某油田天然氣輸送管線泄漏原因分析

趙向東

（四川石油天然氣建設工程有限責任公司， 成都610051）

0 前 言

管道輸送是石油和天然氣資源最安全和經濟的運輸方式之一[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%以上運行時間已經超過20 年， 管道爆炸著火、 斷裂、 泄漏事故時有發生[4]。 這些事故輕則造成局部環境污染， 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， 該管線連續發生了4 次泄漏事故， 給管線的正常運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行觀察發現， 該輸送管為螺旋埋弧鋼管， 焊管規格為Φ159 mm×7.0 mm， 鋼管外壁存在黑色防腐層， 外壁5 點鐘方向存在直徑約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°， 結果見表1。由表1 可知， 管段5 點鐘和7 點鐘方向壁厚減薄嚴重， 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， 管道內壁底部形貌如圖2 所示。 由圖2 可見， 5 點鐘和7 點鐘方向腐蝕嚴重， 腐蝕產物較厚， 發生刺漏的位置也位于5 點鐘附近。 清除內壁表層附著物后， 管道內壁存在較多腐蝕坑。 用游標卡尺測量腐蝕坑的尺寸， 結果見表2。

圖2 泄漏管段縱向剖開后底部形貌

表2 腐蝕坑尺寸測量結果

在刺漏口附近取樣， 觀察其截面形貌， 結果如圖3 所示。 由圖3 可知， 該輸送管壁厚為7 mm， 外壁無明顯腐蝕， 內壁腐蝕嚴重， 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物， 表層為棕黃色腐蝕產物。

圖3 刺漏口附近截面腐蝕形貌

1.2 理化性能分析

1.2.1 化學成分

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

表3 泄漏管段母材化學成分分析結果

1.2.2 力學性能

分別在泄漏管段母材和焊縫部位取力學性能試樣。 母材拉伸試驗采用橫向板狀拉伸試樣， 標距內寬度38 mm， 試驗溫度21 ℃； 焊縫拉伸試驗沿垂直于焊縫方向取板狀拉伸試樣， 標距內寬度38 mm， 試驗溫度21 ℃， 試驗結果見表4。由表4 可知， 該管段母材的抗拉強度、 屈服強度、 伸長率均滿足標準GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求； 該管段焊縫的抗拉強度滿足GB/T 9711.2—1999 對L245MB 焊接鋼管的要求。

表4 拉伸性能試驗結果

布氏硬度試驗采用高度為15 mm 的全壁厚硬度環， 試驗結果見表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 布氏硬度試驗結果

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]。 從理化性能檢測結果來看， 該泄漏管段的理化性能滿足相關標準要求， 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， 幾乎沒發生明顯的腐蝕， 而內壁腐蝕比較嚴重。 因此， 對內壁的腐蝕形貌進行進一步分析。

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

圖5 泄漏管段母材腐蝕坑的微觀形貌

圖6 泄漏管段內壁層狀腐蝕產物形貌及能譜分析

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

表6 內壁層狀腐蝕產物能譜分析結果

1.4 腐蝕產物X 射線衍射分析

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

圖7 內壁腐蝕產物XRD 分析結果

2 泄漏原因分析

對泄漏管段的理化性能檢測結果表明， 該輸送管母材的化學成分、 抗拉強度、 屈服強度、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， 腐蝕嚴重部位在5 點鐘和7 點鐘附近， 即底部沉積垢層的邊界線， 這些特征符合水線 （凝結水聚集） 腐蝕特征[7]。 對輸送管線服役環境的調研可知， 管線整體埋地敷設， 管線外壁沒有保溫層。 管線失效管段位于溝渠上跨部位， 且水平敷設在公路涵洞內。 管段外壁直接與大氣接觸， 氣溫變化會對流經管段內的介質產生一定的影響。

管線冬季輸配天然氣時， 大氣溫度低于土壤溫度。 天然氣流經該管段時， 溫度驟降， 天然氣中的水蒸氣凝結成水滴附著于管壁， 水滴隨重力集聚于管底。 由于該管段敷設不存在坡度， 加上管內垢物的阻擋， 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，導致Fe 的腐蝕， 其中涉及到的反應為式 （1） ～式 （7）[8-10]。

通過上述反應， 生成了FeCO3和FeS， 這與前面能譜以及XRD 分析結果相對應。 至于XRD中的Fe3O4， 則是因為管道和空氣中的氧氣接觸，氧化生銹所致。

由此可知， 該管線發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。管線內外的溫度差導致管內水蒸氣凝結于管底形成液態水， 與管內腐蝕性氣體CO2和H2S 共同作用， 導致水線位置腐蝕嚴重， 管壁減薄最終發生刺漏。

3 結 論

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

（2） 該輸送管內壁腐蝕機理為CO2和H2S腐蝕。

（3） 該輸送管刺漏的主要原因是管線內外的溫度差導致管內水蒸氣凝結于管底形成液態水，與管內腐蝕性氣體CO2和H2S 共同作用， 導致管壁腐蝕減薄直至發生刺漏。