某油田天然气输送管线泄漏原因分析

2020-08-18赵向东

焊管 2020年7期

赵向东

（四川石油天然气建设工程有限责任公司，成都610051）

0 前言

管道输送是石油和天然气资源最安全和经济的运输方式之一[1-2]。截至2017 年底，我国油气长输管道总里程已达13.14×104km，其中天然气管道约7.26×104km，原油管道约3.09×104km，成品油管道约为2.79×104km[3]。这些输送管道中，50%以上运行时间已经超过20 年，管道爆炸着火、断裂、泄漏事故时有发生[4]。这些事故轻则造成局部环境污染，重则造成人身伤亡。因此，分析泄漏原因，对于保证输送管道的安全运行具有十分重要的意义。

西部某油田于1994 年建成一条长约10 km的Φ580 mm×7.0 mm 天然气输送管线。近半年来，该管线连续发生了4 次泄漏事故，给管线的正常运行带来极大的安全隐患。本研究从该泄漏管线上截取长约800 mm 管段进行研究，以分析该管线失效的原因。

1 泄漏管段检测

1.1 宏观分析

对泄漏管段宏观形貌进行观察发现，该输送管为螺旋埋弧钢管，焊管规格为Φ159 mm×7.0 mm，钢管外壁存在黑色防腐层，外壁5 点钟方向存在直径约2 mm 的刺漏孔，形貌如图1所示。

使用超声波测厚仪测量泄漏管段同一截面不同部位的壁厚，测量间隔为30°，结果见表1。由表1 可知，管段5 点钟和7 点钟方向壁厚减薄严重，其余方向壁厚减薄轻微。

表1 管体周向壁厚测量值

将泄漏管段纵向剖开，管道内壁底部形貌如图2 所示。由图2 可见， 5 点钟和7 点钟方向腐蚀严重，腐蚀产物较厚，发生刺漏的位置也位于5 点钟附近。清除内壁表层附着物后，管道内壁存在较多腐蚀坑。用游标卡尺测量腐蚀坑的尺寸，结果见表2。

图2 泄漏管段纵向剖开后底部形貌

表2 腐蚀坑尺寸测量结果

在刺漏口附近取样，观察其截面形貌，结果如图3 所示。由图3 可知，该输送管壁厚为7 mm，外壁无明显腐蚀，内壁腐蚀严重，检测到管体最小剩余壁厚仅余1 mm。紧贴管道基体为黑色腐蚀产物，表层为棕黄色腐蚀产物。

图3 刺漏口附近截面腐蚀形貌

1.2 理化性能分析

1.2.1 化学成分

在泄漏管段母材上取样，用ARL－3460 直读光谱仪对其化学成分进行分析，结果见表3。由表3 可知，该段管体的化学成分满足GB/T 9711.2—1999 对L245MB 焊接钢管的要求。

表3 泄漏管段母材化学成分分析结果

1.2.2 力学性能

分别在泄漏管段母材和焊缝部位取力学性能试样。母材拉伸试验采用横向板状拉伸试样，标距内宽度38 mm，试验温度21 ℃；焊缝拉伸试验沿垂直于焊缝方向取板状拉伸试样，标距内宽度38 mm，试验温度21 ℃，试验结果见表4。由表4 可知，该管段母材的抗拉强度、屈服强度、伸长率均满足标准GB/T 9711.2—1999 对L245MB 焊接钢管的要求；该管段焊缝的抗拉强度满足GB/T 9711.2—1999 对L245MB 焊接钢管的要求。

表4 拉伸性能试验结果

布氏硬度试验采用高度为15 mm 的全壁厚硬度环，试验结果见表5。由表5 可知，管体全壁厚硬度分布较为均匀，整个截面不存在明显的性能差异。

表5 布氏硬度试验结果

1.2.3 金相组织

从泄漏管段母材上取样，在金相显微镜下观测其金相组织，结果如图4 所示。由图4 可以看出，该管段金相组织为铁素体+珠光体，无异常组织和有害夹杂相；晶粒度为11.0 级，晶粒大小均匀[5]。从理化性能检测结果来看，该泄漏管段的理化性能满足相关标准要求，金相组织未见异常。

图4 泄漏管段母材金相组织

1.3 微观分析

对泄漏管段的宏观分析可知，该输送管的外壁由于有防腐层的保护，几乎没发生明显的腐蚀，而内壁腐蚀比较严重。因此，对内壁的腐蚀形貌进行进一步分析。

从泄漏管段母材上取样，在金相显微镜下观察其内壁腐蚀坑形貌，结果如图5 所示。由图5可知，内壁腐蚀坑较深，腐蚀产物疏松不致密。

图5 泄漏管段母材腐蚀坑的微观形貌

图6 泄漏管段内壁层状腐蚀产物形貌及能谱分析

图6 为管体截面试样的扫描电镜照片。由图6 可见，内壁上的腐蚀产物不仅呈多孔状，而且呈层状分布。利用能谱（EDS）分析仪从内层到外层对腐蚀产物不同部位进行化学成分分析，结果见表6。由表6 可以看出，该腐蚀产物主要含有O、 Fe、 C，同时含有少量S 元素，推测该腐蚀产物主要含有FeCO3、 Fe 的硫化物或氧化物。

表6 内壁层状腐蚀产物能谱分析结果

1.4 腐蚀产物X 射线衍射分析

将泄漏管段内壁上附着的腐蚀产物剥离下来，用X 射线衍射（XRD）仪对其物相组成进行分析，结果如图7 所示。由图7 的XRD 分析结果可知，内壁上腐蚀产物主要含有FeCO3，同时含有少量的FeS 和Fe3O4[6]。

图7 内壁腐蚀产物XRD 分析结果

2 泄漏原因分析

对泄漏管段的理化性能检测结果表明，该输送管母材的化学成分、抗拉强度、屈服强度、伸长率均满足GB/T 9711.2—1999 对L245MB 焊接钢管的要求，母材硬度分布较为均匀，金相组织正常，说明该输送管线的材质本身不存在缺陷。

从泄漏管段的宏观分析可知，该输送管底部存在较厚的垢层，腐蚀严重部位在5 点钟和7 点钟附近，即底部沉积垢层的边界线，这些特征符合水线（凝结水聚集）腐蚀特征[7]。对输送管线服役环境的调研可知，管线整体埋地敷设，管线外壁没有保温层。管线失效管段位于沟渠上跨部位，且水平敷设在公路涵洞内。管段外壁直接与大气接触，气温变化会对流经管段内的介质产生一定的影响。

管线冬季输配天然气时，大气温度低于土壤温度。天然气流经该管段时，温度骤降，天然气中的水蒸气凝结成水滴附着于管壁，水滴随重力集聚于管底。由于该管段敷设不存在坡度，加上管内垢物的阻挡，积水难以排除。管道底部的积水层为水线腐蚀提供了条件。

对输送管内天然气的组分分析可知，输送气体中含有1.84% （摩尔百分比）的CO2和少量H2S 气体。 CO2和H2S 溶于水后形成腐蚀性溶液，导致Fe 的腐蚀，其中涉及到的反应为式（1）～式（7）[8-10]。