王 斌，黃繼慶，王 佳，陳 龍，趙 波，趙與越

（1. 渤海石油裝備制造有限公司，天津 300457；2. 渤海裝備華油鋼管有限公司，河北 青縣 062658；3. 巨龍鋼管有限公司，河北 青縣 062658）

管線輸送是油氣輸送領域最為高效、經(jīng)濟與可靠的方式，自2000 年以來，世界70%新探明油氣資源均為海洋油氣資源，因此，海洋油氣資源開采與利用成為全球重要研究方向［1］?！八{鯨1 號”鉆井平臺在我國南海圓滿完成可燃冰的試開采，標志著我國在海洋油氣勘探開采領域步入了世界先進行列，這就從側面對輸送裝備領域提出了更高的要求。

海底管線不但要面臨海底的高壓，地勢起伏，洋流沖刷，地殼運動和氯離子強腐蝕等環(huán)境的嚴苛考驗，而且隨著管線服役條件與輸送介質(zhì)的日趨多元化，低溫與抗H2S 腐蝕也成為管線設計重要的參考指標。H2S 是石油天然氣開采與輸送過程中最常見的腐蝕介質(zhì)之一，在含水的油氣資源中，其腐蝕性大大增加。陸上油氣資源在集中輸送前都會進行多次、深度的脫酸脫水處理，即便如此，也很難將H2S 及水完全去除，海洋油氣田受作業(yè)空間的局限，難以實現(xiàn)陸上油氣集中輸送前的高效脫酸脫水，加之海洋管線使用工況的復雜性，管線設計要求免維護或者少維護；因此，H2S 腐蝕對輸送管線的安全可靠性與使用壽命是極大挑戰(zhàn)。目前，我國管線制造領域仍需針對超深海、抗酸、抗大變形甚至低溫等需求，在研發(fā)和生產(chǎn)等方面進行系統(tǒng)性的研究與積累經(jīng)驗，進一步提升我國深海領域裝備水平［2］。

1 海底抗酸管的特點

1.1 高強度、高韌性、低屈強比

強度與韌性作為管線鋼的最基本性能，直接決定管線在海底惡劣環(huán)境下的安全性與使用壽命，與陸上輸送管道不同，海底管道失效往往造成的都是巨大的經(jīng)濟損失，而且對于海洋環(huán)境的污染更是長遠且難以治理的。如文獻［3］所述，2000 年，波流沖刷導致平湖油氣田岱山段管道疲勞斷裂，經(jīng)濟損失超過2 000 萬元；2007 年南海潿洲21-1 至11-4原油管道腐蝕泄漏，致使油田停產(chǎn)近200 天，經(jīng)濟損失巨大；2011 年中海油珠海海底管道泄漏，搶修40 余天，日減供天然氣約453 萬m3，經(jīng)濟損失數(shù)億元。

屈強比是管線鋼安全性的重要參考依據(jù)，屈強比的高低直接影響管線鋼極限塑性變形能力的強弱，進而影響管道結構的安全服役。屈強比較低時，在外加應力達到材料的抗拉強度之前，就會產(chǎn)生較大的塑性變形，使裂紋尖端的應力水平降低（應力松弛），同時鋼管發(fā)生較大塑性變形易于監(jiān)測，以便采取有效的預防失效的措施，具有一定的安全裕量。采用控軋控冷技術生產(chǎn)的低碳管線鋼，其屈服強度的增幅明顯大于抗拉強度的增幅［4］，即隨著管線鋼鋼級的提升，屈強比同樣顯著提升。通常認為鋼級高于X70 的管線在海底管道中的適用性是較低的。

1.2 橫向、縱向性能均一

海底管線受其服役環(huán)境的制約，在承受管線自重、管道設計內(nèi)部壓力、外部水壓等工作載荷的同時，還要面臨風、浪、流、涌甚至地殼移動等環(huán)境載荷對管線平移的考驗，加之海底地形起伏與洋流沖刷作用，管道出現(xiàn)不與海床直接接觸的懸空段，當海水流經(jīng)管跨可能使其產(chǎn)生周期性振動，使管道承受交變疲勞載荷［5］，甚至出現(xiàn)疲勞斷裂。如2003年埕島油田CB251C 至CB251D 海底注水管道因懸跨疲勞導致泄漏；2009 年5 月，埕島油田CB25A至CB25B 海底管道因懸空發(fā)生斷裂［3］。為保證海底管線在復雜工況下的使用壽命與安全性，通常要求管線管組織均勻，性能各向異性小。

