趙向東

（四川石油天然氣建設(shè)工程有限責(zé)任公司， 成都610051）

0 前 言

管道輸送是石油和天然氣資源最安全和經(jīng)濟(jì)的運(yùn)輸方式之一[1-2]。 截至2017 年底， 我國油氣長輸管道總里程已達(dá)13.14×104km， 其中天然氣管道約7.26×104km， 原油管道約3.09×104km，成品油管道約為2.79×104km[3]。 這些輸送管道中，50%以上運(yùn)行時(shí)間已經(jīng)超過20 年， 管道爆炸著火、 斷裂、 泄漏事故時(shí)有發(fā)生[4]。 這些事故輕則造成局部環(huán)境污染， 重則造成人身傷亡。 因此，分析泄漏原因， 對于保證輸送管道的安全運(yùn)行具有十分重要的意義。

西部某油田于1994 年建成一條長約10 km的Φ580 mm×7.0 mm 天然氣輸送管線。 近半年來， 該管線連續(xù)發(fā)生了4 次泄漏事故， 給管線的正常運(yùn)行帶來極大的安全隱患。 本研究從該泄漏管線上截取長約800 mm 管段進(jìn)行研究， 以分析該管線失效的原因。

1 泄漏管段檢測

1.1 宏觀分析

對泄漏管段宏觀形貌進(jìn)行觀察發(fā)現(xiàn)， 該輸送管為螺旋埋弧鋼管， 焊管規(guī)格為Φ159 mm×7.0 mm， 鋼管外壁存在黑色防腐層， 外壁5 點(diǎn)鐘方向存在直徑約2 mm 的刺漏孔， 形貌如圖1所示。

使用超聲波測厚儀測量泄漏管段同一截面不同部位的壁厚， 測量間隔為30°， 結(jié)果見表1。由表1 可知， 管段5 點(diǎn)鐘和7 點(diǎn)鐘方向壁厚減薄嚴(yán)重， 其余方向壁厚減薄輕微。

表1 管體周向壁厚測量值

將泄漏管段縱向剖開， 管道內(nèi)壁底部形貌如圖2 所示。 由圖2 可見， 5 點(diǎn)鐘和7 點(diǎn)鐘方向腐蝕嚴(yán)重， 腐蝕產(chǎn)物較厚， 發(fā)生刺漏的位置也位于5 點(diǎn)鐘附近。 清除內(nèi)壁表層附著物后， 管道內(nèi)壁存在較多腐蝕坑。 用游標(biāo)卡尺測量腐蝕坑的尺寸， 結(jié)果見表2。

圖2 泄漏管段縱向剖開后底部形貌

表2 腐蝕坑尺寸測量結(jié)果

在刺漏口附近取樣， 觀察其截面形貌， 結(jié)果如圖3 所示。 由圖3 可知， 該輸送管壁厚為7 mm， 外壁無明顯腐蝕， 內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重， 檢測到管體最小剩余壁厚僅余1 mm。 緊貼管道基體為黑色腐蝕產(chǎn)物， 表層為棕黃色腐蝕產(chǎn)物。

圖3 刺漏口附近截面腐蝕形貌

1.2 理化性能分析

1.2.1 化學(xué)成分

在泄漏管段母材上取樣， 用ARL－3460 直讀光譜儀對其化學(xué)成分進(jìn)行分析， 結(jié)果見表3。 由表3 可知， 該段管體的化學(xué)成分滿足GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求。

表3 泄漏管段母材化學(xué)成分分析結(jié)果

1.2.2 力學(xué)性能

分別在泄漏管段母材和焊縫部位取力學(xué)性能試樣。 母材拉伸試驗(yàn)采用橫向板狀拉伸試樣， 標(biāo)距內(nèi)寬度38 mm， 試驗(yàn)溫度21 ℃； 焊縫拉伸試驗(yàn)沿垂直于焊縫方向取板狀拉伸試樣， 標(biāo)距內(nèi)寬度38 mm， 試驗(yàn)溫度21 ℃， 試驗(yàn)結(jié)果見表4。由表4 可知， 該管段母材的抗拉強(qiáng)度、 屈服強(qiáng)度、 伸長率均滿足標(biāo)準(zhǔn)GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求； 該管段焊縫的抗拉強(qiáng)度滿足GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求。

表4 拉伸性能試驗(yàn)結(jié)果

布氏硬度試驗(yàn)采用高度為15 mm 的全壁厚硬度環(huán)， 試驗(yàn)結(jié)果見表5。 由表5 可知， 管體全壁厚硬度分布較為均勻， 整個截面不存在明顯的性能差異。

表5 布氏硬度試驗(yàn)結(jié)果

1.2.3 金相組織

從泄漏管段母材上取樣， 在金相顯微鏡下觀測其金相組織， 結(jié)果如圖4 所示。 由圖4 可以看出， 該管段金相組織為鐵素體+珠光體， 無異常組織和有害夾雜相； 晶粒度為11.0 級， 晶粒大小均勻[5]。 從理化性能檢測結(jié)果來看， 該泄漏管段的理化性能滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求， 金相組織未見異常。

