李鴻斌，王 濤，張錦剛，余 晗，苑清英，王曉波

（1.中油國家石油天然氣管材工程技術(shù)研究中心有限公司，西安 710018；2.中國石油寶雞石油鋼管有限責(zé)任公司，陜西 寶雞 721008；3.陜西省高強(qiáng)度連續(xù)管重點實驗室，陜西 寶雞 721008）

0 前 言

隨著淺層油氣資源的瀕臨殆盡，油氣開采不斷地向深層發(fā)展，我國陸地油氣開采深度從3 000 m 突增至5 000 m 以上[1]。根據(jù)中石油的統(tǒng)計[2]，2006 年到2015 年井深超過4 000 m的井口數(shù)量從22口猛增到155口，同時間段6 000 m超深井井口數(shù)量從231 口增加到783 口。為滿足我國深井、超深井油氣開發(fā)需求，高鋼級的油氣管材開發(fā)及應(yīng)用發(fā)展迅速。伴隨著井深的提高，高溫高壓環(huán)境以及高腐蝕性氣體對管材的強(qiáng)度、抗硫化物應(yīng)力腐蝕開裂（SSC）等性能提出了更苛刻的要求[3]。NACE MR 0175 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的管材抗硫化氫硬度要求≤ 22HRC[4]，而許多高強(qiáng)度管材硬度早已高于22HRC。據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)報道[5-10]，含硫化氫（H2S）環(huán)境是油氣管材失效的主要因素，油氣管材在酸性環(huán)境下腐蝕失效的占比高達(dá)73.8%，其中應(yīng)力腐蝕失效占比高達(dá)41.6%。

通常，管材強(qiáng)度的提高往往誘發(fā)SSC 敏感性[11-13]，然而現(xiàn)有文獻(xiàn)中，對高強(qiáng)度管材的應(yīng)力腐蝕性能研究較少。因此，本研究針對采用高強(qiáng)度卷板、通過高頻焊焊接（HFW）工藝開發(fā)的120 ksi 鋼級小油管開展了理化性能、氫致開裂、不同加載力下的應(yīng)力腐蝕（SSC）試驗，并分析試驗樣品失效斷裂的原因，為高強(qiáng)度管材在含硫工況下的應(yīng)用及高強(qiáng)度抗硫管材的開發(fā)提供參考。

1 試驗材料及方法

1.1 試驗材料

采用低碳微合金成分設(shè)計的高強(qiáng)度卷板，通過HFW 焊接、熱處理等工藝，制備出了規(guī)格為Φ60.3 mm×5.0 mm 小油管，其化學(xué)成分見表1。對屈服強(qiáng)度達(dá)到120 ksi的小油管，開展理化性能及腐蝕性能評價。

表1 120 ksi小油管化學(xué)成分 %

1.2 試驗方法

對試樣采用Olympus GX71 型光學(xué)顯微鏡依據(jù)ASTM E3-11 《金相試樣制備標(biāo)準(zhǔn)指南》、ASTM E45《鋼中夾雜物含量的測定—標(biāo)準(zhǔn)檢驗法》、ASTM E112-13《測定平均粒徑的標(biāo)準(zhǔn)試驗方法》進(jìn)行金相組織分析；采用德國司特爾DuraScan-70 全自動顯微維氏硬度計，依據(jù)ASTM E92《金屬材料維氏及努氏硬度標(biāo)準(zhǔn)試驗方法》進(jìn)行硬度檢測；采用ZWICK Z1200 型全電子式萬能材料試驗機(jī)，依據(jù)ASTM A370—2009《鋼制品力學(xué)性能試驗的方法和定義》進(jìn)行整管拉伸試驗。

在管體上分別切取尺寸為100 mm×20 mm×3 mm 的母材和焊縫試樣。采用美國CORTEST集成式氫致開裂測試系統(tǒng)，按照GB/T 8650—2015《管線鋼和壓力容器鋼抗氫致開裂評定方法》要求進(jìn)行氫致開裂（HIC）試驗，溶液為A 溶液（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5% NaCl+0.5% CH3COOH溶解在蒸餾水中制備）[14]。經(jīng)過96 h 后取出試樣，經(jīng)過清洗、烘干后，先肉眼觀察母材和焊縫試樣表面，隨后對試樣切割拋光，切割面在放大100 倍顯微鏡下進(jìn)行觀察，檢查是否有裂紋。試樣的裂紋敏感率CSR、裂紋長度率CLR 和裂紋厚度率CTR 計算要求如圖1 所示。試驗完成后采用蔡司LSM-700 激光共聚焦顯微鏡和Leica 金相顯微鏡對其分析測量。每一截面應(yīng)用式（1）～式（3）計算，并計算出每個試樣的平均值。

