某天然气长输工程外腐蚀失效分析_严俊伟.pdf

收稿日期：。作者简介：严俊伟，男，年业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，硕士，主要从事埋地管道检验检测工作，高级工程师。：。基金项目：浙江省市场监督管理局科研计划项目“长输管道安全运行风险识别及剩余寿命评估数字化管理技术研究”（）。某天然气长输工程外腐蚀失效分析严俊伟，夏立，汪江伟，陈伟，金硕，陈长，（浙江省特种设备科学研究院，浙江 杭州 ；浙江省特种设备安全检测技术研究重点实验室，浙江 杭州 ）摘要：文章针对油气长输管道易发生腐蚀失效的问题，对某天然气长输工程中管道腐蚀失效区域进行宏观和扫描电镜观察以及腐蚀产物能谱分析；对管子进行金相和化学成分分析、力学性能检测；并对管道周围敷设土壤进行分析。分析结果表明，管子外部机械损伤首先导致管壁产生极大的损伤缺陷和壁厚减薄，同时造成管道外防腐层的破损；其二，该损伤点直接暴露在土壤电解质环境中，进一步发生化学或电化学腐蚀，直至发生局部壁厚减薄失效。上述分析揭示了管道安装过程中的机械损伤和运行期间的腐蚀作用共同诱发管道失效的一般现象。文章针对失效原因，提出了在采购、施工安装、运行维护阶段的相关建议措施，对相似问题的处理具有一定的参考价值。关键词：长输工程外腐蚀失效分析机械损伤化学腐蚀电化学腐蚀 ：近年来，长输工程中管道腐蚀的问题越来越受到重视，对其的研究也越来越深入，陈琼陶【】等对某作业区 钢埋地管道外腐蚀严重的问题进行了相关分析，得出了管道沿线土壤高含盐、高含水、低电阻率、强腐蚀性特点下的腐蚀原因与机理；葛庆武【】对埋地金属管道外腐蚀的因素进行分析，提出了具体的防腐措施；杨子叶【】对跨越管道外腐蚀原因进行研究，提出了相应的外防腐涂层体系设计理论。蔡锐【】通过对 集输管道进行失效原因分析，阐明管道内表面底部腐蚀及穿孔的主要原因是由于油水呈层流状态，水在管道底部沉积，对管道底部形成了电化学腐蚀；宫川宝【】通过对 钢管腐蚀失效进行分析发现，管道敷设后与投产前内部的空气、投产后天然气中的、管道中的水和泥土在管道腐蚀中起到了关键作用。从上述研究可以看出：油气管道内、外腐蚀都有发生；内腐蚀绝大多数是由于介质中含有的其他组分所致，而外腐蚀的失效原因多且复杂。本文拟通过分析特定的损伤缺陷，揭示管道安装过程中的机械损伤和运行期间的腐蚀作用共同诱发的管道失效现象，提出在采购、施工安装、运行维护阶段的相关建议措施。油气长输工程的管道在运行过程中易发生大气腐蚀、土壤腐蚀、微生物腐蚀、海水腐蚀等不同类型的外腐蚀失效；引起腐蚀失效的因素也较多，包括管道材料组成、组织结构、管道敷设环境等因素【】。因此本文针对天然气长输管道长期运行过程中的外腐蚀失效进行研究，分析腐蚀失效原因，以期能够为提高管道完整性、确保管道本质安全提供参考。以某天然气长输工程中管道腐蚀失效为例进行分析 说 明。发 生 外 腐 蚀 失 效 的 管 道 长 度 约，输送介质为天然气，管道材质为 ，规格为 ，外防腐为 加强级防腐等级，管道设计压力 ，设计输量为 ，地区等级为三级地区；失效 点 里 程 距 离 分 输 站 ，埋 深 约。该处管子共有处外部腐蚀，处为单独的腐蚀凹坑，另外处连在一起，上半部分是在腐蚀与防护石油化工设备技术，（）安装过程中挖机导致的机械损伤，下半部分是腐蚀凹坑，腐蚀最深处 。缺陷长度为，缺陷宽度为；距上游焊缝，距下游焊缝，缺陷形貌见图（）图（）。发现需要立即响应维修的严重缺陷后，使用单位进行了切割换管的永久修复。图缺陷形貌将失效管段进行必要的清理，具体包括剥离去除 防腐层以及采用去胶剂清理浅蓝色的粘弹体，打磨切割后如图（）图（）所示，样品分别编号为号、号、号。图腐蚀坑切割清理后照片管子腐蚀区形貌分析宏观分析号样品最小壁厚，腐蚀减薄量约为；号样品最小壁厚，腐蚀减薄量约为；号样品最小壁厚 ，腐蚀减薄量约为；母材样品壁厚 。