输气钢管内壁椭圆形坑失效原因分析_黄晓辉.pdf

失效分析第46卷 第3期2023年3月Vol.46 No.3Mar.2023HAN GUAN 焊管WELDED PIPE AND TUBE输气钢管内壁椭圆形坑失效原因分析*黄晓辉1，2，符利兵1，2，周云1，2，黄晓江1，2，芦琳1，2，张超1，2，乔凌云1，2，韦奉1，2（1.中油国家石油天然气管材工程技术研究中心有限公司，西安 710018；2.宝鸡石油钢管有限责任公司，陕西 宝鸡 721008）摘 要：为分析某输气用X52QS钢级无缝钢管内壁椭圆形凹坑失效原因，通过力学性能测试、金相检测、化学成分分析、扫描电镜（SEM）、物相（XRD）分析等手段，对该凹坑产生原因进行综合分析。结果发现，凹坑区的 C、Cr、Mo、Ti、B等元素含量高于正常区，且偏聚在凹坑区；C、B 元素含量超标，化学成分不均导致凹坑区金相组织不均匀，使凹坑区发生微观原电池反应，凹坑区成为阳极被腐蚀而减薄；此外，凹坑内表面的CaCO3和SiO2含量较高，造成凹坑区垢下腐蚀；凹坑区表面膜疏松造成浓差电池，在介质冲刷等共同作用下会加速腐蚀，凹坑区壁厚持续减薄，最终形成更大的椭圆形凹坑。最后对样管最薄凹坑剩余厚度进行计算，发现已无法满足设计压力要求，建议换钢管或者降低设计压力后二次利用。关键词：输气钢管；腐蚀；凹坑失效；原电池反应中图分类号：TG172.3 文献标识码：A DOI:10.19291/ki.1001-3938.2023.03.007Failure Analysis of Oval Pits on Inner Wall of Steel Pipe for Gas TransmissionHUANG Xiaohui1,2,FU Libing1,2,ZHOU Yun1,2,HUANG Xiaojiang1,2,LU Lin1,2,ZHANG Chao1,2,QIAO Lingyun1,2,WEI Feng1,2(1.Chinese National Engineering Research Center for Petroleum and Natural Gas Tubular Goods Co.,Ltd.,Xian 710018,China;2.Baoji Petroleum Steel Pipe Co.,Ltd.,Baoji 721008,Shaanxi,China)Abstract:In order to analyze the failure reason of the oval pit on the inner wall of a X52QS steel seamless steel pipe for gas transmission,the causes of the pit were comprehensively analyzed by means of mechanical property test,metallographic examination,chemical composition analysis,scanning electron microscope(SEM)and phase(XRD)analysis.The results showed that the content of C,Cr,Mo,Ti,B and other elements in the pit area was higher than that in the normal area and concentrated in the pit area.The content of elements C and B exceeds the standard,and the uneven chemical composition leads to the uneven metallographic structure in the pit area,which causes the microscopic galvanic cell reaction in the pit area,and the pit area becomes the anode which is corroded and thinned.In addition,the content of CaCO3and SiO2 on the inner surface of the pit is high,causing