸向裂紋，裂紋長度為165mm，其他區域無裂紋，形貌如圖2所示。

圖2 彎管樣品及表面裂紋形貌

將彎管沿軸向剖開，發現裂紋已穿透整個壁厚，內壁裂紋附近腐蝕較為嚴重，形貌如圖3所示。

圖3 內壁裂紋附近腐蝕形貌

將該裂紋機械打開，形貌如圖4所示，根據裂紋紋路的收斂方向可以確定該裂紋起源于內壁腐蝕坑，且存在多個裂紋源；裂紋源區顏色較深，表面覆蓋黑色腐蝕產物。

圖4 機械打開后裂紋形貌

2 理化性能分析

分別在所送彎管彎曲段內弧側、中性面、外弧側取標距寬度12.5mm縱向板狀拉伸試樣、尺寸為5×10×55mm的縱向夏比V形缺口沖擊試樣以及高度為15mm的布氏硬度試樣（在直管段取樣進行對比），結果如表2、表3所示。

表2 拉伸及沖擊性能試驗結果

表3 布氏硬度試驗結果

由結果可知，彎曲段的內弧側、中性面、外弧側的抗拉強度、屈服強度、伸長率均不滿足GB/T 9711-2011對L360N的要求，屈強比、縱向沖擊功均滿足GB/T 9711-2011對L360N的要求。彎曲段內弧側、中性面、外弧側硬度較高，最高可達406HB，直管段的平均硬度為172HB。

分別在所送彎管樣品的直管段、彎曲段內弧側、中性面、外弧側取樣，金相顯微鏡下觀察其組織，發現彎曲段內弧側、中性面、外弧側組織均為馬氏體，直管段組織為鐵素體+珠光體，形貌見圖5所示。

圖5 金相組織

3 物相與微觀分析

3.1 內壁垢層xrd分析

在彎管內壁刮取粉末樣品，通過X射線衍射分析其物相組成，分析結果如圖6所示。由結果可知，彎管內壁垢層的主要物相組成為：FeS、SiO2、CaCO3。

圖6 彎管內壁垢層物相分析結果

3.2 裂紋金相分析

在裂紋部位取樣，金相顯微鏡下觀察其形貌，發現裂紋呈樹枝狀，附近的組織為馬氏體，且裂紋的擴展方式為穿晶，形貌見圖7所示。

圖7 裂紋形貌

3.3 裂紋SEM分析

在裂紋上取樣，掃描電子顯微鏡下觀察其微觀形貌，如圖8所示。由圖可知，裂紋的微觀形貌為解理特征。

圖8 裂紋微觀形貌

裂紋源區存在腐蝕產物，對其表面進行能譜分析，由結果可知，源區斷口表面主要含有元素為Fe、O、S。

4 硫化氫應力腐蝕模擬試驗

依據NACE TM0177-2016《金屬在硫化氫環境中抗應力開裂和應力腐蝕開裂的標準試驗方法》，分別在L360NCS彎曲段、L360NCS合格樣（直管段）上取樣進行硫化氫應力腐蝕試驗。

試樣規格：67.3×4.57×1.52mm，共4組。

試驗溶液：NACE TM0284-2016中溶液A（5.0wt%NaCl+0.50wt%CH3COOH）。通入混合氣總壓力為4MPa，通入氣體組分及試樣編號情況如表5所示。加載應力為85%規定最小屈服強度。試驗時間為720h。

試驗結果如表5所示，由結果可知，L360NCS彎管樣在試驗過程中發生斷裂，且腐蝕嚴重；而L360NCS合格樣（直管段）未發生斷裂，但腐蝕較嚴重。

表5 應力腐蝕試驗結果

5 分析與討論

綜合試驗結果可知，裂紋起源于內壁腐蝕坑底部，呈樹枝狀擴展；裂紋源區表面覆蓋黑色腐蝕產物，腐蝕產物的主要物相為FeS；裂紋的微觀形貌為解理特征。結合管道輸送天然氣中H2S含量較高（最高可達51000ppm），推測該彎管開裂屬于硫化氫應力腐蝕開裂。

下面對其開裂的主要原因進行分析。

（1） 該彎管材質為L360NCS，其直管段組織為鐵素體+珠光體，硬度低于234HB，滿足NACE MR 0175-2015《石油天然氣工業-油氣開采中用于含H2S環境的材料第1部分：抗開裂材料選擇的一般原則》的要求（碳鋼和低合金鋼可接受的最大硬度為22HRC，換算為布氏硬度，為234HB），對硫化氫介質敏感性不高。然而，彎曲段的組織全為馬氏體，硬度最高可達406HB，遠高于234HB，對硫化氫介質較為敏感；

（2）彎管產生硫化氫應力腐蝕開裂包含2個必需因素，一是內部因素，材料本身對硫化氫敏感；二是外部環境因素，與含H2S的游離水接觸[4,5]。

該管線運行過程中產水量3.92t/d，這些水分聚集于管道底部；輸送天然氣中H2S含量較高，H2S溶于管道底部的游離水，對金屬基體產生腐蝕作用；具備外部環境條件。彎管的彎曲段組織全為馬氏體，硬度較高，對H2S較為敏感，符合內部因素條件。由此可知，該彎管的彎曲段底部同時滿足了這兩個條件，最終發生H2S應力腐蝕開裂；

（3）彎曲段的內弧側、中性面、外弧側的抗拉強度和屈服強度均遠高于GB/T 9711-2011要求的上限，硬度值遠高于NACE MR 0175-2015要求的上限，且沖擊吸收功較低，這些性能指標是彎曲段的外在表現，對應的內在因素為彎曲段組織全為高硬度、低韌性的馬氏體；

（4）硫化氫應力腐蝕試驗表明，所送彎管的彎曲段試樣在硫化氫環境下全部發生應力腐蝕斷裂，而直管段均未應力腐蝕開裂。顯然，該彎管的彎曲段抗硫化氫應力腐蝕開裂能力極差，不適用于含有硫化氫的環境中。

彎曲段與直管段的區別是彎曲段經歷過熱煨彎處理，據此推知該彎管的熱煨彎工藝不合理。

綜合上述分析，可以推知該彎管開裂的主要原因為：該彎管熱煨彎工藝不合理，導致彎曲段產生大量的馬氏體組織，馬氏體組織硬度較高，對硫化氫應力腐蝕開裂較為敏感；該彎管輸送的天然氣中含有游離水和硫化氫，硫化氫溶于游離水，對金屬基體產生應力腐蝕作用，導致彎管發生開裂。

6 結語

（1）該彎管開裂失效的機理為硫化氫應力腐蝕開裂；

（2）該彎管開裂的主要原因為：該彎管熱煨彎工藝不合理，導致彎曲段產生大量的馬氏體組織，馬氏體組織硬度較高，對硫化氫應力腐蝕開裂較為敏感；該彎管輸送的天然氣中含有游離水和硫化氫，硫化氫溶于游離水，對金屬基體產生應力腐蝕作用，導致彎管發生開裂；

（3）依據NACE MR 0175-2015《石油天然氣工業-油氣開采中用于含H2S環境的材料第1部分：抗開裂材料選擇的一般原則》，對用于H2S環境的碳鋼和合金鋼，硬度控制在HRC22以下為宜。