分享：油气管道开裂原因

李锐峰1,赵 旭2,栾 晖1,桂军友3,宋恩鹏4

(1.吐哈石油勘探开发有限公司 物资保障中心,哈密 839009;2.长庆油田分公司第六采气厂,西安 710018; 3.长庆油田分公司第四采油厂,银川 750000;4.中国石油集团工程材料研究院有限公司,西安 710077) 

摘 要:采用宏观观察、化学成分分析、断口分析、氢致开裂试验和硫化物应力开裂试验等方法 对某油气管道开裂原因进行分析。结果表明:管道开裂处存在鼓胀变形、壁厚减薄等特征;断口呈 韧窝形貌;管道开裂模式为过载塑性断裂,开裂原因为管道压力突然增加,使管道局部发生鼓胀,并 最终发生开裂。 

关键词:油气管道;塑性断裂;水击效应 中图分类号:TB31;TG115.2 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)12-0058-06

油气管道是开采和输送油气的重要通道,是保 证油气田正常生产开发的重要产品[1-4],其质量要保 证能够维持一定的油气开采年限[5-8]。随着能源需 求量的增加和国家保障能源安全战略要求的实施, 油气勘探力度不断加大,管体断裂事故不断增加,给 油田带来巨大损失[9-12]。 某采气厂发生油气管道管体开裂事故,严重影 响了工作进度。笔者采用一系列理化检验方法对该 管道的开裂原因进行分析。

1 理化检验

1.1 宏观观察 

图1 开裂管段宏观形貌 开裂管 道 规 格 为 76 mm×5 mm(外 径 × 壁 厚),送检的管段长度为930 mm,开裂处位于管段 中部,沿纵向开裂,开裂口纵向长度为80mm,最大 张开宽度为7mm,开裂处存在轻微鼓胀变形(见图 1),并可见壁厚减薄,且呈45°剪切特征(见图 2)。裂口周围的防腐层破损脱落,其余部位的防腐层呈 龟裂形貌。因裂口两侧管体发生塑性变形,故两侧 断口无法完全对接(见图3)。将开裂部位的管体纵 向剖开,发现管体内表面呈红褐色,有均匀的腐蚀形 貌(见图4)。

1.2 壁厚及外径测量

使用 MMX-6DL 型超声波测厚仪对开裂管道 的壁厚进行测量。管道开裂区域的壁厚测量点如图 5所示,由A~B 端取5个剖面进行壁厚测量,每个 剖面沿周向取8个测量点,测量结果如表1所示。 由表1 可 知:远 离 开 裂 部 位 的 管 道 平 均 壁 厚 为 5.52~5.67mm,最小壁厚为 5.36 mm。开裂所在 的鼓胀区平均壁厚为5.00~5.15 mm,最小壁厚为 4.62mm。分别测量管体鼓胀区及远离开裂部位管 道的外径,结果如表2所示。管道壁厚及管径测量 结果表明,裂口位置发生了明显的塑性变形及壁厚 减薄。

1.3 外防腐层性能检测 

依据SY/T0315—2013《钢质管道熔结环氧粉 末外涂层技术规范》,选取远离开裂部位外防腐层进 行检测,结果如表3所示。由表3可知:管道外防腐 层性能检测结果符合SY/T0315—2013的要求。

1.4 化学成分分析

依据 ASTM A751-14a《钢制品化学分析标准 试验方法、试验操作和术语》,采用 ARL4460型直 读光谱仪及 TC600型氧氮分析仪对远离开裂部位 的管道进 行 化 学 成 分 分 析,结 果 如 表 4 所 示。由 表4可知,管 道 的 化 学 成 分 均 符 合 GB/T9711— 2017《石 油 天 然 气 工 业 管 线 输 送 系 统 用 钢 管》 要求。

1.5 拉伸试验 

从 远 离 开 裂 部 位 的 管 道 上 截 取 试 样,在 UTM5305型材料试验机上进行拉伸试验,结果如 表5所示。试样的拉伸试验结果符合 GB/T9711— 2017标准要求。

1.6 维氏硬度测试

从远 离 开 裂 部 位 的 管 道 处 截 取 试 样,使 用 KB30BVZ-FA 型 维 氏 硬 度 计 测 试 管 道 的 维 氏 硬 度,在试样 外 表 面、中 间、内 表 面 3 个 部 分 分 别 测 试3个点(见图6),测试结果如表6所示。硬度测 试结果表明:材料硬度 符 合 GB/T9711—2017 标 准要求。

1.7 金相检验

从远 离 开 裂 部 位 的 管 道 上 截 取 试 样,依 据 ASTM E3-11(2017)《金 相 试 样 制 备 标 准 指 南》, ASTM E45-18a《钢中夹杂物含量的测定———标准 检验法》,ASTM E112-13 《平均晶粒度测定的标准 试验方法》,用光学显微镜观察试样,结果如表7(表 中 F为铁素体,P为珠光体)及图7所示。

