薛繼軍，史盈鴿

1.西安石油大學(xué)機(jī)械工程學(xué)院（陜西西安 710065）

2.西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司（陜西西安 710065）

1 現(xiàn)場概況

外加電流陰極保護(hù)已經(jīng)成為石油工業(yè)中一種常見的、成熟的管道外防腐保護(hù)措施[1]。絕緣接頭作為陰極保護(hù)體系中不可或缺的部件，用來連接施加陰極保護(hù)管段和未保護(hù)管段，但油田現(xiàn)場集輸管線在應(yīng)用陰極保護(hù)時，常常發(fā)生絕緣接頭的失效[2-4]。某作業(yè)區(qū)集氣匯管，全長10 880 m，輸送介質(zhì)為油氣混輸，管線采用API-X60 無縫鋼管，規(guī)格Φ219.1 mm×14.3 mm，自2003 年投用，至今已運(yùn)行十幾年。近期該管線實際輸量為天然氣13×104m3/d、油130 t/d，管道運(yùn)行溫度50～60 ℃，運(yùn)行壓力11～13 MPa，輸送介質(zhì)綜合含水為0.8%。為避免管道腐蝕，采取了犧牲陽極式陰極保護(hù)，犧牲陽極為鎂陽極。2018 年9 月發(fā)現(xiàn)該管道有油氣滲漏現(xiàn)象，經(jīng)排查發(fā)現(xiàn)，泄露處絕緣接頭內(nèi)部管體焊縫腐蝕穿孔，介質(zhì)在絕緣接頭封閉焊縫處發(fā)生泄漏。

綜上所述，為了調(diào)查此次絕緣接頭失效原因，并避免該現(xiàn)象的再次發(fā)生，提高輸氣管線的使用壽命，針對集氣管線絕緣接頭非保護(hù)側(cè)腐蝕泄露問題展開失效分析，通過物相分析、微觀形貌、腐蝕產(chǎn)物分析、腐蝕機(jī)理探討等，確定管道內(nèi)腐蝕泄露原因。

2 宏觀分析

圖1為絕緣接頭泄露部位及非陰極保護(hù)側(cè)管體腐蝕宏觀形貌，觀察圖1（a）發(fā)現(xiàn)，泄漏發(fā)生于絕緣接頭焊縫周圍。對管體內(nèi)壁進(jìn)行放大觀察如圖1（b）所示，可以明顯看到，管體內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重，存在大量腐蝕凹坑，且這些凹坑主要集中在管壁下端，即與介質(zhì)相接觸側(cè)，管體上部未見明顯腐蝕。

圖1 絕緣接頭泄漏部位及短管腐蝕宏觀形貌

3 實驗結(jié)果及分析

3.1 組織形貌分析

采用線切割將試樣加工成尺寸為12 mm×12 mm×6 mm的塊體，使用JXA-8530F Plus場發(fā)射電子探針對樣品進(jìn)行SEM 形貌觀察，結(jié)果如圖2 所示。觀察圖2（a）—2（d）可知，保護(hù)側(cè)和非保護(hù)側(cè)為同一種組織，均為鐵素體+珠光體。由SEM 顯微組織圖可知，絕緣接頭兩側(cè)組織未見明顯差異，故可排除由于異種金屬連接造成的電偶腐蝕。由圖2（e）、2（f）可看出，焊接部位相較于保護(hù)側(cè)及非保護(hù)側(cè)組織形貌較差，分布較為雜亂，無明顯取向，這是由于焊縫表面成分和凝固條件比較復(fù)雜所導(dǎo)致。

圖2 不同位置SEM形貌

3.2 腐蝕產(chǎn)物分析

絕緣接頭非保護(hù)側(cè)發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕，采集腐蝕重災(zāi)區(qū)表面反應(yīng)產(chǎn)物，對產(chǎn)物的物相結(jié)構(gòu)、化學(xué)成分進(jìn)行局部分析，確定腐蝕過程及腐蝕機(jī)理。

圖3為絕緣接頭非保護(hù)側(cè)不同倍率下SEM腐蝕形貌圖。觀察圖3（a）可發(fā)現(xiàn)，低倍率下樣品表面全部被腐蝕產(chǎn)物覆蓋，腐蝕層較厚并且呈片狀形貌，對其進(jìn)行放大觀察見圖3（b），可以看到腐蝕層中有許多凹坑（如箭頭所示），表明接頭處腐蝕主要以局部腐蝕為主。對比圖3（c）、3（d）可知，腐蝕膜疏松并全部破裂，在腐蝕介質(zhì)中其保護(hù)性較弱。

圖3 絕緣接頭非保護(hù)側(cè)SEM腐蝕形貌

由于油氣管線內(nèi)腐蝕介質(zhì)成分復(fù)雜，腐蝕產(chǎn)物成分復(fù)雜、不單一，采用EDS 能譜對腐蝕產(chǎn)物的成分進(jìn)行定性分析，結(jié)果如圖4 所示。由圖4 可以看出，腐蝕產(chǎn)物成分主要包含C、O、Fe元素，還包含少量的Si、Mn、Na、S 等元素。除了接頭材料的物質(zhì)以外，管壁內(nèi)部腐蝕產(chǎn)物還存在Cl、S、C 和O 元素，這是導(dǎo)致管體發(fā)生腐蝕的環(huán)境因素。