选取腐蚀减薄最严重位置进行分析，其宏观照片和 照片分别见图（）图（）和图（）图（）；号样品腐蚀坑经草酸清洗后，可见底部有明显的腐蚀沟壑，腐蚀坑边缘有腐蚀麻坑痕迹，腐蚀坑边缘与腐蚀坑之间呈现光滑过渡面，有金属光泽。由图图可以看出，在号样品中有明显的机械划伤，且划痕沟壑内颜色发暗，有明显腐蚀产物。图样品宏观照片图号样品 照片第 卷第期严俊伟等某天然气长输工程外腐蚀失效分析宏观分析显示，管道外壁形成腐蚀坑，对应内壁均完好，无腐蚀。在减薄处的样品表面发现了明显的机械损伤划痕，腐蚀坑底部和边缘均有麻坑状腐蚀痕迹，在划痕底部亦发现腐蚀产物，因此可以确定为机械损伤后腐蚀，且腐蚀产物颜色和形状符合铁的氧化物特征。微观分析对样品腐蚀坑表面进行微观分析，其腐蚀形貌见图（）图（）。由图（）图（）可见，号、号、号样品表面均出现了直径约为 腐蚀坑。理化分析管子金相分析根据 金属显微组织检验方法 的要求对该失效管道腐蚀坑横截面取样进行金相分析，结果见图（）图（）。图腐蚀坑扫描电镜照片图号样品金相照片（硝酸酒精浸蚀）由图（）图（）可以看出：号样品组织为白色细小的等轴状铁素体和片状珠光体，无明显组织粗大现象，管壁减薄处底部的近表面有明显组织剥离，形成了近似于分层等状态，裂纹附近晶粒呈长条形，材料内部金相组织正常。号、号、号样品的平均晶粒大小如表所示，晶粒度评级 级。其金相照片显示，腐蚀坑底部均有孔洞出现。由金相分析可知：样品母材的显微组织无殊，满足相应标准要求，周边未发现组织缺陷与裂纹；但是，在减薄处的近表面发现组织的机械剥离现象。管子化学分析根据 碳素钢和中低合金钢 多元素含量的测定 火花放电原子发射光谱法（常规法）的要求，通过通道式合金分析仪对样品进行化学成分分析，结果如表所示。由表可见，样品化学成分符合 标准中对于管线钢 的要求。表平均晶粒大小样品号号号边缘底部边缘底部边缘底部平均晶粒尺寸 石油化工设备技术 年表样品化学成分，元素 结果 标准值 由上述理化分析检验结果可以看出，该管道用钢管的化学成分、机械性能符合 石油天然气工业管线输送系统用钢管 标准的要求，金相组织为铁素体和珠光体组织，晶粒尺寸较细。管子力学性能管子拉伸性能根据 金属材料 拉伸试验 第部分：室温拉伸方法 的要求，通过万能试验机对样品进行力学性能分析，结果见表。由 表可 见，样 品 力 学 性 能 符 合 标准中对于管线钢 的要求。管子硬度分析根据 金属材料 维氏硬度试验 第部分：试验方法 的要求对样品进行硬度分析，结果见表。由表可见，样品硬度值均匀稳定，未见明显异常。表样品力学性能力学性能检测结果 ，结果 结果 标准值 管子腐蚀凹坑能谱分析根据 微束分析 能谱法定量分析 标准试验方法的要求对样品腐蚀坑表面进行能谱分析。在电镜中选取的能谱测试点如图（）图（）所示，能谱分析结果见表。由表可知，腐蚀产物主要为铁的氧化物，未见其他化学元素。表显微维氏硬度值（）样品编号外壁内壁号样品 号样品 号样品 图能谱检测位置表样品能谱结果，样品编号 号 号 号 由扫描电镜和能谱分析可以看出，样品主要含、种元素，腐蚀坑表面为氧化物，未发现其他元素腐蚀产物。土壤检测分析对管道附近土壤的 值、水分、水溶性盐总量、氧化还原电位、含量等指标进行检测，结第 卷第期严俊伟等某天然气长输工程外腐蚀失效分析果如表所示。表管道附近土壤检测结果 值水分，水溶性盐总量（）氧化还原电位（）（）由表可知，管道周围的泥土含盐量较高达到 ，值为，偏酸性，含水量约为，按 埋地钢质管道腐蚀防护工程检验 进行评定，评价分数为，土壤腐蚀性评价等级为（中）级。失效原因分析由失效管子的腐蚀形貌分析可见，腐蚀部位发生在管道顺气流 底部方向，管子敷设处底部未见明显坚硬岩体及异物，且形貌存在明显的机械损伤特征，可以推断，腐蚀缺陷形成的第一条件是机械损伤。由金相分析可见，母材及周边的显微组织符合相关技术要求，且未见材料的原始缺陷，表明该失效缺陷与材料自身性能无明显关系；但是，在缺陷近表面出现了机械剥离现象，进一步表明该处曾发生过机械损伤。由扫描电镜和能谱分析可见，腐蚀产物主要是含有、的氧化物。