水压试验对管线内腐蚀的影响

周吉锋，朱环环，袁海娜

(1. 山东博兴实华天然气有限公司,山东 滨州 256500； 2. 山东滨农科技有限公司，山东 滨州 256600； 3. 延长石油股份有限公司，陕西 延安 717600)

水压试验是验证油气集输管线完整性的常规方法。自上世纪50年代【1】美国德克萨斯东部运输公司首次成功应用水压试验以来，该方法得到了大规模的应用，并于60年代后期写入了美国ASME B31.8规范【2-3】，要求油气集输管线投产运行之前，应按照要求进行水压试验。与该规范类似，挪威船级社【4-5】也做了相关规定。

根据规范【6】，我国大部分新建管线尤其是失效风险较高的海上集输管线，也需进行水压试验。目前水压试验压力一般取1.25倍设计压力，整个水压试验流程持续至少48 h，包括打压、稳压、泄压过程。海上集输管线试压用水一般为海水，腐蚀性较强，因此一般均需掺入一定浓度的缓蚀剂、杀菌剂等药剂。原则上，试压用水偏碱性，pH值保持在7.04～8.0；悬浮物颗粒<50 μm。水压试验完成后，试验用水需留在试压管线内一段时间，因此规范明确规定，试压水需配置一定的缓蚀剂和杀菌剂以保护试压管线。整个试压过程完成后，试压管线需进行后续的排水、干燥和充氮等流程以保护集输管线【7-9】。但实际操作中，经常出现水压试验致管线运行1 a内失效甚至投产前失效的问题，因此本文重点研究水压试验对管线内腐蚀的影响，验证油气集输管线完整性的同时，也对其完整性进行保护。

1 水压试验

水压试验管段选用某气田待投产湿气集输管线，材质为X65管线钢，其化学成分见表1；管线规格为φ110 mm×8 mm，试验用水为当地地下水，水质分析见表2。物化参数见表3。从表3可以看出，水质为典型的氯化钙型，但Cl-含量不高，且pH值为7.03，符合规范要求，因此实际操作中未在水压水源添加缓蚀剂和杀菌剂。水压试验流程按照规范进行【10-11】。

表1 X65钢管材化学成分(质量百分数)

表2 水压试验用水水质分析

表3 物化参数

水压试验升压结束、稳压30 min后，出现压力下降现象，水压试验压力随试压时间的变化曲线如图1所示。由图1可见，随着稳压时间的增长，压力下降速率越来越大，2 h后，找到泄漏点，如图2所示，水压试验结束。

图1 水压试验压力随试压时间的变化

图2 水压试验泄漏点

2 结果与分析

2.1 显微组织分析

图3(a)～图3(d)为水压试验泄漏点附近扫描电镜图，其中图3(a)～图3(b)为管材环向局部扫描电镜图，标尺分别为500和50 μm，放大倍数分别为50×和500×；图3(c)～图3(d)为管材轴向局部扫描电镜图，标尺分别为100和10 μm。从图3(a)可以看出：水压试验管线环向方向管材显微组织表面存在诸多暗斑，暗斑附近出现较多大颗粒沉淀物，说明管材表面存在较严重局部腐蚀倾向，且局部腐蚀附近腐蚀产物大量聚集。图3(b)为图3(a)的局部放大显示，清楚地显示出水压试验造成的较严重的局部腐蚀,局部腐蚀坑内部出现较明显的蜂窝状腐蚀微孔，极易储存腐蚀介质，引起氧浓差腐蚀，即常说的氧浓差电池闭塞电池自催化效应引起的电化学腐蚀，且存在局部腐蚀连接成片的趋势。从图3(c)可以看出，水压试验管线轴向管材显微组织存在明显的裂纹倾向，且已发育出二次裂纹， 给集输管线的后续安全运行带来极大的安全风险。这说明水压试验稳压过程中， 压力下降速率逐渐增大不是只有泄漏点局部腐蚀缺陷逐渐增大一个原因，管线轴向方向裂纹产生， 并逐渐扩展也是一个重要原因。图3(d)为图3(c)的局部放大显示，从图3(d)可以清楚地观察轴向裂纹的发育过程。

图3 水压试验泄漏点附近扫描电镜

2.2 腐蚀产物分析

水压试验过程中的腐蚀主要为水的电化学腐蚀。管材暴露于水环境中，金属离子在阳极区进入溶液，相当于在阴极区的反应(见图4)。以铁基金属为例，得到较多认可的电化学反应【12-14】过程如下：

图4 电化学性质的简单腐蚀过程模型

Fe→Fe2++2e-

(1)

2H++2e-→H2

(2)

4H++O2+4e-→2H2O

(3)

2Fe+2H2O+O2→2Fe(OH)2

(4)

4Fe(OH)2+2H2O+O2→4Fe(OH)3

(5)

mFe(OH)2→pH2O+m(FeO·nH2O)

(6)

mFe(OH)3→pH2O+m/2(Fe2O3·nH2O)

(7)

