石化在役管道焊缝开裂原因分析及修复工艺

石化在役管道焊缝开裂原因分析及修复工艺

韩国宝

天津市大港油田公司第三采油厂 

摘要：2022年2月，某石化公司在役管道法兰与管道连接焊缝在法兰侧熔合区开裂，导致高温介质泄漏，在不停车的情况下尝试了捻缝、扎钢带、包盒子等石化管道泄漏在线抢修的常用方法，但均失败。因为生产任务重，所以需紧急停产抢修。经光谱检测发现，焊缝材质与1Cr5Mo钢类似。该管道于1992年4月安装完成后投入生产使用至今。

关键词：石化在役管道；焊缝开裂；修复工艺

引言

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,其质量要保证能够维持一定的油气开采年限。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。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泄漏焊缝失效分析

1.1宏观分析

目视泄漏焊缝、管道和法兰颈外表面，除焊缝局部泄漏外，其他部位均完好无形变。沿焊缝中心线整圈切割后，观察管道和法兰内表面，发现焊缝法兰侧附近内表面金属基本减薄殆尽，焊缝管道侧内表面、法兰内侧的316L堆焊层表面完好。但在该法兰颈端内表面存在20mm宽整圈未堆焊316L不锈钢层的情况，该部分法兰颈端基体20钢裸露在高温含腐蚀介质的拔头油中，也是焊缝法兰侧内表面减薄开裂泄漏位置。从无316L堆焊层的20钢减薄开裂处可看出，基本为均匀减薄，经超声波检测，该部位金属最小厚度仅为2mm，有些部位金属减薄殆尽导致开裂。在法兰颈内侧20钢基体与堆焊层之间形成周圈深度约15mm的空腔。

1.2原因分析

对于输送含有S和环烷酸的拔头油管道材料选用，应根据正常操作条件下拔头油中的酸值和S含量为依据，并应考虑最苛刻操作条件下可能达到的最大酸值、酸与硫的共同作用，以及介质流动状态、速度等因素。对于操作温度≥240℃的管道、介质中含活性硫化物的管道，根据该管道操作温度和介质中的S含量，应选择4Cr以上合金钢或不锈钢材料，才可以抵抗该处介质腐蚀。由于20钢基体的法兰颈内表面存在约20mm宽无316L堆焊层，使20钢直接裸露在高温拔头油介质中，经过30多年腐蚀介质浸蚀，导致法兰背面20钢部分严重腐蚀并局部贯穿。由于316L不锈钢堆焊层、材质为1Cr5Mo合金钢焊缝和管道的wCr＞4%，因此与腐蚀介质接触面均完好无损。观察到的整圈空腔是从裸露的20钢表面长期不断地向厚度和法兰面方向腐蚀而形成的。分析该管道原设计及安装过程资料，应是施工过程质量控制不到位，从而导致法兰颈内表面存在约20mm宽无316L不锈钢堆焊层的情况发生。

2理化检验

2.1宏观观察

开裂管段宏观形貌开裂管道规格为76mm×5mm(外径×壁厚),送检的管段长度为930mm,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,并可见壁厚减薄,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。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。

2.2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,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。远离开裂部位的管道平均壁厚为5.52~5.67mm,最小壁厚为5.36mm。开裂所在的鼓胀区平均壁厚为5.00~5.15mm,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。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。

2.3化学成分分析

依据ASTMA751-14a《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,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。

3维修方法确定

3.1法兰修复

现场拆下法兰后，采用车床切削去除法兰颈腐蚀部位，直至见到金属光泽并加工出25°坡口。为便于后续组对、焊接，保留3～5mm法兰颈。由于腐蚀严重且需保留部分法兰颈，因此在车床切削后的坡口表面还留有部分深度约5mm的凹槽。凹槽最宽处约6mm，且凹槽两侧材质为316L不锈钢与20钢，将凹槽两侧和两端修磨出坡口形状，用E309、φ2.5mm焊条进行补焊。使修补完成的焊缝金属比凹槽周边金属高出1～2mm，然后用不锈钢专用砂轮片将高出部分磨平，对补焊处进行PT检测，I级合格。

3.2材代用分析

用车床切割法兰颈后，法兰的总长度缩短了约25mm，恢复安装时需要增加管段。公司现有直径为φ530mm×12mm的钢管材料20种，计划改用该管材，需进行复核计算和可行性分析。复核计算公式为ts=PD0/{2（[σ]tEj+PY）}，其中ts计算直管厚度（mm）；P-设计压力（MPa）；D0外径（mm）；[σ]t——材料在设计温度下的许用应力（MPa）；Ej——焊接接头的系数；Y——系数。已知：P=2.3MPa，D0=530mm，检查相关材料标准，得到20钢在425°C下的相关性能系数：[σ]425=78MPa，Ej=1，Y=0.4，则ts=2.3×530/{2（78×1+2.3×0.4）}mm=7.72mm。管道介质顶部油对碳钢的最大腐蚀速率为0.6mm/a（数据由石化公司防腐部门提供），石化公司计划于2024年10月停工检修，因此需要增加腐蚀裕量约1.65mm，因此管道替代材料的厚度应至少为：7.72mm+1.65mm=9.37mm<12mm。根据上述计算结果和应用分析，采用20钢φ530mm×12mm管材可满足设计和使用条件。

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。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。

结束语

1）由于20钢不能用在输送含腐蚀介质的高温拔头油管道上，因此需重视运送腐蚀介质压力管道的材料选择。2）由于石油化工装置持续生产的需要，压力管道泄漏抢修应急采用的不符合设计要求的管道材料代用，因此需要计算复核及腐蚀状态分析，在投入生产使用后要加强对抢修部位的监控。3）加强石油化工装置安装过程质量管理，及时检查安装质量与设计的符合性，保证其使用寿命。

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