1.3 嚴格的尺寸偏差與精度控制

海底管道鋪設是一項大規(guī)模的成型與長距離的焊接安裝工程，整個工程通常在鋪管船上進行組對焊接，現(xiàn)場安裝施工過程受到海風、洋流、氣溫、濕度等多方面因素的影響，在不同地域條件下管道建設的困難程度見表1。海上作業(yè)投資大，風險高，作業(yè)空間有限，鋼管的橢圓度、直線度等相關參數(shù)直接影響現(xiàn)場施工效率與質(zhì)量。因此，為節(jié)約施工成本，海底管線對尺寸偏差與精度控制更加嚴格［6］。

表1 不同地域條件下管道建設的困難程度

李新仲等［7］采用國際推薦的JC 法可靠性指標計算，研究了海底管線屈服極限及橢圓度對失效敏感性影響，結果如圖1 所示?？梢钥闯?，海底管線的屈服強度越高，對應管線的安全性更好；而屈服強度波動范圍越大，一致性越差，失效趨勢顯著上升。對于海底管線的橢圓度，其平均值與波動范圍的增加均會顯著降低相應管線的安全系數(shù)，造成較大安全隱患，對此，海底管線通常對相應橢圓度的控制指標更為嚴格。

圖1 海底管線屈服極限及橢圓度對失效敏感性影響

2 影響海底管線抗酸性的因素

評價管線鋼抗硫化氫腐蝕性能的主要指標為抗氫致開裂（HIC）和硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）試驗數(shù)據(jù)。我國H2S 環(huán)境下服役管線鋼的研究起步較晚，主要應用為X52MS 至X65MS 鋼級小直徑管線管，更高鋼級的X70MS 與X80MS 仍處于研制階段，距大批量應用還有較大差距［8-13］。

HIC 發(fā)生機理如圖2 所示，在含有水分的輸送介質(zhì)中，H2S 逐步電離HS-、S2-與H+，HS-與S2-首先吸附于金屬材料表面并與Fe 發(fā)生反應形成復合離子Fe（HS）-，H2S 電離出的H+與電子結合形成H原子，并逐步向金屬內(nèi)部擴散，在與基體組織結合能較低的不規(guī)則夾雜物周圍或者片層狀的組織（MnS 夾雜或珠光體片層）邊界處聚集，逐漸結合形成H 分子，進而產(chǎn)生巨大的內(nèi)應力。隨著進程的發(fā)生，在內(nèi)應力作用下引起附近晶格畸變，進一步加速了H 的聚集，直至微裂紋的萌生，擴展。該過程宏觀發(fā)生于材料表面時，在制管成型或焊接過程產(chǎn)生的殘余應力作用下，引起材料的SSCC；發(fā)生于材料內(nèi)部則引起HIC。

圖2 在酸性環(huán)境中氫致開裂的機理

因此，基于管線鋼H2S 環(huán)境下的裂紋產(chǎn)生原因與裂紋的擴展過程，提高管線鋼抗酸性能的主要途徑有以下幾個方面：①形成表面鈍化膜，減少H原子的吸附與擴散；②減少管線鋼內(nèi)部不均勻組織，如外形尺寸不規(guī)則的大塊夾雜物，片層狀的MnS 夾雜，珠光體的帶狀組織等；③細化晶粒，提高材料自身抵抗裂紋擴展的能力，降低失效風險。

2.1 合金元素對海底抗酸管性能的影響

C 作為鋼鐵中最基本的元素，隨著C 含量的增加，鋼的強度增加，但會引起韌-脆轉變溫度升高，損失材料的韌性，對于C 含量低于0.1%的管線鋼，能夠?qū)崿F(xiàn)保證性能的同時具有良好的焊接性。在NACE TM 0284《管道和壓力容器用鋼抗氫致開裂性能評價的試驗方法》A 溶液（NaCl+CH3COOH 的H2S飽和溶液，pH=3）中，管線鋼的C 含量與HIC 性能變化關系［14］如圖3 所示，可以看出，海底用抗酸管應采用盡量低的C 含量，以保證其具有優(yōu)良性能的同時，兼顧一定的抗酸性，一般控制C 含量在0.04%～0.08%。

