丁 融

(中石油管道有限責(zé)任公司 西部分公司， 烏魯木齊 830013)

管道是油氣輸送的重要載體，油氣田集輸管道輸送的介質(zhì)一般為油、氣和水等多相混合介質(zhì)，時常混雜有CO2,H2S等酸性氣體。管道在溫度、流速、壓力以及交變應(yīng)力等多種因素的影響下易發(fā)生腐蝕，成為管道運(yùn)行安全的重大隱患[1-6]。國內(nèi)某輸送管線投產(chǎn)運(yùn)行3 a(年)左右，在進(jìn)行壁厚檢測過程中，檢測人員清理外防腐層后發(fā)現(xiàn)管道壁存在多處穿孔。穿孔管道采用L245螺旋縫埋弧焊鋼管，規(guī)格為φ273 mm×7.1 mm，外表面防腐方式為噴涂厚度不小于150 μm的環(huán)氧粉末層加30 mm的高分子材料保溫層，內(nèi)表面未進(jìn)行防腐處理，管線運(yùn)行壓力為0.3～0.4 MPa，運(yùn)行溫度為52～54 ℃，輸送介質(zhì)為含水量95%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))左右的油氣水混合物。從現(xiàn)場截取穿孔段管道，如圖1所示，可見管體有5處穿孔，孔洞沿軸向尺寸最大達(dá)到8.1 mm，均位于管道6點(diǎn)鐘位置。除穿孔位置外，其余部位防腐層完好。為找出管道穿孔的原因，筆者對其進(jìn)行了一系列檢驗(yàn)和分析，并提出改進(jìn)措施，以防止此類問題再次發(fā)生。

圖1 穿孔管道宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of perforation pipeline

1 理化檢驗(yàn)

1.1 壁厚測量

采用MX-5型超聲測厚儀，依據(jù)GB/T 11344-2008《無損檢測 接觸式超聲脈沖回波法測厚方法》測量管道遠(yuǎn)離穿孔處的壁厚，測量結(jié)果為6.4～7.8 mm，滿足GB/T 9711-2017《石油天然氣工業(yè) 管線輸送系統(tǒng)用鋼管》對油氣輸送管道的技術(shù)要求。再每間隔50 mm對穿孔管道3點(diǎn)-9點(diǎn)、6點(diǎn)-12點(diǎn)方向的外徑進(jìn)行測量，測量結(jié)果為271.0～275.0 mm，滿足GB/T 9711-2017對管道外徑尺寸的技術(shù)要求。

對6點(diǎn)鐘穿孔位置附近進(jìn)行壁厚加密測量，以環(huán)向3 mm、縱向5 mm為間隔畫測量網(wǎng)格，如圖2所示，測量結(jié)果如圖3所示?？芍┛字車谋诤衩黠@減薄，遠(yuǎn)低于GB/T 9711-2017標(biāo)準(zhǔn)的要求。

圖2 管道6點(diǎn)鐘位置壁厚加密測量網(wǎng)格Fig.2 Densification measurement grid of pipeline wall thickness at 6 o′clock position

圖3 管道壁厚加密測量結(jié)果Fig.3 Densification measurement results of pipeline wall thickness

圖4 穿孔管道內(nèi)表面的宏觀形貌Fig.4 Macro morphology of inter surface of perforation pipeline

1.2 掃描電鏡分析及金相檢驗(yàn)

將穿孔段管道沿軸線剖開，發(fā)現(xiàn)管道內(nèi)壁布滿腐蝕坑，且覆蓋著一層灰黑色腐蝕產(chǎn)物，灰黑色腐蝕產(chǎn)物與內(nèi)壁結(jié)合強(qiáng)度不高，可以比較容易地從管道內(nèi)壁上剝離。將管道內(nèi)壁的灰黑色腐蝕產(chǎn)物去除后，靠近管道基體金屬的腐蝕產(chǎn)物呈褐色，如圖4所示。在穿孔管道上切取塊狀試樣，采用TESCAN VEGAⅡ型掃描電鏡(SEM)對試樣內(nèi)表面的腐蝕形貌進(jìn)行觀察，如圖5所示，可見試樣內(nèi)表面被腐蝕產(chǎn)物覆蓋，腐蝕坑呈臺階狀，腐蝕產(chǎn)物較疏松，基本呈片狀分布。

依據(jù)GB/T 13298-2015《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》的技術(shù)要求，采用MEF3A型光學(xué)顯微鏡對腐蝕坑邊緣進(jìn)行觀察，由圖6可見顯微組織為鐵素體(F)+珠光體(P)。

