許艷艷 葛鵬莉 高多龍

摘 ? ? ?要：通過對某油田集油干線彎管刺漏部位的化學(xué)材質(zhì)分析、微觀形貌觀察和殘余應(yīng)力分析，結(jié)果表明：該管段材質(zhì)的金相組織、硬度和強(qiáng)度不滿足相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)要求，導(dǎo)致管材的脆性增加，致使在缺陷位置發(fā)生裂紋起源，在局部拉伸應(yīng)力、疲勞載荷及殘余應(yīng)力影響下，管段在裂紋處快速撕裂。

關(guān) ?鍵 ?詞：集油干線;開裂;材質(zhì)缺陷;應(yīng)力

中圖分類號：TQ 052 ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）02-0497-04

Abstract： The chemical composition of puncture site of the elbow of the main oil gathering line in an oil field was analyzed， its micromorphology was observed， and its residual stress was analyzed. The results showed that the metallographic structure， hardness and strength of the pipe segment materials did not meet the requirements of the corresponding standards， resulting in the increase of the brittleness of the pipe， causing the crack origin at the defect location. Under the influence of local tensile stress， fatigue load and residual stress， the pipe segment rapid tore at crack.

Key words： oil gathering main line; crack; material defect; stress

某油田集油干線于2013年10月18日投產(chǎn)使用，管長6.93 km。管線設(shè)計壓力等級4 MPa，管材為L245NS，規(guī)格為?168 mm×5 mm，介質(zhì)流向發(fā)生改變的位置采用無縫熱煨彎管。管道內(nèi)部為油氣水混輸介質(zhì)。管道運(yùn)行壓力為0.5 MPa，運(yùn)行溫度為75 ℃。管內(nèi)介質(zhì)為油、氣，含有少量的水，地層水分析結(jié)果中呈弱酸性，pH值在5.13～7.02之間，Cl-含量約2 984～29 516 mg/L，硫化氫含量在107.36～633.53 mg/m3之間。管道內(nèi)壁采用無溶劑液體雙組分環(huán)氧涂層防護(hù)。管道外壁采用30 mm厚聚氨酯泡沫聚乙烯夾克防腐保溫。彎管規(guī)格為φ168×6.0-R900，L245NS，R=6D，熱煨彎管，熱煨工藝依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5257-2012《油氣輸送用鋼制彎管》。2016年2月，該管線的彎管發(fā)生刺漏，帶來一定的經(jīng)濟(jì)損失和環(huán)境影響。本文通過斷口形貌觀察、彎管材料性能測試等檢測手段，分析了彎管失效的原因，為采取有效的預(yù)防性措施提供依據(jù)。

1 ?管段宏觀形貌觀察

取樣管段如圖1所示。彎管圓周長為530 mm，管道外壁裂紋長度為415 mm，管道內(nèi)壁裂紋長度為410 mm，開裂處距離左端焊縫處為210 mm。由于管道外壁裂紋的長度大于管道內(nèi)壁裂紋長度，且裂紋的剪切唇為后期快速斷裂形成，因此判斷裂紋源自圖1（b）所示的平滑區(qū)域。

2 ?測試結(jié)果與分析

2.1 ?管材理化性能分析

對取樣管段取樣進(jìn)行理化性能測試，評判取樣管段理化性能是否滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。理化性能測試內(nèi)容包括化學(xué)成分、金相組織、硬度、拉伸性能、沖擊等。

2.1.1 ?化學(xué)成分

（1）在母材彎管段和直管段取樣，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ASTM A751-14進(jìn)行化學(xué)成分測試。結(jié)果表明：管材的C元素含量和S元素含量高于標(biāo)準(zhǔn)GB/T 9711-2011中對L245NS管材的要求?；瘜W(xué)成分測試結(jié)果如表1所示。

從化學(xué)成分分析結(jié)果看出，管材中C含量和S含量略高于GB/T9711-2017《石油天然氣工藝管線輸送用鋼管》要求。C元素的增加提高材料的硬度和抗拉強(qiáng)度，S元素的增加降低材料的韌性，提高材料形成夾雜物的可能性。

2.1.2 ?拉伸性能測試

彎管和直管的拉伸試驗依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ASTM A370-13進(jìn)行。試驗設(shè)備為WDML-50KN型拉伸試驗機(jī)。拉伸樣品按照《GBT 228.1-2010金屬材料拉伸試驗第1部分：室溫試驗方法》中要求，沿軸向取壁厚為2 mm的矩形縱向試樣。拉伸試驗結(jié)果如表2所示。

從測試結(jié)果表明，彎管的拉伸試驗結(jié)果中屈服強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度均超出GB/T9711-2017《石油天然氣工藝管線輸送用鋼管》中的要求。

2.1.3 ?夏比沖擊性能試驗

試樣加工尺寸為55 mm×10 mm×6 mm，利用JB-300B型沖擊試驗機(jī)，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 229-2007《金屬夏比缺口沖擊試驗方法》對彎管和直管分別進(jìn)行沖擊性能測試。V型缺口軸線與彎曲面垂直，從管道縱向位置截取樣品，其中取樣位置與拉伸樣品的取樣位置相同。沖擊試驗結(jié)果如表3所示。

從測試結(jié)果可以看出樣品的平均值未達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求的40J。彎管的沖擊功偏低表明，材料的韌性偏低，而脆性的增加是由于彎管在彎制過程中的熱處理不當(dāng)所致。

2.1.4 ?金相組織分析

采用尼康金相顯微鏡，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T13298- 1991分析了直管和彎管出的金相組織。檢測結(jié)果如圖2所示。