圖3 在A 溶液中鋼的C 含量與HIC 性能的關系

Mn 作為固溶強化的合金元素能提高鋼的強度，管線鋼中的添加量一般為1.0%～2.0%，由于高等級管線鋼要求較低的C 含量，因此通?？刻岣進n 含量來補償由于C 含量降低引起的強度損失。Mn 對管線鋼HIC 敏感性影響［15］如圖4 所示，Mn 含量大于1.2%時，HIC 傾向明顯加??；Mn 含量超過1.5%時，管線鋼鑄坯內(nèi)部會產(chǎn)生Mn 不同程度的偏析，所形成的偏析帶狀組織經(jīng)軋制后對抗H2S 腐蝕敏感性增強［16］。同時，鋼中的Mn 含量過高，易與S結合，經(jīng)過軋制在板材中形成片狀MnS 夾雜，對母材性能及焊接性造成極大影響，經(jīng)過軋制后的片層狀MnS 夾雜，因其與母材膨脹系數(shù)不同造成兩者之間容易形成細小空隙，極易成為HIC 腐蝕“陷阱”，進而影響母材的抗酸性能。通常，海底抗酸管線鋼一般控制Mn 的添加量為1.0%～1.4%。

圖4 Mn 對管線鋼HIC 敏感性的影響

Cu、Ni 可通過固溶強化作用提高鋼的強度，同時還可改善鋼的耐蝕性。Cu 元素在H2S 服役環(huán)境下管線鋼中的作用表現(xiàn)為：在鋼材接觸含有H2S的水溶液時，Cu 可促進在鋼的表面形成一層保護膜，減少H 的侵入，從而強化鋼材抗酸性能。Ogawa等［17］人的研究表明，Cu 含量在0.2%～0.7%的低合金高強鋼具有優(yōu)異抗SSCC 開裂性能。然而需要注意的是，Cu 的這種作用只有在pH 值大于5 時才有效，當pH 值小于4，此保護膜將不會形成，從而Cu 的這種作用將不復存在。另外，Cu 容易導致軋制與焊接過程中熱裂紋的形成，Ni 元素的添加可以有效緩解這種現(xiàn)象的發(fā)生，通常向酸性條件下服役的Cu 合金化管線鋼中加入0.12%～0.15%的Ni［18］。

Nb、V、Ti 作為微合金元素，通常添加Nb、V、Ti 在鋼中形成碳氮化物等中間相，這些中間相通過釘扎晶界，強烈抑制奧氏體晶粒的長大，細化晶粒，提高鋼的強度。同時，固溶在奧氏體內(nèi)的Nb、V、Ti 在冷卻過程中于晶界處偏聚，降低鐵素體轉變溫度，抑制先共析鐵素體轉變，促進針狀鐵素體的形成，通過細晶強化及沉淀強化的作用，提高管線鋼的強度及韌性［19］。

S 作為管線鋼中的雜質(zhì)元素是影響管線鋼HIC和SSCC 性能最重要的因素。管線鋼在冶煉起始階段就從冶煉原料與造渣劑中嚴格控制其含量，同時，為避免在后續(xù)控軋控冷過程中形成片條狀甚至帶狀組織，通常在精煉過程中向爐內(nèi)填喂硅鈣線以控制其形態(tài)，以細小近似球狀的形態(tài)彌散分布于基體內(nèi)，減少由于夾雜產(chǎn)生的母材基體孔隙，降低H聚集風險。與此同時，過高的S 元素易在后續(xù)焊接中引起焊接裂紋生成傾向增大，影響焊接質(zhì)量，進而影響管道整體的安全性。S 元素作為海底抗酸管線重點關注的雜質(zhì)元素，需嚴格控制其含量，通常將抗酸管線中的S 含量控制在0.002%以下。

2.2 母材組織對海底抗酸管抗酸性能的影響

以南京鋼鐵集團有限公司（簡稱南鋼）生產(chǎn)的X65MOS 鋼板（板厚22.2 mm）為例，其化學成分及性能分別見表2～3，可以看出，鋼板采用超低C，低Mn 合金成分設計，嚴格控制雜質(zhì)元素P、S 含量，適當增加Cu 元素，得到的鋼板具有良好的低溫沖擊性能的同時，綜合性能優(yōu)異。

表2 南鋼X65MOS 鋼板的化學成分（質(zhì)量分數(shù)）%

表3 南鋼X65MOS 鋼板的性能

南鋼X65MOS 海底抗酸管用鋼板組織形態(tài)如圖5 所示，可以看出，母材組織主要為鐵素體+M/A 組元，對于這種組織形態(tài)，相關研究表明［20］，管線鋼中鐵素體+M/A 組元的組織形態(tài)具有優(yōu)良的韌性強度匹配，鐵素體內(nèi)部具有大量的亞結構和高密度位錯，同時鐵素體內(nèi)部的平均尺寸小，兼有形態(tài)為塊狀的M/A 組元，這種混合組織對裂紋的擴展有顯著的阻礙作用。鐵素體+M/A 組元的組織形態(tài)擁有更好的酸性環(huán)境下阻止裂紋生成和擴展的能力，能夠在提升管線鋼強度和韌性的同時，提高整體耐酸性。