圖4 腐蝕產(chǎn)物EDS圖

3.3 力學(xué)性能

采用CSS-2205 型電子萬能試驗機(jī)對樣品進(jìn)行拉伸性能測試，分別在保護(hù)側(cè)、非保護(hù)側(cè)、絕緣接頭3 個部位各取3 塊試樣，試驗方法參照GB/T 228—2002《金屬材料室溫拉伸試驗方法》執(zhí)行，加載速率為6 mm/min。為便于數(shù)據(jù)比較，結(jié)果采用平均數(shù)值進(jìn)行統(tǒng)計，測試結(jié)果見表1。

根據(jù)GB/T 9711—2017《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管》標(biāo)準(zhǔn)，由表1 中數(shù)據(jù)可知，保護(hù)側(cè)及非保護(hù)側(cè)試樣的平均抗拉強(qiáng)度、平均屈強(qiáng)比及平均延伸率均符合標(biāo)準(zhǔn)要求，而保護(hù)側(cè)試樣平均屈服強(qiáng)度略高于標(biāo)準(zhǔn)要求上限。絕緣接頭處樣品平均抗拉強(qiáng)度為511.33 MPa，低于SY/T 0516—2016《絕緣接頭與絕緣法蘭技術(shù)規(guī)范》要求的≥540 MPa，不符合絕緣接頭設(shè)計要求。

表1 不同部位樣品拉伸性能

4 腐蝕機(jī)理分析

在非保護(hù)側(cè)接頭內(nèi)腐蝕嚴(yán)重區(qū)域和腐蝕較弱區(qū)域取樣進(jìn)行XRD分析，從結(jié)果可知腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3和Fe2O3。FeCO3的形成主要是由于油氣中含有大量的CO2，在一定壓力和流速中容易發(fā)生二氧化碳腐蝕[5-6]。

CO2的腐蝕機(jī)理是CO2氣體與溶液中的水發(fā)生反應(yīng)生成弱酸碳酸，對管線金屬進(jìn)行腐蝕，反應(yīng)方程如下所示：

CO2腐蝕會在管道內(nèi)壁形成一定的沉淀物即FeCO3，該沉淀物附著在管道表面，腐蝕速率受到了一定的影響[7-8]。由于沉淀區(qū)域的差異化和沉淀厚度的不同，使得區(qū)域之間形成了較強(qiáng)的腐蝕電偶，發(fā)生電化學(xué)作用，常常會導(dǎo)致CO2的局部腐蝕更加嚴(yán)重[9]。

Fe2O3的形成主要由化學(xué)腐蝕和電化學(xué)腐蝕生成?；瘜W(xué)腐蝕：

在電解液中電化學(xué)腐蝕Fe 和C 與電解質(zhì)溶液構(gòu)成了原電池：

接著Fe(OH)3分解生成了Fe2O3。

5 分析討論

通過對樣品進(jìn)行組織形貌分析，結(jié)果表明保護(hù)側(cè)和非保護(hù)側(cè)為同一種組織，均為鐵素體+珠光體，絕緣接頭兩側(cè)組織未見明顯差異，故可排除由于異種金屬連接造成的電偶腐蝕。焊接部位相較于保護(hù)側(cè)及非保護(hù)側(cè)組織形貌較差，分布較為雜亂，無明顯取向。這是由于焊縫表面成分和凝固條件比較復(fù)雜所導(dǎo)致。

通過腐蝕形貌和腐蝕微區(qū)成分表明：腐蝕主要以局部腐蝕為主，腐蝕膜破裂嚴(yán)重的地方微區(qū)成分含有少量的Mn、Si 等不易腐蝕元素，表明接頭微觀組織內(nèi)含有Mn、Si 等相作為陰極加速了電偶腐蝕。腐蝕產(chǎn)物XRD表明，腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3，推測介質(zhì)內(nèi)溶有大量的CO2，使介質(zhì)整體呈現(xiàn)弱酸性，絕緣接頭材質(zhì)與管線段偶接，對這種環(huán)境表現(xiàn)出很強(qiáng)的敏感性，腐蝕傾向加強(qiáng)。力學(xué)性能結(jié)果表明，保護(hù)側(cè)及非保護(hù)側(cè)試樣力學(xué)性能符合標(biāo)準(zhǔn)要求，絕緣接頭處樣品平均抗拉強(qiáng)度為511.33 MPa，低于SY/T 0516—2016《絕緣接頭與絕緣法蘭技術(shù)規(guī)范》要求的≥540 MPa，不符合設(shè)計要求。

綜上所述，絕緣接頭的失效，主要是由于非保護(hù)側(cè)發(fā)生CO2局部腐蝕，在管體薄弱的焊接處尤為嚴(yán)重，腐蝕由內(nèi)壁發(fā)生、發(fā)展，最終形成刺漏，導(dǎo)致絕緣接頭失效。