H2S是石油和天然气气中最具有腐蚀作用的有害介质之一严重地影响油气输送管线的使用寿命制约油气输送管线材料的发展。石油天然气的极大需求使发展更高强度级别管线钢变得更太迫切。然而管线钢强度级别越高对H2S腐蚀性能的要求也越高,这种客观现实要求我们必须进行抗H2 S腐蚀管线钢的开发。
本文研究了X60 、X65等级别管线钢在标准HIC试验下的抗氢致裂纹性能观察了其开裂行为分析了非金属夹杂物、显微组织等对管线钢抗HIC性能的影响。
1、试验方法
HIC试验方法按GB /T8650 - 2006《管线钢和压力容器钢抗氢致开裂评定方法》和NACETM0284 - 2003执行。
1.1试验材质
采用不同规格和成分的X60、X65管线钢。
1.2试验步骤
按GB/T8650 - 2006要求,当厚度≤30 mm时试样尺寸如图1所示试样数量为每组3个。
试验溶液为NACE TM0284 - 2003标准中的A或B溶液即人工海水溶液(A溶液pH=2.8,B溶液pH=8.3),并用H2S气体饱和;将处理(除油、打磨)好的试样装在专用有机玻璃试样架上放入试验容器中待溶液注入试验容器后将容器密封;以2 L/min的速度通入氮气脱氧通氮气时间为4 h。所用氮气的纯度为99. 9%以上;关闭氮气以2.4L/min的速度通入H2S气体1h,然后将H2S通气速度降为0.12 L/min 持续96h;通气完毕取出试样并用去污粉清理试样表面;观察试样表面是否有氢鼓泡现象并做记录;按标准切割试样并进行金相观察。
2、试验结果
对于用H2 S饱和的A溶液起始时试验溶液的pH测试值为2.8试验后溶液的pH测试值为4.0对于用H2S饱和的B溶液,试验前后溶液的pH测试值分别为8. 3和5. 0。
HIC的试验结果按GB /T8650 - 2006的要求评定钢板的裂纹敏感率( CSR) 、裂纹长度敏感率.( CLR)、裂纹厚度敏感率( CTR)
2.1 A 溶液检测结果
所有试样未出现氢鼓泡情况具体试样的裂纹敏感率见表1。
由表1可见上述钢种的抗HIC性能指标检(5#)钢的9个检验面有1个试样的2个检验面验结果全部符合一般的用户要求。其中,X60钢.(E522、E523)出现了裂纹见图2(b、c)。其中,3个规格的抗HIC性能指标全部为0; X65( 4#)钢E522检验面抗HIC指标为: a=1. 45 mm ,b =0.1的9个检验面有1个检验面( E412)出现了裂纹,mm,CLR=7:25%_,CTR=0.44%,CSR=其金相组织见图2(a) 抗HIC指标为: a=2. 40.032%。E523检验面抗HIC指标为:a=1.5mm b=0.1 mm ,CLR = 12% ,CTR=0. 57% ,CSRmm b=0. 1 mm ,CLR=7. 5%; CTR=0.44% ,CSR=0.069%其余检验面抗HIC指标全部为0; X65=0.033%。
3、成分分析
3.1成分及工艺分析
由.上表对照抗HIC性能情况,可得出如下结论:
(1)随着钢板厚度的增加抗HIC性能恶化,11. 3 mm、12. 7 mm.15. 9 mm规格试样没有裂纹,17.5 mm 22.86 mm两个规格试样有裂纹。
(2)在C含量较低(0. 05%左右)、S含量≤.0.004%的情况下,S含量及Ca/S的变化对抗HIC指标影响不显著。这与该批试样C含量较低非金属夹杂物级别低有关，夹杂物总和只有2~3级。
(3)Ca/S增加对提高钢板抗HIC性能指标有益; Ca/S为0. 98的规格为15. 9 mm的3#试样性能明显好于Ca/S为0.40的规格为17.5mm的4#试样。
(4)C_Mn含量偏高或夹杂物偏高都会导致抗HIC性能的恶化。
3.2金相夹杂物及晶粒度检验
对上述编号取金相试样,在试验室进行金相.检验检验结果见图3。1#、2#、3#试样中心及表面金相组织类型为:铁素体+贝氏体+极少量珠光体。4#和5#试样中心及表面金相组织类型为铁素体+贝氏体+少量珠光体(其中5 #试样中心处珠光体较大)。非金属夹杂物及晶粒度检验结果见表4。
4、结论
随着钢板厚度的增加,抗HIC性能指标恶化;适当提高Ca/S ,可提高钢板抗HIC性能; C、Mn含量增加抗HIC性能恶化;夹杂物含量增加抗HIC性能恶化;影响抗HIC性能的主要因素为长条状MnS夹杂物和带状组织的存在。