對于管線鋼而言，其成分、工藝、組織和性能之間的相互影響關系可以用正四面體簡單表示，如圖6 所示，即為了獲得理想性能，需要從鋼板成分、生產(chǎn)工藝、母材組織方面綜合考量，同樣的，管線鋼的生產(chǎn)工藝能夠決定最終母材組織，化學成分分布，力學性能的結果。

2.3 硬度對海底抗酸管抗酸性能的影響

有相關研究利用電化學的氫透過法和超聲波探傷相結合的HIC 現(xiàn)場觀察法測定HIC 的傳播速度。其結果表明，硬度越高，相應地氫透過速度越快，傳播速度就越快，HIC 裂紋敏感性越大［21］。實驗室采用相同的焊材與近似的內(nèi)外焊線能量焊接了南鋼X65MOS 鋼板，其海底抗酸管焊縫性能見表4～5，焊縫硬度云圖及金相組織如圖7 所示，由圖可見，焊縫熱影響區(qū)出現(xiàn)明顯軟化，焊縫處硬度較母材有部分升高，升高幅度為15%左右，內(nèi)、外焊縫處金相組織均為沿奧氏體晶界形成的先共析鐵素體+細小的針狀鐵素體，組織差異不明顯。DNV-OSF101《海底管線系統(tǒng)規(guī)范》與NACE MR 0175《石油和天然氣工業(yè) 用于石油和天然氣生產(chǎn)中含H2S 環(huán)境的材料》對管線鋼明確要求硬度不能高于250 HV。焊縫處有良好的低溫沖擊韌性，橫向拉伸斷裂部位為焊接熱影響區(qū)，屈強比較母材略升高至0.92，為了保證性能的同時使得性能具有一定裕量，實際生產(chǎn)中可通過調(diào)整焊絲的合金成分、焊接工藝等，降低組織的淬硬傾向，也可采用對焊后焊縫采取熱處理的方式進行控制。

圖5 X65MOS 鋼板典型鐵素體+M/A 組元的組織形態(tài)

圖6 管線鋼性能影響因素四面體示意

表4 南鋼X65MOS 海底抗酸管焊縫的力學性能

表5 南鋼X65MOS 海底抗酸管焊縫的硬度HV

圖7 抗酸管焊縫硬度云圖及金相組織

2.4 殘余應力對海底抗酸管抗酸性能的影響

殘余應力在機械加工過程中普遍存在。鋼管的壓制或卷曲成型、擴徑整圓等機械加工過程，不均勻的塑性變形會由于加載載荷的去除，造成鋼管受壓側與受拉側處于不均勻的受力狀態(tài)，形成殘余應力。鋼管在焊接熱循環(huán)影響下，焊縫及附近母材受到快速的加熱、冷卻過程，材料內(nèi)部產(chǎn)生不均勻的溫度梯度，在加熱膨脹及冷卻收縮的過程產(chǎn)生變形，進而在材料內(nèi)部形成不均勻分布的殘余應力，同時，焊縫熔池冷卻過程中晶粒在形核、長大、相變時又會產(chǎn)生微小的體積變化，形成微觀上的殘余應力。

大直徑鋼管的制造過程主要有JOE 或UOE 成型的直縫埋弧焊管（SAWL），以及螺旋縫埋弧焊管（SAWH），海底抗酸管線的設計為了抵抗深海擠毀，采用大壁厚以及較小徑厚比（D/t），如我國南海荔灣海底管線中的規(guī)格為Φ559 mm×22.2～31.0 mm，D/t 為18.03～25.18；規(guī)格為Φ762 mm×28.6～31.8 mm，D/t 為23.96～26.64，在這種管線設計要求下，螺旋縫焊管制管方法已經(jīng)不能勝任，直縫焊管成型機組也幾近達到其生產(chǎn)極限。與此同時，螺旋縫焊管在制造過程中是由鋼卷進行螺旋狀卷曲后焊接，其較同等規(guī)格下的直縫管的殘余應力更大?；谝陨隙喾矫娴囊?，用于海底抗酸管線管只能采用殘余應力較小的直縫焊管。