從金相組織圖中可以看出，直管段的金相組織為均勻的鐵素體+珠光體組織，說明該位置在熱煨彎制過程中未進(jìn)行加熱。彎管段的金相組織為馬氏體組織，彎管在熱處理過程中的冷卻速度過快時，易出現(xiàn)馬氏體組織。該組織不僅使材料表面硬度升高，還會提高材料的抗拉強(qiáng)度。

2.1.5 ?硬度測試

采用SCHV-3.0型顯微硬度測試儀，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ASME E384-11e1對鋼管母材進(jìn)行了硬度測試試驗（表4）。

GB/T 9711-2011標(biāo)準(zhǔn)要求彎管的硬度值22HRC。由此可知，彎管的硬度測試結(jié)果高于標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.2 ?管線材質(zhì)微觀分析及斷口分析

2.2.1 ?管線夾雜物分析

在開裂處取樣并在掃描電鏡下進(jìn)行相應(yīng)夾雜物的能譜分析，分析結(jié)果如下：從圖3-4中可以看出，點(diǎn)狀物為CaO-Al2O3系復(fù)合夾雜物，而條狀夾雜均為MnS夾雜。

2.2.2 ?斷口微觀形貌測試與分析

彎管斷口裂紋起源位置A處的微觀形貌顯示，除銹前存在凹坑，此處為應(yīng)力集中的不規(guī)則形凹坑，裂紋在該位置開始萌生。除銹后的微觀形貌顯示裂紋起源位置可以觀察到沿晶的二次裂紋（圖5）。

2.2.3 ?殘余應(yīng)力測試與分析

使用μ-X360n型殘余應(yīng)力測試設(shè)備，對圖5中的A位置進(jìn)行殘余應(yīng)力測試。測試結(jié)果表明該處外表面為拉應(yīng)力，殘余應(yīng)力為279～300 MPa。內(nèi)表面為壓應(yīng)力，殘余應(yīng)力為-200 MPa。一般情況下認(rèn)為殘余應(yīng)力<100 MPa對于管材無明顯影響，但是測試結(jié)果表明279～300 MPa的殘余應(yīng)力遠(yuǎn)大于100 MPa，表明該位置比內(nèi)表面更容易起裂。

2.3 ?開裂原因分析

彎管開裂位置的裂紋起源于彎管彎曲部分的外側(cè)表面，開裂位置附近存在表面缺陷;裂紋由彎管外側(cè)外表面的裂紋源向內(nèi)擴(kuò)展，呈現(xiàn)出單一平齊的脆性斷口形貌，并發(fā)現(xiàn)少量二次裂紋。在凹坑狀缺陷、氫脆、殘余應(yīng)力和管端局部存在大量夾雜物缺陷的影響下，當(dāng)管道外表面存在凹坑狀缺陷和有夾雜物缺陷時，在279～300 MPa的殘余應(yīng)力下，管道內(nèi)部硫化氫介質(zhì)產(chǎn)生的氫會從管道內(nèi)表面向拉應(yīng)力比較大的外壁進(jìn)行遷移，從而在管道外表面產(chǎn)生微小的氫脆裂紋[1]，即彎管外側(cè)表面出現(xiàn)裂紋起源。出現(xiàn)氫脆的原因是管道內(nèi)部介質(zhì)的硫化氫和水環(huán)境，雖然內(nèi)壁有內(nèi)涂層保護(hù)，但由于涂層分子間的孔隙遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于硫化氫分子，因此內(nèi)涂層的存在并不能阻擋硫化氫接觸管道內(nèi)壁。

由于彎管彎曲部分的外側(cè)馬氏體組織和較高的硬度使其具有較高的脆性[2]，顯著降低開裂門檻值，在局部拉伸應(yīng)力、疲勞載荷及殘余應(yīng)力影響下，表面缺陷處的應(yīng)力集中，使應(yīng)力場強(qiáng)度因子超過開裂門檻值而形成裂紋并發(fā)生擴(kuò)展，當(dāng)裂紋擴(kuò)展到一定程度后剩余壁厚無法承載管道壓力而導(dǎo)致快速撕裂。

3 ?結(jié)論

按照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)對該集油干線彎管開裂原因進(jìn)行分析，結(jié)果表明：

（1）彎管和直管的化學(xué)成分測試表明，C元素和S元素均超出標(biāo)準(zhǔn)GB/T 9711-2017《石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》附錄H要求。

（2）直管的金相組織為管線鋼正常的鐵素體和珠光體，彎管的金相組織為馬氏體，顯著提高了彎管的局部硬度和脆性;彎管的彎曲部分及開裂位置存在大量MnS及氧化物等非金屬夾雜，該類缺陷會顯著提高管材的開裂敏感性[3-5]。

（3）彎管的硬度為HRC 32～42，顯著高于及標(biāo)準(zhǔn)GB/T 9711-2017《 石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》附錄H要求HRC≤22，不符合含硫化氫工況下對管材硬度的要求。

（4）彎管開裂位置附近存在表面缺陷。在凹坑狀缺陷、殘余應(yīng)力和管段局部存在夾雜物缺陷的條件下，彎管出現(xiàn)裂紋起源[6-9]。

（5）由于彎管出現(xiàn)的馬氏體組織和較高的硬度使其具有較高的脆性，在局部拉伸應(yīng)力、疲勞載荷及殘余應(yīng)力影響下，加上服役工況的變化，給管段裂紋擴(kuò)展創(chuàng)造了有利條件。裂紋擴(kuò)展到一定程度后，剩余壁厚不足以承受較高的運(yùn)行壓力，最終導(dǎo)致管段在裂紋處快速撕裂，發(fā)生泄漏[10-16]。

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