王 鵬,池 強(qiáng)，劉迎來(lái),吉玲康，楊 放

（中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院,西安710077）

天然氣輸送管道用L360鋼HFW焊管失效分析

王 鵬,池 強(qiáng)，劉迎來(lái),吉玲康，楊 放

（中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院,西安710077）

某天然氣輸送管道工程項(xiàng)目現(xiàn)場(chǎng)試壓作業(yè)過(guò)程中，當(dāng)管道內(nèi)壓上升至3.6 MPa時(shí)，發(fā)現(xiàn)試壓段L360鋼φ406.4 mm×7.1 mm規(guī)格HFW管道存在泄漏現(xiàn)象。針對(duì)這一現(xiàn)象，利用化學(xué)分析、力學(xué)性能檢測(cè)、宏觀及掃描電鏡顯微分析等試驗(yàn)方法，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)輸送管道用HFW鋼管焊縫處開(kāi)裂的原因進(jìn)行了分析。試驗(yàn)結(jié)果顯示，該管體曾經(jīng)過(guò)補(bǔ)焊，補(bǔ)焊組織中存在粗大的魏氏組織和馬氏體組織，補(bǔ)焊金屬與管體母材之間存在密集夾雜物。結(jié)果表明，管體補(bǔ)焊過(guò)程熱輸入較大、管體表面補(bǔ)焊工藝質(zhì)量欠佳是導(dǎo)致管道打壓泄漏的主要原因。

焊管；HFW鋼管；開(kāi)裂；補(bǔ)焊

1 失效管道概況

管道輸送是石油天然氣最高效、最安全的運(yùn)輸方式，HFW焊管是常用的輸送載體之一[1]。某天然氣輸送管道工程項(xiàng)目現(xiàn)場(chǎng)試壓作業(yè)過(guò)程中，當(dāng)管道內(nèi)壓上升至3.6 MPa時(shí)，發(fā)現(xiàn)試壓段管道可能存在泄漏現(xiàn)象。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)全長(zhǎng)12 m的L360鋼φ406.4 mm×7.1 mm規(guī)格HFW鋼管焊縫處出現(xiàn)開(kāi)裂。筆者對(duì)發(fā)生開(kāi)裂的HFW鋼管進(jìn)行了理化檢驗(yàn)與分析，以確定開(kāi)裂失效原因，防止類似事故重復(fù)發(fā)生。

2 管道失效分析

2.1 宏觀形貌

泄漏鋼管試樣共為兩部分，一部分為開(kāi)裂焊縫處試樣（1#試樣），另一部分為從該根鋼管未開(kāi)裂處取6.5m長(zhǎng)的鋼管段（2#試樣），泄露鋼管管體宏觀形貌如圖1所示，內(nèi)壁宏觀形貌如圖2所示。2#試樣鋼管曾返廠加熱至200℃左右去除了PE防腐層。對(duì)失效鋼管裂紋處和管體進(jìn)行尺寸測(cè)量，管體壁厚為6.54mm，靠近裂紋處壁厚為6.07mm。

圖1 泄漏鋼管管體宏觀形貌

圖2 泄漏鋼管管體內(nèi)壁宏觀形貌

2.2 組織分析

圖3 鋼管管體組織形貌

圖4 管體內(nèi)表面凹坑及周圍變形組織形貌

從管體刺穿孔、遠(yuǎn)離管體刺孔的管體及內(nèi)壁凹坑處分別取金相試樣進(jìn)行組織分析，金相分析依據(jù)GB/T 13298—1991《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》[2]在MeF3A型金相顯微鏡上進(jìn)行，夾雜物分析及晶粒度評(píng)定試驗(yàn)分別按照GB/T10561—2005《鋼中非金屬夾雜物含量的測(cè)定－標(biāo)準(zhǔn)評(píng)級(jí)圖顯微檢驗(yàn)法》[3]和GB/T6394—2002《金屬平均晶粒度測(cè)定方法》[4]進(jìn)行。結(jié)果表明，鋼管管體金相組織為珠光體加鐵素體，其形貌如圖3所示。管體內(nèi)壁凹坑及周圍變形組織如圖4所示，與管體基體相同，也為珠光體加鐵素體，凹坑處組織存在明顯的流線變形，且坑內(nèi)局部腐蝕特征不明顯，這說(shuō)明管體內(nèi)壁圓形凹坑屬于表面機(jī)械壓坑。管體刺孔處金相組織如圖5所示，對(duì)管體刺穿孔試樣進(jìn)行觀察，發(fā)現(xiàn)刺孔處曾經(jīng)補(bǔ)焊過(guò)，刺孔邊緣沖蝕后殘留補(bǔ)焊熔敷金屬與管體之間夾雜缺陷清晰可見(jiàn)（圖5（a））；靠近刺孔周圍有補(bǔ)焊特征，其細(xì)晶區(qū)、 粗晶區(qū)及熔合區(qū)形貌見(jiàn)圖5（b）和圖5（c）；刺孔邊緣?mèng)~鱗狀試樣組織為粒狀貝氏體+魏氏組織鐵素體+珠光體+少量馬氏體的焊態(tài)組織，其形貌見(jiàn)圖5（d）。上述光學(xué)金相觀察結(jié)果表明，管體刺孔處原組織為焊態(tài)的熔敷金屬，所送試樣的該區(qū)域熔敷金屬大部分已被沖蝕掉。沿管體軸向剖開(kāi)刺孔洞，其形貌如圖6所示，管體刺孔內(nèi)壁表面較為平滑，呈典型的沖刷腐蝕形貌。