圖4 泄漏管段母材金相組織

1.3 微觀分析

對泄漏管段的宏觀分析可知， 該輸送管的外壁由于有防腐層的保護(hù)， 幾乎沒發(fā)生明顯的腐蝕， 而內(nèi)壁腐蝕比較嚴(yán)重。 因此， 對內(nèi)壁的腐蝕形貌進(jìn)行進(jìn)一步分析。

從泄漏管段母材上取樣， 在金相顯微鏡下觀察其內(nèi)壁腐蝕坑形貌， 結(jié)果如圖5 所示。 由圖5可知， 內(nèi)壁腐蝕坑較深， 腐蝕產(chǎn)物疏松不致密。

圖5 泄漏管段母材腐蝕坑的微觀形貌

圖6 泄漏管段內(nèi)壁層狀腐蝕產(chǎn)物形貌及能譜分析

圖6 為管體截面試樣的掃描電鏡照片。 由圖6 可見， 內(nèi)壁上的腐蝕產(chǎn)物不僅呈多孔狀，而且呈層狀分布。 利用能譜 （EDS） 分析儀從內(nèi)層到外層對腐蝕產(chǎn)物不同部位進(jìn)行化學(xué)成分分析， 結(jié)果見表6。 由表6 可以看出， 該腐蝕產(chǎn)物主要含有O、 Fe、 C， 同時(shí)含有少量S 元素，推測該腐蝕產(chǎn)物主要含有FeCO3、 Fe 的硫化物或氧化物。

表6 內(nèi)壁層狀腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果

1.4 腐蝕產(chǎn)物X 射線衍射分析

將泄漏管段內(nèi)壁上附著的腐蝕產(chǎn)物剝離下來， 用X 射線衍射 （XRD） 儀對其物相組成進(jìn)行分析， 結(jié)果如圖7 所示。 由圖7 的XRD 分析結(jié)果可知， 內(nèi)壁上腐蝕產(chǎn)物主要含有FeCO3， 同時(shí)含有少量的FeS 和Fe3O4[6]。

圖7 內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物XRD 分析結(jié)果

2 泄漏原因分析

對泄漏管段的理化性能檢測結(jié)果表明， 該輸送管母材的化學(xué)成分、 抗拉強(qiáng)度、 屈服強(qiáng)度、伸長率均滿足GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求， 母材硬度分布較為均勻， 金相組織正常， 說明該輸送管線的材質(zhì)本身不存在缺陷。

從泄漏管段的宏觀分析可知， 該輸送管底部存在較厚的垢層， 腐蝕嚴(yán)重部位在5 點(diǎn)鐘和7 點(diǎn)鐘附近， 即底部沉積垢層的邊界線， 這些特征符合水線 （凝結(jié)水聚集） 腐蝕特征[7]。 對輸送管線服役環(huán)境的調(diào)研可知， 管線整體埋地敷設(shè)， 管線外壁沒有保溫層。 管線失效管段位于溝渠上跨部位， 且水平敷設(shè)在公路涵洞內(nèi)。 管段外壁直接與大氣接觸， 氣溫變化會對流經(jīng)管段內(nèi)的介質(zhì)產(chǎn)生一定的影響。

管線冬季輸配天然氣時(shí)， 大氣溫度低于土壤溫度。 天然氣流經(jīng)該管段時(shí)， 溫度驟降， 天然氣中的水蒸氣凝結(jié)成水滴附著于管壁， 水滴隨重力集聚于管底。 由于該管段敷設(shè)不存在坡度， 加上管內(nèi)垢物的阻擋， 積水難以排除。 管道底部的積水層為水線腐蝕提供了條件。

對輸送管內(nèi)天然氣的組分分析可知， 輸送氣體中含有1.84% （摩爾百分比） 的CO2和少量H2S 氣體。 CO2和H2S 溶于水后形成腐蝕性溶液，導(dǎo)致Fe 的腐蝕， 其中涉及到的反應(yīng)為式 （1） ～式 （7）[8-10]。

通過上述反應(yīng)， 生成了FeCO3和FeS， 這與前面能譜以及XRD 分析結(jié)果相對應(yīng)。 至于XRD中的Fe3O4， 則是因?yàn)楣艿篮涂諝庵械难鯕饨佑|，氧化生銹所致。

由此可知， 該管線發(fā)生泄漏的主要原因是管線沒有外部保溫層， 且泄漏管段裸露于大氣中。管線內(nèi)外的溫度差導(dǎo)致管內(nèi)水蒸氣凝結(jié)于管底形成液態(tài)水， 與管內(nèi)腐蝕性氣體CO2和H2S 共同作用， 導(dǎo)致水線位置腐蝕嚴(yán)重， 管壁減薄最終發(fā)生刺漏。

3 結(jié) 論

（1） 該輸送管的材質(zhì)滿足GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求。

（2） 該輸送管內(nèi)壁腐蝕機(jī)理為CO2和H2S腐蝕。

（3） 該輸送管刺漏的主要原因是管線內(nèi)外的溫度差導(dǎo)致管內(nèi)水蒸氣凝結(jié)于管底形成液態(tài)水，與管內(nèi)腐蝕性氣體CO2和H2S 共同作用， 導(dǎo)致管壁腐蝕減薄直至發(fā)生刺漏。