圖1 試樣的CSR、CLR和CTR計算要求

式中：a——裂紋長度，mm；

b——裂紋厚度，mm；

W——截面寬度，mm；

t——試樣厚度，mm。

采用四點彎曲試驗（FPBT），在管體上分別切取試樣尺寸為115 mm×15 mm×3 mm 的母材和焊縫試樣。采用美國CORTEST 集成式氫致開裂測試系統(tǒng)，按照GB/T 4157—2017《金屬在硫化氫環(huán)境中抗硫化物應(yīng)力開裂和應(yīng)力腐蝕開裂的實驗室試驗方法》要求的E 法進(jìn)行應(yīng)力腐蝕試驗（SSC），溶液為A 溶液（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5% NaCl+0.5% CH3COOH 溶解在蒸餾水中制備）[15]。加載應(yīng)力分別為66%σs和72%σs經(jīng)過720 h 后取出試樣。隨后對試驗后氫致開裂（HIC）和應(yīng)力腐蝕（SSC）試樣采用日立S-3700N 掃描電子顯微鏡、蔡司LSM-700 激光共聚焦顯微鏡進(jìn)行分析。

2 結(jié)果及分析

2.1 微觀組織

圖2所示為120 ksi小油管母材及焊縫金相組織形貌。由圖2可知，母材組織以多邊形鐵素體和粒狀貝氏體為主，組織均勻，晶粒度均為12級，帶狀組織1.5級，非金屬夾雜物最大為D類1.0級。

圖2 小油管母材及焊縫微觀組織形貌

2.2 拉伸性能

采用全管體拉伸方法對管材強(qiáng)度進(jìn)行測試，結(jié)果見表2?？梢钥闯?，樣管屈服強(qiáng)度為867 MPa，抗拉強(qiáng)度為936 MPa，斷后伸長率為20.5%，屈強(qiáng)比為0.93，管材具有較高的強(qiáng)度和塑性，拉伸性能滿足設(shè)計要求。

表2 拉伸試驗結(jié)果

2.3 管材硬度

圖3為120 ksi小油管硬度檢測位置及檢測結(jié)果?？梢钥闯?，硬度由大到小依次為：母材＞HAZ＞焊縫，管體硬度控制在285HV10～333HV10，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ASTM E140-07 換算為洛氏硬度為29.4HRC～35.1HRC。

圖3 120 ksi小油管硬度檢測位置及結(jié)果

2.4 氫致開裂（HIC）試驗

120 ksi 小油管焊縫和母材HIC 試驗結(jié)果見表3，經(jīng)HIC 試驗后，母材和焊縫表面均出現(xiàn)裂紋。對母材和焊縫樣品切割拋光后，采用日立S-3700N掃描電子顯微鏡觀察母材和焊縫氫致開裂裂紋形貌，如圖4 所示。通過圖4（a）可以看出，母材樣品裂紋有細(xì)小分支，表現(xiàn)出呈樹枝狀擴(kuò)展的特點，而圖4（b）可見焊縫樣品裂紋明顯比母材的寬且深，這也與表3 檢測結(jié)果一致。參照GB/T 9711—2017《石油天然氣工業(yè) 管線輸送系統(tǒng)用鋼管》附錄H 中裂紋敏感率CSR≤ 2%、裂紋長度率CLR≤ 15%、裂紋厚度率CTR≤ 5%的要求，120 ksi 小油管母材及焊縫的氫致開裂敏感參數(shù)均不能滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。以上分析表明，120 ksi 小油管母材及焊縫對氫致開裂較敏感。

圖4 120 ksi小油管母材及焊縫掃描電鏡（SEM）照片

表3 120 ksi小油管HIC敏感參數(shù)測試結(jié)果

2.5 應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）試驗

120 ksi 小油管焊縫和母材SCC 試驗結(jié)果見表4，宏觀照片如圖5 所示。在72%σs應(yīng)力水平下，母材及焊縫樣品均發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂；在66%σs應(yīng)力水平下，母材樣品未發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂，焊縫樣品發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂。對樣品清洗后，采用Zeiss 光學(xué)顯微鏡放大10 倍對試樣的拉伸面進(jìn)行檢查，72%σs應(yīng)力加載的母材及焊縫樣品、66%σs應(yīng)力加載的焊縫樣品在厚度方向均出現(xiàn)明顯裂紋及腐蝕坑。

圖5 120 ksi油管母材及焊縫SCC試驗后宏觀照片

表4 120 ksi油管應(yīng)力腐蝕開裂測試結(jié)果

針對66%σs應(yīng)力加載下未發(fā)生斷裂的母材樣品，采用Zeiss 光學(xué)顯微鏡放大100 倍觀察，可見樣品表面出現(xiàn)大量細(xì)微裂紋，裂紋的方向垂直于試樣厚度方向，微裂紋形貌如圖6 所示。采用蔡司LSM-700 激光共聚焦對裂紋深度進(jìn)行測量，裂紋最深位置深度達(dá)100 μm，如圖7 所示。檢測結(jié)果表明，雖然66%σs應(yīng)力加載下的母材樣品未出現(xiàn)斷裂，但其表面也出現(xiàn)大量腐蝕微裂紋，因此也應(yīng)判定為不合，可見120 ksi 小油管在66%σs應(yīng)力加載下仍不能滿足抗SCC 性能的要求。