corrosion under the scale in the pit area.The loose facial mask on the surface of the pit area causes the concentration cell,which will accelerate the corrosion under the combined action of medium scouring,and the wall thickness of the pit area will continue to decrease,eventually forming a larger oval pit.Finally,the remaining thickness of the thinnest pit of the sample pipe is calculated,and it is found that it cannot meet the design pressure requirements.It is recommended to replace the steel pipe or reduce the design pressure and reuse it.Key words:gas transmission steel pipe;corrosion;pit failure;galvanic cell interaction*基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技项目“超临界二氧化碳长距离管道关键技术研究”（项目编号2021ZZ01-02）。352023年 第 46 卷焊 管1失效概况某 天 然 气 输 送 用 X52QS 钢 级 406 mm12.5 mm 无缝钢管服役9年后，在管道智能检测时，发现钢管内部89点区域存在一些连续椭圆形凹坑缺陷，样管内壁凹坑宏观形貌如图1所示，可以看到凹坑内壁宏观形貌光滑下凹，凹坑外壁无明显腐蚀。该管道服役时主要输送天然气，其中H2S含量为60 g/m3左右，管道运行添加缓蚀剂，管道设计压力为9.9 MPa。切取样管中一个最深最大的椭圆形凹坑进行测量，如图2所示，测得凹坑尺寸为长轴96 mm、短轴79 mm。测量凹坑壁厚最薄处，如图3所示，测得剩余厚度为7.13 mm，沿着样管正常部位圆周平均分布12个点测量壁厚，壁厚为12.3413.42 mm，表明样管正常区域并未发生明显减薄，正常区域壁厚符合GB/T 9711要求。对比该钢管原始设计壁厚12.5 mm，最深凹坑区域壁厚减小了5.37 mm，经计算，管体在服役9年期间，最深凹坑区域平均腐蚀速率达0.597 mm/a。2理化检验2.1力学性能试验在管体凹坑附近分别沿管体纵向取拉伸试样，沿管体横向取冲击试样进行力学性能试验。采用 Z1200KN 电子万能材料试验机进行常温拉伸，拉伸试样为加载区宽 38.1 mm、标距长 50 mm的板状试样，所有拉伸试样断口剪切唇和纤维区明显，属于理想的塑性拉伸断口形貌，试验结果见表 1，管体拉伸性能完全符合 GB/T 9711 要求，说明管体剩余一定强度，较高的延伸率说明管体具有优异的塑性1-2。采用 PSW750J示波冲击试验机在-10 C下进行夏比 V 形缺口冲击试验，试样尺寸为10 mm10 mm55mm，试验结果见表 1，可以看到所有冲击韧性都远高于 GB/T 9711 要求，冲击断口断面剪切率均为 100，呈典型的韧性断口形貌，与高的冲击吸收能量相对应，表明管体抵抗外力冲击性能优异3-4。采用Durascan-70全自动显微/维氏硬度试验机测试凹坑底部和邻近的正常壁厚断面区域维氏硬度，结果如图4所示，所有硬度点的维氏硬度数值 248HV10，虽然所有硬度都符合GB/T 9711标准要求，但是凹坑附近区域的维氏硬度存在一定差异，这主要是受试样组织不均匀的影响5。图1内壁凹坑形貌图2凹坑尺寸测量表1力学性能试验结果项目测试值标准要求Rt0.5/MPa435455 360Rm/MPa535550460760A/%4042 27CV/J（-10）单值283、277、291 20均值284 27图4凹坑区域及附近维氏硬度检测结果图3凹坑剩余壁厚测量 36第3期黄晓辉等：输气钢管内壁椭圆形坑失效原因分析HAN GUAN 2.2金相组织分析采用DMI5000M金相显微镜对凹坑区最薄壁厚断面和正常壁厚断面进行对比分析，发现两个对比断面从内到外的非金属夹杂物含量都较低，都主要存在D类球状氧化物，带状组织相近，带状组织级别均为0.51.0；同时晶粒度相近，晶粒都相对细小，晶粒度均为1010.5，可见凹坑区的非金属夹杂、带状组织和晶粒度都符合GB/T 9711要求。