由上述分析可见：机械损伤导致管材直接和土壤中的腐蚀性介质发生接触，满足了腐蚀产生的条件。其腐蚀发生机理为【】：在管件的表面构成了局部的原电池，水以及溶解在其中的盐离子构成电解质，管道成为阳极被氧化，阴极反应是氧气的溶解，形成了局限于机械损伤区域的均匀腐蚀。腐蚀的阳极反应为 ，阴极反应应该为 。结论综合以上检验检测分析结果，可以得出如下结论：外部机械损伤不仅造成了管道表面保护层的破损，而且使金属管壁受到极大的机械损伤，这是管壁厚度大幅度减薄的直接原因；损伤后的管道直接暴露在土壤的电解质环境中，进一步发生了电化学腐蚀，使得外观呈现出腐蚀产物层覆盖的状态。建议结合上述分析结果，对管道全寿命期内的采购、施工安装和运行维护阶段的管理和技术监控提出如下建议：）管道采购时应做好入库把关，需对管道本体进行严格的外观检查，确保管子无损伤，防腐层无剥离、破裂的情况；由于制造缺陷引起的开裂失效也有相应案例【】，因此，应同时关注管子的制造缺陷；必要时，可委托第三方进行管道材质、制造缺陷、壁厚、防腐层致密性及结合强度等相关检测。）管道在运输、安装过程中，应加强过程监督，由于机械损伤在特定的条件下极易发生失效开裂【】，因此要特别注意避免对管道表面造成机械损伤，埋地前应仔细检查管道表面防腐层是否破损。）对于已经产生机械损伤的管道应及时采用有机粘弹体进行介质隔离防护，防止其进一步发生电化学腐蚀。当管道壁厚减薄至相应标准规定值时，须进行强度计算，不能满足要求时，应降压使用或者进行换管永久修复处理。）在管道运行过程中，应加强状态监测，开展管道内检测工作【】，有异常情况应及时排查，确定异常发生的区位，进而分析管道变形及金属损失、外防腐层破损及老化、金属壁厚等变化情况，分析确定异常发生的原因。此外，应关注埋地管道周边土壤成分或状态的突变，特别是对有防腐层、输送的化学介质侵蚀性较大的管道，应同时关注阴极保护有效性及杂散电流情况。参考文献：陈琼陶，于天奇，全美荣，等 钢埋地管道外腐蚀失效行 为分 析 研 究石油工程 建 设，（）：葛庆武埋地金属管道外腐蚀原因及防腐措施分析全面腐蚀控制，（）：杨子叶川渝地区天然气跨越管道外腐蚀成因分析及涂层体系设计成都：西南石油大学，蔡锐，吴鹏，赵金龙，等 某 集输管道腐蚀失效原因分析表面技术，（）：宫川宝 天然气长输管道腐蚀分析与防控措施腐蚀与防护，（）：戴巧红，舒丽娜，潘霞青，等油气长输管道腐蚀与防护研究进展金属热处理，（）：张恒，彭瑞宁 长输天然气管道腐蚀的形成与防腐保护措施分析 中国石油和化工标准与质量，（）：（下转第页）石油化工设备技术 年平均值后乘以法兰材料设计温度下的许用应力，即（）。步骤 对水压试验工况的密封条件进行校核。如水压试验工况内压引起轴力水压试验工况内压作用下密封所需最小垫片压紧力（）大 于 规 范 要 求 的 螺 柱 预 紧 力 即（）（）时，取（），此时 需对 原设计的 法兰 强度 按 该 螺柱 预紧力（）进行校核。步骤 对垫片强度进行校核。应满足按步骤或步骤计算得出的预紧力小于相应的垫片比压上限的要求，即 。如不能满足，则应选用更高级别垫片。步骤 综合前个步骤，得到所需预紧力后，按式（）核算计算拧紧力矩，并注明力矩系数的取值，按规范要求依次将法兰对角方向的螺柱均匀上紧至计算拧紧力矩的。同时考虑到定矩扳手的误差问题，将拧紧力矩提高，并在设计文件中注明，如现场密封出现问题，最终可将螺柱拧紧至 倍的计算拧紧力矩。最后，还需按本文第节或相关标准规范要求的上紧顺序依据对角线原则对螺柱进行均匀上紧，保证法兰连接系统的整体密封性。参考文献：全国锅炉压力容器标准化技术委员会压力容器：北京：中国标准出版社，：，桑如苞 关于 钢制石油化工压力容器设计规定 中法兰设计的几个问题压力容器，（）：成大先 机械设计手册：第版 北京：化学工业出版社，中国石油和化工工业协会钢制管法兰（系列）：北京：化学工业出版社，曹增强，林水福 螺柱拧紧力矩系数的影响因素研究 航空工艺技术，（）：戈丰来，徐庆坤力矩扳手的力矩计算机械工程师，（）：关凯书，王志文