天然氣集輸管線失效彎頭的腐蝕

夏勇，徐東曉，李永軍，裴廷剛，許勇，仵海龍，徐志剛，牛治國

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

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天然氣集輸管線失效彎頭的腐蝕

夏勇，徐東曉，李永軍，裴廷剛，許勇，仵海龍，徐志剛，牛治國

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

本文從宏觀腐蝕檢測、力學性能及微觀金相組織等幾方面入手，主要觀察分析了高硫化氫、高礦化度、高濕度輸送環境下失效的天然氣集輸管線彎頭的腐蝕情況，通過綜合分析對比，了解了導致彎頭失效的特點、原因及機理。希望有助于提出可行的預防措施，減少管線事故的發生，確保管線安全運行。

彎頭；失效；分析；預防

天然氣攜帶的酸性氣體及高礦化度地層水使彎頭長期受到電化學腐蝕及機械雜質的沖刷致使部分區域壁厚減薄，承壓能力下降，最終導致彎頭腐蝕開裂。

應力腐蝕主要是在拉應力和腐蝕介質的共同作用下引起的，在低于材料屈服極限的應力作用下發生，導致材料破壞。在濕硫化氫環境中有硫化物應力腐蝕開裂和氫致開裂兩種。在拉應力及濕硫化氫的腐蝕聯合作用下產生開裂，引起的脆性破壞稱硫化物應力腐蝕開裂。在電化學腐蝕過程中產生的氫原子在硫離子的影響下，在管材熱影響區的MnS處富集，致使熱影響區處的硬度高，內應力增大，形成裂紋源，產生氫致開裂。

焊接時局部加熱不均勻是焊接應力和變形的根本原因。由于冷加工和焊接造成的殘余應力能升至材料的屈服極限，使應力腐蝕敏感性增大，產生殘余應力。此外在焊縫接頭處的缺陷如氣孔、焊瘤等均能引起應力集中或產生縫隙腐蝕，從而造成應力腐蝕［1-3］。

1　彎頭失效原因分析

本文采取取樣分析的方法進行研究。分析內容包括彎頭內壁腐蝕形貌檢測分析、金相及硬度分析、力學性能等。詳細的分析項目和流程（見圖1）。

通過選取安裝在天然氣集輸管線不同位置失效的3個彎頭及新彎頭進行分析對比，總結彎頭失效的原因。各個失效彎頭運行環境的典型數據（見表1），可見其高硫化氫、高礦化度、高濕度的特征。

圖1　失效彎頭取樣分析項目

1.1腐蝕形貌分析

腐蝕形貌分析是對內壁腐蝕形貌進行表征分析，從腐蝕形貌判斷腐蝕類型，腐蝕程度等。

結合管線運行環境，通過對失效彎頭腐蝕形貌分析，可以發現，1#、3#內弧側有密集的腐蝕坑且分布較均勻，說明彎頭在受到沖刷腐蝕的同時還有較為嚴重的電化學腐蝕；2#有一層較厚的黑色覆蓋物，且可以看出明顯的沖刷痕跡，清理后，沒有發現明顯的腐蝕凹坑，說明彎頭主要受到沖刷腐蝕。

1.2腐蝕產物成分分析

表1　失效彎頭的運行環境的典型數據

腐蝕產物成分分析有助于判斷腐蝕過程中起主要作用的元素，借以了解腐蝕機理（見表2）。

表2　1#、2#、3#彎頭腐蝕產物元素分析

通過表2看出，腐蝕產物中O、S和Cl的含量較高。由此可以推斷，管道內的濕硫化氫可以導致電化學均勻腐蝕，使得局部壁厚減薄、蝕坑或穿孔，還可以導致點蝕、局部剝落、氫致開裂、應力腐蝕開裂以及微生物誘導腐蝕等。管道內的氯離子會導致管道的點腐蝕傾向和縫隙腐蝕傾向加大，并且促進H2S對鋼的腐蝕。

1.3化學成分

化學成分分析主要是對失效后斷裂面進行分析，測量增加或減少的元素，確定各元素對腐蝕過程的影響。依據標準ASTM E1019-2008采用等離子體光譜儀，對1#、2#、3#彎頭斷裂面，以及新彎頭進行了化學元素分析，結果（見表3）。

表3　1#、2#、3#、4#彎頭斷裂面化學成分表（質量分數%）

表4　4段管樣壁厚檢測表

由表3可見，對比1#、2#和4#新彎頭的各項元素成分均符合20#鋼的標準要求。3#彎頭斷裂面上硫的含量高達0.64%，這是因為失效時天然氣從經過斷裂面逸出，天然氣中的硫有一部分殘留在斷面上。同時，彎管組織的碳、錳、硅元素都接近20#鋼的上限。

1.4壁厚檢測

壁厚檢測利用超聲波探測儀對彎頭進行壁厚檢測，根據測得的壁厚數值與原始數據對比，通過運行年限計算出腐蝕速率，同時利用壁厚-承壓公式計算出當前壁厚下的最大承壓能力，結果（見表4）。