圖6 66%σs應(yīng)力加載未發(fā)生斷裂的母材裂紋微觀形貌

圖7 120 ksi油管母材激光共聚焦下裂紋微觀形貌

3 結(jié)果與討論

120 ksi 小油管試樣裂紋敏感率CSR、裂紋長度率CLR、裂紋厚度率CTR 均較高，表明其抗氫致開裂敏感性較高。為進(jìn)一步評價管材性能，開展了72%σs、66%σs兩種應(yīng)力加載下的SCC 應(yīng)力腐蝕試驗，結(jié)果表明試樣在66%σs應(yīng)力加載下仍不能滿足抗SCC 性能的要求，作為油氣管材，繼續(xù)開展低于66%σs應(yīng)力加載下SCC 試驗已無實際工程意義。

屈服強(qiáng)度達(dá)到120 ksi 小油管母材組織以多邊形鐵素體和粒狀貝氏體為主，晶粒度均為12級，帶狀組織1.5 級，非金屬夾雜物最大為D 類1.0 級，整體管材組織均勻，帶狀組織及非金屬夾雜物控制均較嚴(yán)格，但在抗氫致開裂方面表現(xiàn)較差。分析其原因，高強(qiáng)鋼中硫化物引起的金屬開裂普遍認(rèn)為是氫脆所致，正是由于H2S中氫原子擴(kuò)散到裂紋前緣的金屬內(nèi)部，使氫脆更快發(fā)生。有學(xué)者從微觀角度分析，腐蝕所引起的內(nèi)部氫脆可分為以下階段：氫原子的化學(xué)吸附→溶解（吸附）→點陣擴(kuò)散→氫原子聚集形成氫氣分壓→裂紋或氣泡。影響材料抗硫化氫應(yīng)力腐蝕性能的主要因素有顯微組織、強(qiáng)度、硬度以及合金元素等。顯微組織方面，通常不同組織對應(yīng)力腐蝕開裂敏感性排序為（由低到高）：鐵素體中球狀碳化物組織、完全淬火和回火組織、正火和回火組織、正火后組織、淬火后未回火的馬氏體組織。本研究樣管組織以“鐵素體+粒狀貝氏體”為主，在應(yīng)力腐蝕試驗的過程中，氫原子隨位錯遷移，擴(kuò)散富集至裂紋尖端，裂紋在強(qiáng)度低、高韌性的鐵素體和高強(qiáng)度、低韌性的貝氏體中迅速擴(kuò)展，導(dǎo)致氫脆敏感性大。硬度方面，本研究樣管硬度達(dá)到29.4HRC～35.1HRC，高于NACE MR 0175 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的管材抗硫化氫硬度要求（≤ 22HRC），驗證了管材強(qiáng)度的提高易誘發(fā)的SSC敏感性。合金元素方面，C、Ni含量的增加，會提高鋼在硫化物中的應(yīng)力腐蝕失效的敏感性，本研究樣管為保證油管的高強(qiáng)度，C、Ni含量也相對較高。

綜合上述試驗，驗證了管材的高強(qiáng)度、高硬度與抗應(yīng)力腐蝕性能之間的矛盾難以協(xié)調(diào)，如何使管材具備高強(qiáng)度的同時具有抗應(yīng)力腐蝕（SSC）性能，仍是材料學(xué)界的一項難題，高鋼級、抗硫、抗應(yīng)力腐蝕管材開發(fā)仍需要開展成分、組織、帶狀、夾雜物等試驗研究。

4 結(jié) 論

（1）120 ksi 小油管屈服強(qiáng)度為867 MPa，抗拉強(qiáng)度為936 MPa，斷后伸長率為20.5%，組織以多邊形鐵素體和粒狀貝氏體為主，晶粒度均為12級，帶狀組織1.5級，非金屬夾雜物最大為D類1.0級，硬度為29.4～35.1HRC，管材理化性能控制較好。

（2）120 ksi小油管對氫致開裂較敏感，氫致開裂試驗樣管母材和焊縫裂紋敏感率（CSR）、裂紋長度率（CLR）、裂紋厚度率（CTR）均較高。

（3）120 ksi小油管抗應(yīng)力腐蝕性能較差，樣管在66%σs應(yīng)力加載下仍不能滿足抗SCC性能的要求。

（4）管材的高強(qiáng)度、高硬度易誘發(fā)嚴(yán)重的SSC 敏感性，高鋼級、抗應(yīng)力腐蝕管材開發(fā)仍需開展進(jìn)一步研究。