含水氧化亚铁(FeO·nH2O)或氢氧化亚铁[Fe(OH)2]在铁基表面附近形成腐蚀产物膜。饱和Fe(OH)2溶液的pH值约为9.5，使Fe表面试压水一般为碱性。虽然纯Fe(OH)2的颜色为白色，但通常情况下会被空气氧化呈现黄绿色，如图5 所示，水压试验泄漏点附近腐蚀管材部分位置呈现的绿色。在氧化膜的外表面，溶解氧可将FeO转化为Fe2O3·nH2O或Fe(OH)3。纯Fe2O3·nH2O是橙色的，经氧化后颜色一般是红棕色，即通常说的铁锈(如图5所示)，它以非磁性γ-Fe2O3(赤铁矿)或磁γ-Fe2O3的形式存在。饱和Fe(OH)3溶液的pH值几乎是中性的，磁化的铁素体Fe3O4·nH2O通常会在水合物Fe2O3和FeO之间形成一个黑色中间层。因此，锈膜通常由3种不同氧化态的氧化铁组成。

图5 水压试验泄漏点附近管材

对图5所示的水压试验泄漏点附近腐蚀管材上的腐蚀产物做XRD分析，分析结果如图6所示。从图6可以看出：图5中“1”所示黑色腐蚀产物主要是稳定的γ-Fe2O3；“3”所示的内部的黄绿色产物主要是Fe(OH)2，Fe(OH)2分为两部分，其中α-Fe(OH)2较稳定，而γ-Fe(OH)2为新生成产物，稳定性差，对基体的保护性也差；“2”所示点蚀区主要是γ-Fe2O3和α-Fe(OH)2以及少量的沉积物CaCO3。腐蚀产物成分与碳钢的大气腐蚀产物类似，与上述管材在水环境中的电化学腐蚀原理吻合。

图6 水压试验泄漏点附近管材腐蚀产物XRD分析

由此可见，水压试验管道内壁腐蚀产物主要是较稳定的γ-Fe2O3、α-Fe(OH)2，管道内壁底部的腐蚀产物整体衍射峰较高，表明γ-Fe2O3和α-Fe(OH)2含量更高一些，腐蚀产物成型的晶体多，腐蚀时间长，对基体的保护作用也更强一些。同时还存在少量的γ-Fe(OH)2，γ-Fe(OH)2是不稳定的腐蚀中间产物，保护性差，意味着管道底部仍处于活性腐蚀阶段。

2.3 局部腐蚀截面分析

对图5所示水压试验泄漏点附近局部腐蚀做扫描电镜分析，分析结果如图7(a)～图7(b)所示。从图7(b)可以看出，腐蚀产物在腐蚀坑区较厚，可达1.44 mm，而腐蚀产物膜整体厚度仅有100 μm左右，说明在腐蚀坑附近，经历了腐蚀产物膜反复破损再生的过程，导致腐蚀坑区出现腐蚀产物堆积现象。不仅如此，图7(b)还显示：腐蚀坑处腐蚀产物膜呈现明显的分层现象，外层较厚，主要是颗粒直径较大的沉积物，多为2.2节所述的γ-Fe(OH)2，但组织松散稀疏，不稳定，与中间层之间结合较差，两层腐蚀产物膜之间存在较明显缝隙，极易储存腐蚀介质，引起氧浓差腐蚀【15】，不仅起不到保护作用，反而极易诱发局部腐蚀；中间层铁含量较高(颜色较深)，腐蚀产物较致密，与内层腐蚀产物结合紧密，厚度分布较均匀，多为较稳定的α-Fe(OH)2，主要是沉积形成的，是腐蚀防护的主力层，但从图7(a)可以明显看出，中间层与内层之间也存在细长缝隙，易储存高浓度腐蚀介质，导致更加严重的氧浓差电池闭塞电池自催化效应引起的电化学腐蚀；内层氧含量较高(由初期腐蚀形成)，与金属基体之间结合较紧密，多为非常稳定的γ-Fe2O3。局部腐蚀中心区域内层、中间层腐蚀产物均是最厚的，与前文的分析一致，局部腐蚀区腐蚀产物膜反复破损再生过程是由内而外的，说明局部腐蚀是在内层腐蚀产物膜生成之前或内层腐蚀产物膜遭遇局部破坏时发生的。

图7 水压试验泄漏点附近管材局部扫描电镜分析

3 结论

综上所述，水压试验泄露的主要原因是实验过程中产生的腐蚀产物膜防护性能差，同时存在轴向裂纹发育，具体结论如下：

1) 引起水压试验稳压过程中压力下降速率逐渐增大原因不仅包括管材表面存在较严重局部腐蚀，管线轴向方向裂纹产生、发育，并逐渐扩展也是一个重要原因；

2) 水压试验管道内壁腐蚀产物主要是较稳定的γ-Fe2O3和α-Fe(OH)2，其中管道内壁底部的腐蚀产物多为γ-Fe2O3和α-Fe(OH)2，且成型晶体多，对基体的保护作用也更强一些。同时还存在少量不稳定的腐蚀中间产物γ-Fe(OH)2，其保护性差，导致管道底部仍处于活性腐蚀阶段；

3) 水压试验管道内壁腐蚀产物膜存在内层、中间层和外层3层结构，外层是沉积物，组织较松散，不稳定，保护性差；中间层多为较稳定的α-Fe(OH)2，主要是沉积形成的；内层氧含量较高，与金属基体之间结合较紧密，多为非常稳定的γ-Fe2O3。外层与中间层之间结合差，存在较大缝隙，极易渗入腐蚀介质；中间层与内层之间结合较好，但存在较大缝隙，易产生缝隙腐蚀，进而导致严重的局部腐蚀。