1.8 断口分析

管体开裂部位经超声波清洗后观察两侧断口, 其宏观形貌如图8所示。由图8可知,原始断口处 厚度有明显减薄,断面为红褐色,表面覆盖了一层较 厚的腐蚀产物。对剪切唇一侧断口用乙醇清洗并观 察断面,发现其为典型的45°剪切断口,断口表面呈 纤维状;断口内未发现特征花样及裂纹源区。

清理45°断口表面腐蚀产物,采用 VEGAⅡ型 扫描电镜(SEM)观察。断口近内、外表面 SEM 形 貌如图9所示。高倍下观察断口形貌,断口表面覆 盖腐蚀产物,可见金属基体部位均呈韧窝形貌。微 观断口形貌存在大量韧窝,表明该管段为典型的韧 性断裂。结合宏观断口特征可知:断口处管体有明 显鼓包塑性变形;由断口的宏观形貌及微观形貌特 征可知,该管段断裂模式为塑性断裂。 从断口处截取试样(见图10),依据 ASTM E3- 11(2017)进行金相检验,结果表明试样断口处显微 组织沿周向拉伸变形,组织均为 F+P(见图11)。 

2 氢致开裂试验 

从远离开裂部位的管道上截取纵向试样,尺寸 (长× 宽×厚)为 100 mm×20 mm×5 mm,依 据 GB/T8650—2015《管线钢和压力容器钢抗氢致开裂 评定方法》进行抗氢致开裂(HIC)试验,试验条件如 表8所示,试验结果如表9所示(表中CSR 为裂纹敏 感率,CLR 为裂纹长度率,CTR 为裂纹厚度率),96h HIC试验前后试样表面的宏观形貌如图13所示。试 验结果符合 GB/T9711—2017标准要求。

3 硫化物应力开裂试验 

从远离开裂部位的管道上截取纵向试样,依据 GB/T4157—2017《金属在硫化氢环境中抗硫化物 应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法》方法 A,进行抗硫化物应力开裂(SSC)试验,试验结果如 表10所示,720hSSC 试验后,试样表面的宏观形 貌如图14所示。试验结果符合 GB/T9711—2017 标准要求

4 有限元分析

用有限元分析软件对现场实际工况进行模拟, 有助于直观地对开裂原因及过程进行说明。管内介 质设置为天然气和水,与实际情况一致。开井作业 后,管体内流体分布及开裂部位附近形变和应力分 布如图15~16所示。由图15~16可知:在管道起 伏部位,开井作业几分钟后,管道内发生湍流,造成 局部水压增大。靠近环焊缝两端管体外弧侧,在介 质流动的作用下,易形成湍流漩涡,所受冲击载荷较 大,会造成管壁减薄,韧性降低;在开井作业情况下,阀门开启后,环焊缝两侧应力分布较大,易产生水击 效应,造成壁厚不均,严重时会造成管道胀裂。

5 综合分析 

对开裂管段正常部位进行管段外防腐层检测、 壁厚及直径测量、化学成分分析、拉伸试验、维氏硬 度测试、HIC试验、SCC 试验,其结果均符合 SY/T 0315—2013和 GB/T9711—2017标准要求。 由宏观观察结果可知,开裂部位的管道存在轻 微鼓包变形,爆裂起源于鼓胀变形量最大、壁厚减薄 最大处,鼓胀区最大直径为90.76mm,减薄处最小 壁厚为4.62mm,减薄明显。断口呈典型的45°剪切 断口,为典型的塑性断口。断口处壁厚明显减薄,该 部位组织沿周向拉伸变形,未见明显脱碳特征,管道 内、外表面未见明显腐蚀坑或裂纹等;断口呈现韧窝 形貌。该管段在开裂之前发生屈服塑性变形。同时 进一步对断口处产物进行能谱分析,其主要成分为 Fe、C、O、Ca、Mn等元素,主要是铁的氧化物,未发 生应力腐蚀。 综上所述,该管段开裂的主要原因是该段管道特 殊的地理位置,且开井作业后引起管道压力突然增 加,造成管体局部发生鼓胀,进一步导致管道爆裂。 6 结论与建议 (1)开裂管道正常部位的外防腐层检测、几何尺 寸测量、化学成分分析、拉伸试验、维氏硬度测试、抗 氢致开裂试验、抗硫化物应力腐蚀试验结果均符合 SY/T0315—2013和 GB/T9711—2017标准要求。 (2)管段的开裂模式为塑性断裂。 (3)为减小水击效应的影响,建议适当增加该 段管道的壁厚和强度,并优化该段管道的布置;在开 井作业时,在条件允许的情况下,建议适当延长阀门 的动作时间。

来源：材料与测试网