凹坑壁厚断面的金相组织如图5所示，可以看到，凹坑壁厚断面主要由白色铁素体（F）和灰色贝氏体（B）组成，凹坑区晶界疏松而紊乱，富集杂质多，腐蚀易于从活泼的金属晶界开始。正常壁厚区断面的金相微观组织如图 6 所示，其主要由白色铁素体（F）、少量灰色贝氏体（B）组成，正常区晶界相对干净。凹坑区中灰色的B相比例明显多，由于凹坑区和正常区微观组织有一定的差异，组织差异会构成小的电位差，易于形成正常区域的大阴极和凹坑区域的小阳极，促使阳极凹坑发生腐蚀而使壁厚减小6-7。2.3化学成分分析采用岛津PDA-7000直读光谱仪对凹坑区和正常区域进行化学成分分析，分析结果见表2。可见，凹坑区相比正常区的C、Si、Mn、P、Cr、Mo、Ti、B化学元素含量高的多，其中，凹坑中的C和B含量均超过GB/T 9711要求，说明无缝管在制造过程中，搅拌均匀化工艺出现失控，造成管体89点区域存在大量间断区，C和B元素严重聚集，而C元素过高会使钢管内部形成化学电池，从而产生原电池电化学腐蚀，降低了钢管的耐腐蚀性能8；B元素过高易在晶界区域形成非平衡偏聚，使得晶界区域易于被腐蚀9。在管道运行时，化学元素间本身存在电动序差异，凹坑区和正常区之间的元素差异会构成腐蚀原电池，凹坑区比正常区的 Cr、Mo、Ti合金组分都高很多，从而在凹坑区和正常区之间形成较大的电极电位差，通常随着合金成分的提高，会加速合金偏高区的局部选择性腐蚀，这是导致管体在服役期间凹坑区发生腐蚀减薄的诱因10。2.4XRD物相分析采用D8 ADVANCE A25型X-射线衍射仪对刮取的凹坑内表面和正常区内表面腐蚀产物粉末进行XRD物相分析，内壁表面腐蚀产物XRD衍射图谱见图7和图8，表3为XRD分析结果，可见，凹坑处的内表面物相主要含有Fe3O4、Fe3S4、FeO(OH)、CaCO3及 SiO2，对比正常区物相多了CaCO3。通常情况下，管体表面发生均匀腐蚀后的产物主要是Fe3O4，形成的Fe3O4膜覆盖在管体金属内表面，Fe3O4在空气中被氧化形成稳定的产物Fe2O3，FeO（OH）属于中间产物，可与Fe2+发生图5凹坑剩余壁厚区金相组织（F+B）图6正常壁厚区金相组织（F+少量B）表2管道不同区域化学成分分析结果项目凹坑区正常区GB/T 9711要求化学成分/%w（C）0.200.110.16w（Si）0.370.250.45w（Mn）1.170.871.65w（P）0.0190.0120.020w（S）0.0020.0030.003w（Cr）0.0230.0800.30w（Mo）0.0460.0210.150w（Ni）0.140.110.30w（V）0.0580.0420.070w（Ti）0.0220.0030.040w（B）0.002 10.000 20.000 5 372023年 第 46 卷焊 管反应结合形成黑色致密的 Fe3O411。FexSy中 S元素主要来源于输气中所含的杂质 H2S 气体，由于管内存在凝析水，FexSy是 H2S 电化学过程中的系列腐蚀产物11。由图 7 可见，凹坑区多了CaCO3结垢，同时钢管内凹坑区残余的 SiO2污泥垢层，使得垢层在凹坑内不易被冲刷，垢层沉积往往会导致垢下腐蚀，导致凹坑区内表面不同部位腐蚀性气体浓度存在差异，从而形成浓差电池，增大了凹坑区的腐蚀宽度和腐蚀深度。2.5扫描电镜及能谱分析采用 S-3700N 扫描电镜（SEM）对凹坑区内壁表面进行微观形貌分析，结果发现凹坑内表面比正常壁厚内表面腐蚀产物更加疏松、多孔，如图 9 所示，凹坑内表面腐蚀产物不连续，呈现多种块状，疏松多孔的腐蚀产物会促进阳极去极化反应，降低对管体的保护，加速凹坑腐蚀11-12。当输送介质的剪切应力不足以破坏全部腐蚀产物层时，局部腐蚀多会发生在腐蚀产物层疏松、薄弱的区域11-12。图10 和图 11 为凹坑内表面典型区域的 EDS 能谱图，凹坑内表面 EDS 能谱分析结果见表 4，由表 4 可知，腐蚀产物主要含 O、S、Si、Ca、Fe、Al 等元素，其中部分区域 S、Si 元素含量较高，与 XRD 分析结果一致，这主要是因为钢管服役时天然气中的 H2S与 Fe金属基体结合生成 FexSy，FexSy膜不致密，会与金属基体间形成一定电位差，从而加速腐蚀13-14。