經(jīng)統(tǒng)計，四川輸氣干線1996 年發(fā)生的事故中，約40%的事故是由于硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）引起的，分析原因是鋼管在生產(chǎn)制造過程中，內(nèi)焊縫附近的管體上存在“噘嘴”，進而使得焊趾根部有很高的應力，在H2S 與水的相互作用下，最終發(fā)生SSCC，降低了管線安全性，甚至導致失效［22］。內(nèi)焊縫處“噘嘴”造成的SSCC 如圖8 所示。

圖8 內(nèi)焊縫處“噘嘴”造成的SSCC 示意

鑒于殘余應力在管線服役過程中的潛在風險，在鋼管生產(chǎn)制造過程中總是向降低殘余應力的方向考量，例如通過控制成型模具曲率與壓制道次，焊接過程控制焊趾角度、焊縫余高與“噘嘴”尺寸來盡可能降低因生產(chǎn)條件局限所產(chǎn)生的殘余應力，與此同時，均勻且穩(wěn)定的冷擴徑以及水壓檢測對鋼管周向殘余應力分布具有均勻化和減小的作用；因此，在鋼管的生產(chǎn)過程中，穩(wěn)定的擴徑率與較小的橢圓度控制也是降低鋼管殘余應力的有效手段。

3 我國海底抗酸管應用現(xiàn)狀

基于海底管道服役情況的嚴苛性與輸送介質(zhì)的復雜性，我國現(xiàn)階段對海底管道用管線管的關注點主要集中在前文所述的主要性能方面，目前國內(nèi)主要應用于海底的管線對于抗酸性能沒有明確的要求，現(xiàn)就我國近年來完工的部分大型海底管道工程簡單介紹如下：

2005 年10 月完工的中海油春曉氣田群開發(fā)項目中，采用X60 鋼級管線鋼，管徑711 mm，壁厚15.9 mm，總里程數(shù)為345.2 km，輸送介質(zhì)為天然氣，然而因為種種原因，現(xiàn)在仍未實現(xiàn)正式投產(chǎn)。

2005 年底鋪設完成的番禺/惠州天然氣開發(fā)項目用海底管線，采用X65 鋼級管線鋼，管徑508 mm，壁厚規(guī)格14.3，15.9 mm，總里程數(shù)約為365 km，輸送介質(zhì)主要為天然氣與伴生凝析油。巨龍鋼管有限公司采用寶鋼集團生產(chǎn)的X65 級海底管線鋼，主要成分特點為超低C含量（∧0.05%），Mn 含量1.4%，嚴格控制S、P 含量，控制組織成分為晶粒細小的針狀鐵素體+M/A 組元，在保證各向拉伸性能均一的同時兼顧低溫韌性與焊接性，保證工程質(zhì)量［23］。

2018 年初投產(chǎn)的南海荔灣海底管線，是我國從管線鋼的鋼材研發(fā)到焊管的生產(chǎn)，再到現(xiàn)場管線組對焊接的鋪設，迄今為止最長的海底管道，它的完工不僅填補了國內(nèi)長距離海管作業(yè)的空白，也標志著我國海底管線鋪設能力躋身世界前列。項目主要包括兩條水下深度200～1 500 m，管長79 km，管徑559 mm，壁厚規(guī)格22.2～31.0 mm 的X65 鋼級深水管線，一條水下深度小于200 m，總長度261 km，管徑為762 mm，壁厚規(guī)格28.6～31.8 mm 的X65 和X70 鋼級，由集輸處理平臺至陸地的淺水管線，滿足了項目高壓力、高鋼級、小徑厚比的直縫埋弧焊管設計要求，為我國海底管線的制造、鋪設、投產(chǎn)提供了大量可靠數(shù)據(jù)，對設計開發(fā)積累了寶貴的經(jīng)驗［24-25］。

4 結 語

海底抗酸管線作為我國今后油氣輸送領域的一個重要研究發(fā)展方向，其母材與鋼管應具備以下特征：

（1） 高強度、高韌性、低屈強比；橫向、縱向性能均一，具備良好的焊接性能；嚴格的尺寸偏差與精度控制，保證整體管線的使用壽命。

（2） 海底抗酸管線應具有低C，低Mn，適量添加Cu、Ni、Nb、V、Ti 等合金元素，盡量降低S、P 含量，提高管線HIC 與SSCC 性能。

（3） 母材組織最好選用鐵素體+M/A 組元的組織形態(tài)，具有優(yōu)異性能的同時兼具良好的抗酸性。

（4） 降低鋼管內(nèi)部殘余應力，抑制鋼管SSCC，保證整體管線安全性。