2.3 理化性能試驗(yàn)

2.3.1 化學(xué)分析

采用ARL 4460直讀光譜儀，在鋼管距焊縫90°位置取樣，依據(jù)GB/T 4336—2007《碳素鋼和中低合金鋼火花源原子發(fā)射光譜分析方法》[5]對(duì)鋼管管體進(jìn)行化學(xué)成分分析，分析結(jié)果見(jiàn)表1。

2.3.2 拉伸性能試驗(yàn)

圖5 管體刺孔處金相組織

圖6 管體刺孔處形貌

表1 失效鋼管化學(xué)成分 %

采用UH－F500KNI型拉伸試驗(yàn)機(jī)，依據(jù)GB/T 228—2002《金屬材料室溫拉伸試驗(yàn)方法》[6]對(duì)鋼管管段試樣進(jìn)行拉伸性能測(cè)試。拉伸試樣沿鋼管管體距焊縫90°處取橫向全壁厚板狀試樣，試樣尺寸38.1 mm×50 mm。拉伸試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 失效鋼管拉伸試驗(yàn)結(jié)果

2.3.3 夏比沖擊試驗(yàn)

從鋼管試樣上，以管體壁厚中心為試樣中心線，沿鋼管管體距焊縫90°處縱向取5mm×10mm×55 mm的V形缺口夏比沖擊試樣，在JBN－500型試驗(yàn)設(shè)備上，按照GB/T 229—2007《金屬材料夏比擺錘沖擊試驗(yàn)方法》[7]，0℃條件下進(jìn)行沖擊試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 試樣0℃下夏比沖擊性能試驗(yàn)結(jié)果

2.3.4 硬度試驗(yàn)

在送檢的鋼管管體取硬度試樣，試樣位置為距焊縫90°處，按照GB/T 4340.1—2009《金屬材料維氏硬度試驗(yàn) 第1部分 試驗(yàn)方法》[8]要求進(jìn)行10 kg載荷維氏硬度試驗(yàn)，硬度計(jì)型號(hào)為HSV－20，試驗(yàn)位置如圖7所示，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

圖7 管體硬度（HV10）檢測(cè)位置分布圖

表4 管體母材硬度測(cè)試結(jié)果

對(duì)管體刺孔處和具有補(bǔ)焊特征的區(qū)域進(jìn)行顯微硬度檢測(cè)，硬度檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表5。靠近刺孔內(nèi)壁未被沖蝕掉的補(bǔ)焊熔敷金屬中，魏氏組織、珠光體的硬度略低于遠(yuǎn)離該處管體母材基體組織的顯微硬度，但細(xì)晶區(qū)、熔合區(qū)硬度實(shí)測(cè)值均高達(dá)269 HV0.2，焊熔敷金屬中馬氏體組織硬度更高，實(shí)測(cè)值最大值為705 HV0.2。

表5 管體刺孔處和具有補(bǔ)焊特征的區(qū)域顯微硬度檢測(cè)結(jié)果 HV0.2

2.3.5 壓扁試驗(yàn)

在管體取壓扁試樣，按照GB/T 246—2007《金屬管壓扁試驗(yàn)方法》[9]要求進(jìn)行壓扁試驗(yàn)，試驗(yàn)設(shè)備為SHT4106。試驗(yàn)結(jié)果顯示，將焊縫置于與受力方向0°位置，壓扁至2/3 D直至貼合，未出現(xiàn)開(kāi)裂。