圖5 穿孔管道內(nèi)表面腐蝕坑附近SEM形貌Fig.5 SEM morphology near the corrosion pit on inter surface of perforation pipeline

圖6 腐蝕坑周圍的顯微組織形貌Fig.6 Microstructure morphology near the corrosion pit

依據(jù)GB/T 6394-2017《金屬平均晶粒度測定方法》、GB/T 10561-2005《鋼中非金屬夾雜物含量的測定 標(biāo)準(zhǔn)評級圖顯微檢驗(yàn)法》及GB/T 13298-2015的技術(shù)要求,采用MEF3A型光學(xué)顯微鏡對遠(yuǎn)離腐蝕坑區(qū)域的顯微組織形貌進(jìn)行觀察,并對晶粒度和非金屬夾雜物進(jìn)行評級，如圖7所示?？芍艿赖娘@微組織為鐵素體+珠光體，平均晶粒度為10.5級，非金屬夾雜物評級結(jié)果為A0.5，B0.5，D0.5。

圖7 遠(yuǎn)離腐蝕坑區(qū)域的顯微組織形貌Fig.7 Microstructure morphology of the area away from corrosion pit

1.3 腐蝕產(chǎn)物的物相分析

將穿孔管道內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物剝離后進(jìn)行充分研磨，制成粉末狀試樣，采用X射線衍射(XRD)分析方法對腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行物相分析，結(jié)果如圖8所示，可知腐蝕產(chǎn)物主要為碳酸亞鐵(FeCO3)。采用XFORD INCA350型能譜分析儀對試樣內(nèi)表面及腐蝕坑底的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行分析，結(jié)果如圖9和圖10所示?？梢姡嚇觾?nèi)表面腐蝕產(chǎn)物主要含有碳、氧、鐵、硫等元素；腐蝕坑底的腐蝕產(chǎn)物主要含有碳、氧、鐵、硫、氯等元素。

圖8 管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物的XRD譜Fig.8 XRD spectrum of corrosion products on the inner wall of pipeline

圖9 管道內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物EDS分析位置及結(jié)果Fig.9 a) Analysis position and b) results of EDS of corrosion products on inner surface of pipeline

圖10 管道內(nèi)表面腐蝕坑底的腐蝕產(chǎn)物EDS分析位置及結(jié)果Fig.10 a) Analysis position and b) results of EDS of corrosion products at the bottom of corrosion pit on inner surface of pipeline

1.4 輸送介質(zhì)成分分析

表1 管道輸送介質(zhì)成分分析結(jié)果Tab.1 Composition analysis results of pipeline transportation medium

1.5 管材化學(xué)成分分析

依據(jù)GB/T 4336-2016《碳素鋼和中低合金鋼 多元素含量的測定 火花放電原子發(fā)射光譜法(常規(guī)法)》，采用ARL 4460型直讀光譜儀對遠(yuǎn)離腐蝕坑區(qū)域的管體進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果如表2所示，可知結(jié)果符合GB/T 9711-2017對輸油管道化學(xué)成分的技術(shù)要求。

1.6 力學(xué)性能測試

采用UTM5305型材料試驗(yàn)機(jī)、PIT752D-2型沖擊試驗(yàn)機(jī)，分別依據(jù)GB/T 228.1-2010《金屬材料 拉伸試驗(yàn) 第1部分：室溫試驗(yàn)方法》和GB/T 229-2007《金屬材料 夏比擺錘沖擊試驗(yàn)方法》，對遠(yuǎn)離腐蝕坑區(qū)域的管體取樣進(jìn)行室溫拉伸試驗(yàn)和夏

表2 管體遠(yuǎn)離腐蝕坑區(qū)域的化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù))Tab.2 Chemical composition analysis results of pipeline body away from corrosion pit area (mass fraction) %

比V形缺口沖擊試驗(yàn)。拉伸試樣取全壁厚板狀試樣，規(guī)格為38 mm×50 mm(寬度×標(biāo)距)，拉伸試驗(yàn)前，試樣需經(jīng)冷壓平。夏比沖擊試驗(yàn)的溫度為0 ℃，試樣尺寸為5 mm×10 mm×55 mm，V形缺口垂直鋼管表面。拉伸試驗(yàn)結(jié)果如表3所示，可見拉伸性能符合GB/T 9711-2017的技術(shù)要求；3次沖擊試驗(yàn)的沖擊功分別為87，85，83 J，該標(biāo)準(zhǔn)對L245鋼管的沖擊性能并無明確要求，但沖擊試驗(yàn)結(jié)果表明管材具有良好的韌性。