图9凹坑内表面SEM形貌图10区域1的EDS能谱图7凹坑区内壁表面腐蚀产物XRD衍射图图11区域3的EDS能谱图8正常区内壁表面腐蚀产物XRD衍射图表3管道不同区域的内壁X射线衍射结果分析对比区域凹坑区正常区化学成分/%w（Fe3O4）20.209.13w（Fe3S4）13.4613.36w（FeO(OH)）6.32-w（CaCO3）25.43-w（SiO2）34.5914.69w（FeS）-13.14w（Fe2O3）-49.69 38第3期黄晓辉等：输气钢管内壁椭圆形坑失效原因分析HAN GUAN 3分析与讨论失效样管的拉伸强度、冲击韧性均符合GB/T 97112017要求，但是凹坑及附近断面壁厚、硬度差异大，组织不均匀，主要是化学成分不均匀导致的。凹坑区域相比正常区域化学成分元素含量高，差异大，且C、B元素超标，不符合GB/T 97112017要求，使得同一钢管内部不同区域之间存在电极电位差，导致凹坑区的电化学不均匀性，在凹坑区发生原电池反应。在无缝管制造过程中，由于搅拌工艺控制不当，使得管体化学成分存在差异，在管道服役时，凹坑内壁与正常区域会形成组织电位差，在化学成分不均匀区发生腐蚀形成凹坑15-16。经XRD和EDS分析，凹坑内壁表面CaCO3和SiO2结垢较多，易结合成垢晶核，形成腐蚀性气体的浓差电池，垢层沉积往往会导致垢下腐蚀，经研究发现，垢下腐蚀速度是同等条件下普通腐蚀速度的10倍以上11-16，凹坑区表面膜疏松，腐蚀坑会逐渐扩展，最终导致腐蚀坑底部成为小阳极，周围成为大阴极，加速了腐蚀坑底部和周边的腐蚀，形成一个大凹坑，最终在腐蚀环境、介质冲刷等共同作用下形成更大、宏观表面光滑的椭圆形凹坑，且壁厚持续减薄。依据 GB 502512015 输气管道工程设计规范17，钢管壁厚的计算方法为=PD2sFt（1）式中：钢管计算壁厚，mm；P设计压力，MPa；D钢管外径，mm；s钢管标准规定最小屈服强度，MPa；焊缝系数；F强度设计系数，应按本规范表4.2.3 和表4.2.4选取；t温度折减系数，当温度小于 120 时，取1.0。根据管道设计要求，压力P为9.9 MPa，钢管直径 D 为 406 mm，钢管最小屈服强度 s为360 MPa，焊缝系数取1，管道处于野外地区时设计系数F取0.72，温度折减系数t取1，带入公式（1）中，得出钢管壁厚为7.8 mm，而该无缝钢管最薄凹坑剩余厚度为7.13 mm，且还未考虑2 mm的腐蚀裕量，这表明该无缝管已无法满足强度设计要求，无法安全服役，需更换钢管或者降低设计压力后二次利用。4结 论（1）凹坑形成的主要原因为无缝管的制造工艺存在缺陷，凹坑区C、Si、Mn、P、Cr、Mo、Ti、B等化学元素含量过高，与正常管体化学成分差异较大，且偏聚在凹坑区，特别是C、B元素含量超标，导致凹坑区域化学成分和金相组织等不均匀，钢管服役时，凹坑区会发生原电池效应而被腐蚀。（2）钢管服役时凹坑内表面的CaCO3和SiO2含量较高，造成凹坑区垢下腐蚀，同时凹坑区表面膜较疏松存在浓差电池，在介质冲刷等共同作用下加速腐蚀，凹坑区壁厚持续减薄，最终形成更深更大的椭圆形凹坑。（3）依据GB 502512015输气管道工程设计规范中壁厚计算公式，当管道设计压力为9.9 MPa时，壁厚最小为7.8 mm，该无缝管最薄凹坑剩余厚度仅7.13 mm，已无法满足强度设计要求，需更换钢管或者降低设计压力后二次利用。表4凹坑内表面EDS能谱分析结果区域123456元素含量/%w（O）48.8720.8923.5222.2616.2222.40w（Mg）1.22-1.421.06-w（Al）13.771.013.223.12-w（Si）24.312.115.654.781.69-w（S）-13.6213.802.8114.67w（K）6.26-w（Ca）1.25-1.740.82-w（Fe）4.3275.9950.8454.1679.2862.93 392023年 第 46 卷焊 管参考文献：1 杨道明.金属力学性能与失效分析 M.北京：冶金工业出版社，1991.2 曹用涛.机械工程材料测试手册（力学卷）M.沈阳：辽宁科学技术出版社，2001.3 张菁，赵毅，王晓慧，等.塔河油田地面集输管网碳钢管线材质实验研究 J.油气田地面工程，2017，36（6）：22-24.4 宫川宝.天然气长输管道L320钢管腐蚀失效分析 J.