由表4可見，1#、2#彎頭最大壁厚遠超過設計壁厚，原因是管線高壓彎頭曾采取了加厚處理，根據壁厚計算得到的腐蝕速率（以平均腐蝕速率為參考）屬于中度腐蝕。3#失效區域壁厚檢測發現有明顯減薄，說明在彎頭內側（即失效處）發生了局部腐蝕，壁厚減薄嚴重，最終因承壓能力下降而失效。

1.5金相組織分析

管線在服役過程中，管道的材料與輸送介質發生物理化學的相互作用，往往導致材料的組織、成分發生變化，利用金相試驗觀察管材的微觀組織，可以進行初步的判斷分析。與組織直接對應的就是材料表面硬度的變化，硬度反映了材料表面抵抗局部變形，特別是抵抗塑性變形、壓痕或劃痕的能力。

1.5.11#彎頭開裂處通過對黑白色相顯微硬度檢測發現：黑色相的硬度在338 HV～366 HV，白色相的硬度在398 HV～442 HV，因此確定了彎管的組織構成為回火馬氏體和回火屈氏體。主裂紋擴展路徑多出現在回火馬氏體組織區域，呈現出彎曲擴展形貌。同時在主裂紋旁伴隨著一定量的二次裂紋，從裂紋的形態上觀察，具有明顯的應力腐蝕裂紋特點。從裂紋斷口分析，該裂紋具有明顯的多源特征，裂紋擴展區表面被厚厚的腐蝕產物所覆蓋，由此可以推斷，該裂紋是電化學腐蝕、沖刷腐蝕、硫化物腐蝕的綜合原因造成。該裂紋的形成與腐蝕介質的參與也有必然關系（見圖2）。

圖2 1#彎頭失效處金相組織

圖3　2#彎頭失效處的金相組織

1.5.22#彎頭開裂處金相分析發現該區域有較明顯的塑性變形（見圖3）。金相組織發生變化，對比其他區域沒有沿軸向分布，珠光體較為分散，晶粒明顯變得粗大。同時在鐵素體內出現了馬氏體組織，也有一定的魏氏組織存在。在靠近斷口處還發現穿晶裂紋。

圖4　3#彎頭失效處的金相組織

通過顯微硬度檢測，發現失效區域的顯微硬度在290 HV～370 HV，且波動較大，分析認為彎管斷裂區比其他區域的力學性能降低，韌性變差，導致彎頭失效。

1.5.33#彎頭開裂處金相分析（見圖4）表明：試樣的內外壁均不平整，有很多深淺不一的腐蝕坑且組織有明顯差異。內壁組織比中間的正常組織細小，外壁組織比中間的正常組織粗大，而且外壁的珠光體含量較少，呈粒狀均勻分布，這可能是彎頭受熱后使得外壁組織變大，出現脫碳的現象。內壁組織較細小是由于彎頭失效時對內壁產生了擠壓。

通過顯微硬度檢測，硬度值在140 HV～200 HV變化，整體變化較小，說明腐蝕對材料的硬度影響較小。

1.6力學性能測試

對試樣進行力學性能測試的主要目的通過硬度試

驗、拉伸試驗等測試比較力學性能是否發生改變。對于在役天然氣管道而言，其強度高低決定了管道承載能力的大小（見表5）。

表5　1#、2#、3#、4#彎頭力學性能測試

由表5可以看出，對出現失效開裂的1#、2#、3#彎頭，屈服強度與抗拉強度均高于GB8163-1999《輸送流體用無縫鋼管》標準的要求。鋼的淬硬傾向增大，抗疲勞性能下降，在彎管部位較大交變應力作用下，易產生疲勞裂紋并擴展，當達到臨界尺寸時發生快速爆裂。

2　結論

（1）天然氣輸氣管道彎頭在運行過程中均受到不同程度的沖刷腐蝕及電化學腐蝕，且因安裝部位不同受影響程度不同。

（2）彎頭失效有各種情況。1#彎頭因應力腐蝕破裂而失效，開裂裂紋具有多源性主要是在天然氣內壓力、腐蝕介質的共同作用下形成；2#彎頭因安裝過程中未進行整體預熱處理，出現了魏氏組織，力學性能改變，在工作過程中受到交變應力而失效；3#彎頭因腐蝕嚴重，壁厚明顯減薄，最終超出管線承壓范圍而破裂失效。

（3）彎頭服役過程中還可能由于安裝時未進行適當熱處理或埋設過程受到交變應力的影響而導致失效。

（4）由本工作可以得到啟發，提示應從選材、安裝、運行、檢測、分析、預警等多方面入手，形成統一有效的預防機制，盡可能減少類似事故的發生。

［1］李鐵山.輸氣管道彎頭開裂的原因探討和預防［J］.石油工程建設，1998，（6）：51-54.

［2］李平全，等.油氣輸送管道失效事故及典型案例［J］.焊管，2005，28（7）：76-84.

［3］張清，李全安，文九巴，等.CO2/H2S對油氣管材的腐蝕規律及研究進展［J］.腐蝕與防護，2003，24（7）：277-280.

TE985.8

A

1673-5285（2016）07-0134-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.034

2016－06-24