表3 拉伸試驗(yàn)結(jié)果Tab.3 Tensile test results

2 分析與討論

2.1 腐蝕機(jī)理分析

壁厚測量結(jié)果表明，管道的穿孔均發(fā)生在管體的6點(diǎn)鐘位置，穿孔周圍壁厚明顯減薄。金相檢驗(yàn)結(jié)果表明，管道內(nèi)表面布滿腐蝕坑及腐蝕產(chǎn)物，但顯微組織未發(fā)現(xiàn)異常。掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)腐蝕產(chǎn)物呈片狀覆蓋在鋼管內(nèi)壁；能譜分析表明，內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要包含碳、氧、鐵、硫等元素；腐蝕坑底的腐蝕產(chǎn)物主要包含碳、氧、鐵、硫、氯等元素，Cl-在腐蝕坑底部富集；X射線衍射分析結(jié)果表明，管道內(nèi)壁上沉積的腐蝕產(chǎn)物主要是FeCO3。同時根據(jù)輸送介質(zhì)的分析結(jié)果可知，輸送介質(zhì)中HCO3-含量很高，并且Cl-濃度也很高。結(jié)合輸送介質(zhì)及腐蝕產(chǎn)物的分析結(jié)果，可以判斷造成L245鋼螺旋焊管管體穿孔的主要原因是輸送介質(zhì)中溶解的HCO3-與Cl-引起的局部腐蝕。

HCO3-對管線的腐蝕機(jī)理如下

Fe→Fe2++2e-

(1)

NaHCO3→Na++HCO3-

(2)

2HCO3-+2e-→H2+2CO32-

(3)

Fe2++ CO32-→FeCO3

(4)

2.2 局部腐蝕原因分析

根據(jù)現(xiàn)場資料顯示，管線的運(yùn)行溫度僅為52～54 ℃。有關(guān)資料研究[7-10]認(rèn)為：當(dāng)環(huán)境溫度低于60 ℃時，HCO3-局部腐蝕形成的FeCO3附著力較差，不能形成致密的、具有保護(hù)性的腐蝕產(chǎn)物膜。由于輸送介質(zhì)中Cl-濃度非常高，當(dāng)管線鋼發(fā)生局部腐蝕后，雖然腐蝕產(chǎn)物(FeCO3)的不斷堆積會使腐蝕坑內(nèi)形成封閉的空間，阻礙內(nèi)外物質(zhì)交換，致使溶解的金屬陽離子(Fe2+)不易向外擴(kuò)散，造成陽離子濃度增加，但是，半徑較小、濃度又很高的Cl-會較容易的從腐蝕坑外穿透疏松的FeCO3腐蝕產(chǎn)物膜，擴(kuò)散進(jìn)入腐蝕坑來維持電價平衡，從而形成孔蝕核，不斷加速金屬表面腐蝕速率、加深孔蝕深度；與此同時，由于Fe2+的水解，腐蝕坑內(nèi)介質(zhì)的酸性不斷增加，進(jìn)而影響了腐蝕坑內(nèi)金屬表面腐蝕產(chǎn)物膜的形成和覆蓋，加速了腐蝕坑內(nèi)金屬陽極的溶解速率，即發(fā)生“自催化酸化作用”造成孔蝕。Cl-在腐蝕反應(yīng)中只起到催化作用，Cl-本身并不會生成相應(yīng)的腐蝕產(chǎn)物,因此在內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物的XRD譜中并沒有發(fā)現(xiàn)含有氯元素的物質(zhì)。當(dāng)管道內(nèi)壁持續(xù)減薄直至剩余壁厚不足以承受管線輸送壓力時，就會發(fā)生腐蝕穿孔泄漏失效事故。在管線運(yùn)行過程中，6點(diǎn)鐘位置始終與輸送介質(zhì)接觸，相對于管線的其他位置，6點(diǎn)鐘位置腐蝕更加嚴(yán)重，因此，穿孔均發(fā)生在管線的6點(diǎn)鐘位置。

3 結(jié)論及建議

L245螺旋縫埋弧焊管道穿孔是局部腐蝕引起的腐蝕穿孔，輸送介質(zhì)中HCO3-與Cl-的協(xié)同作用是引起局部腐蝕的主要原因。

建議嚴(yán)格按照規(guī)定挑選管材，執(zhí)行防腐措施，對耐腐蝕鋼管、耐腐蝕合金管材、非金屬管材、碳鋼+緩蝕劑等進(jìn)行綜合評價，以優(yōu)選出適合輸送油氣的管材；通過降低含水量和增加流速等方法避免產(chǎn)出水在管道底部沉積；對輸送介質(zhì)中的腐蝕性成分進(jìn)行處理；加強(qiáng)管道內(nèi)壁腐蝕檢測及監(jiān)測，實(shí)施全面管理。