3 試驗(yàn)結(jié)果分析

管體上含刺孔處金相試樣的光學(xué)金相觀察結(jié)果表明，刺孔邊緣有一圈熱影響組織，且局部還保留有焊態(tài)的熔敷金屬，該管體曾經(jīng)補(bǔ)焊過(guò)。該管體補(bǔ)焊組織中粗大的魏氏組織和馬氏體組織的存在，說(shuō)明其補(bǔ)焊過(guò)程中，焊接熱輸入較大。另外管體刺孔處未被完全沖刷掉的補(bǔ)焊金屬與管體母材之間密集夾雜物的存在，說(shuō)明管體表面補(bǔ)焊工藝質(zhì)量欠佳。綜上所述，該管體補(bǔ)焊處存在較大的質(zhì)量隱患。

4 結(jié) 語(yǔ)

通常為了確保油氣輸送管道工程安全高效運(yùn)營(yíng)，對(duì)于管道建設(shè)用PSL2級(jí)別的鋼管，API SPEC 5L《管線管規(guī)范》[10]， ISO 3183《石油和天然氣工業(yè)—管道輸送系統(tǒng)用鋼管》[11]以及GB/T9711.2《石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件 第2部分B級(jí)鋼管》[12]等輸送管道用鋼管標(biāo)準(zhǔn)對(duì)管體母材缺陷的修復(fù)均有嚴(yán)格規(guī)定，不允許對(duì)缺陷采用焊接方式進(jìn)行修復(fù)。該項(xiàng)目用鋼管生產(chǎn)執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)為GB/T 9711.2—1999，其管體母材不僅補(bǔ)焊過(guò)，且存在嚴(yán)重的補(bǔ)焊缺陷，導(dǎo)致管體局部承壓能力下降，在管道打壓過(guò)程中，發(fā)生局部泄漏并刺穿。

［1］崔延，聶向暉，李云龍，等.ERW焊管焊縫沖擊韌性的影響因素解析[J].熱加工工藝，2011（23）：185-187.

［2］GB/T 13298—1991，金屬顯微組織檢驗(yàn)方法[S].

［3］GB/T 10561—2005，鋼中非金屬夾雜物含量的測(cè)定—標(biāo)準(zhǔn)評(píng)級(jí)圖顯微檢驗(yàn)法[S].

［4］GB/T 6394—2002，金屬平均晶粒度測(cè)定方法[S].

［5］GB/T 4336—2007，碳素鋼和中低合金鋼火花源原子發(fā)射光譜分析方法[S].

［6］GB/T 228—2002，金屬材料室溫拉伸試驗(yàn)方法[S].

［7］GB/T 229—2007，金屬材料夏比擺錘沖擊試驗(yàn)方法[S].

［8］GB/T 4340.1—2009，金屬材料維氏硬度試驗(yàn) 第1部分試驗(yàn)方法[S].

［9］GB/T 246—2007，金屬管壓扁試驗(yàn)方法[S].

［10］API SPEC 5L，管線管規(guī)范[S].

［11］ISO 3183，石油和天然氣工業(yè)—管道輸送系統(tǒng)用鋼管[S].

［12］GB/T 9711.2—1999，石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第2部分 B級(jí)鋼管[S].

Failure Analysis of L360 HFW Pipe for Gas Pipeline

WANG Peng，CHI Qiang，LIU Yinglai，JI Lingkang，YANG Fang
（CNPC Tubular Goods Research Institute,Xi’an 710077，China）

In the process of pressure test for a natural gas pipeline project,when the pressure rose to 3.6 MPa,the L360 HFW pipe with diameter of φ406.4 mm×7.1 mm of pressure test section leaked.According to this phenomenon，the cracking reason for φ406.4 mm×7.1 mm L360 HFW pipe was analyzed by chemical composition analysis,mechanical property testing,macro and scanning electron microscopy(SEM)analysis.Test results showed that the pipe body was repair welded,and thick widmanstatten and martensite exist in the welding microstructure.Dense inclusions exist between metal welding and pipe body.The results showed that the mainly leak reason for L360 HFW pipe is the higher heat input during the repair welding and poor quality of pipe surface repair welding process.

welded pipe;HFW pipe;fracture;repair welding

TE973

B

1001－3938（2015）09-0037-04

王 鵬（1981—），男，碩士，工程師，主要從事油氣輸送管道用鋼管、彎管及管件方面的應(yīng)用基礎(chǔ)、新材料開(kāi)發(fā)等。

2015-04-01

黃蔚莉