腐蚀科学与防护技术，2017，29（3）：271-274.5 廖景娱.金属构件失效分析 M.北京：化学工业出版社，2003.6 高贝，陈永楠，朱丽霞，等.腐蚀减薄对X80钢管机械损伤凹陷过程中应力应变的影响 J.热加工工艺，2020，49（4）：47-52.7 陶勇寅，杜则裕，李云涛，等.H2S浓度对国产X70管线钢及其焊接接头应力腐蚀性能的影响 J.焊接学报，2004，25（3）：105-108.8 鲁强，顾宝珊，杨培燕，等.X65输油管及焊缝的腐蚀失效原因 J.腐蚀与防护，2015，36（10）：1004-1008.9 阿荣，赵琳，潘川，等.硼对低合金高强钢大热输入焊缝韧性的影响 J.机械工程学报，2014（24）：100-105.10 李焰，李亚东，杨瑞，等.X80管线钢焊接接头重构及其在NACE溶液中的腐蚀行为 J.中国石油大学学报（自然科学版），2018，42（6）：153-160.11 王丹慧，张振华，李萍，等.Fe2O3H2S腐蚀产物的XPS研究J.腐蚀科学与防护技，2017，29（3）：257-260.12 王荣.显微组织和热处理对直缝电阻焊管沟槽腐蚀的影响J.金属学报，2002，38（12）：1281-1286.13 杨壮春，蔡伊扬，朱烨森，等.介质条件对X65管线钢及其焊接接头 CO2腐蚀的影响 J.腐蚀与防护，2019，40（10）：717-722.14 龚桂仙，陈士华，蒲邵康，等.钢铁产品缺陷与失效实例分析图谱 M.北京：冶金工业出版社，2012.15 边云燕，向波，彭磊，等.高含硫气田开发现状及面临的挑战 J.天然气与石油，2007，25（5）：3-716 陈严飞，董绍华，敖川，等.含单腐蚀和群腐蚀缺陷高强钢管道失效压力 J.船舶力学，2018，22（1）：73-79.17 中华人民共和国住房和城乡建设部.输气管道工程设计规范：GB 502512015 S.北京：中国计划出版社，2015.作者简介：黄晓辉（1980），男，陕西凤翔人，高级工程师，硕士，主要从事油气及新能源管道新产品开发及应用工作。收稿日期：2023-01-08编辑：董超5结 论（1）根据管道持续泄漏、压力持续下降的原理，采用分段差值的方法确定管道是否发生泄漏，此方法无需设置压力检测阈值，对于突变泄漏和缓慢泄漏的适应性较好。（2）通过计算上、下游信号之间的欧式距离，确定泄漏的信号时差，步长越短，信号时差的波动越小。基于相似性定位方法的绝对误差为0.522.47 km，标准差为0.95 km，定位结果误差较小，可行度较高。参考文献：1 刘恩斌，李长俊，彭善碧.应用负压波法检测输油管道的泄漏事故 J.哈尔滨工业大学学报，2009，41（11）：285-287.2 张宇，靳世久，何静菁，等.基于动态压力信号的管道泄漏特征提取方法研究 J.石油学报，2010，31（2）：338-342.3 姚娟，姜德生，何伟.光纤光栅位移传感技术研究 J.武汉理工大学学报（信息与管理工程版），2006（7）：98-100，104.4 赵利强，王建林，于涛，等.基于二代小波变换和多级假设检验的输油管道缓泄漏检测方法 J.石油学报，2012（5）：898-903.5 李宏，申瑞琦.基于改进的经验模态分解方法的热网管道泄漏检测方法 J.科学技术与工程，2014，14（26）：224-227.6 于鹏飞，雷云，刘晓，等.基于负压波原理的管道泄漏检测技术研究 J.管道技术与设备，2017（5）：22-24.7 刘洁莹.泄漏检测和定位中的信号滤波和处理 J.价值工程，2012，31（2）：22-24.8 赵利强，王建林，于涛，等.基于二代小波变换和多级假设检验的输油管道缓泄漏检测方法 J.石油学报，2012（5）：898-903.9 王学伟，苏丹，袁洪芳，等.小波包多级树模型管道泄漏信号压缩感知方法 J.仪器仪表学报，2014，35（3）：520-526.10 张河苇，金剑，董绍华，等.语义相似度计算在内检测数据参数匹配中的应用 J.石油科学通报，2018，3（4）：446-451.11 刘炜，刘宏昭.应用模糊熵和相似度的管道泄漏检测与定位 J.机械科学与技术，2016，35（3）：437-443.12 刘炜，刘宏昭.基于结构相似度的管道泄漏检测定位法 J.中南大学学报（自然科学版），2017，48（1）：134-140.作者简介：李明（1974），男，高级技师，本科，现主要从事油气开采工作。收稿日期：2022-06-13修改返回日期：2022-08-06编辑：袁雪婷（上接第34页）40