天然气管道腐蚀穿孔失效分析

天然气管道腐蚀穿孔失效分析

王春燕

中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司     重庆涪陵     408000

摘要：采用实地考察、对外部环境进行评估、对管线附近土质的物理和化学成分进行分析以及对损坏管线的理化特性进行测试等多种方法，对位于四川某地的天然气管道发生腐蚀导致穿孔的原因进行了深入剖析。利用Matlab软件构建了管道腐蚀失效的判定方程，并通过实验予以核实。研究成果揭示：失效管道的外侧涂层有脱落现象，导致O2、CO2和H2O与管材直接接触而腐蚀，同时外壁还遭受硫酸盐还原菌的腐蚀；管道的内壁则受到了H2S和CO2的侵蚀；所建立的管道腐蚀失效识别公式精度较高，通过该公式得出的爆破压力值与实际试验数据误差很小，能准确预测腐蚀坑的即将穿透情形。

关键词：管道；腐蚀穿孔；失效分析

1.失效管道现场调查

1.1失效管道的基本情况

该条输气管线设于特定区域，由于遭遇了腐蚀导致穿孔进而失效，所幸并没有导致人员伤亡或重大安全事故的发生。失效的管道尺寸为直径426毫米、厚度7毫米，采用的材料是X65级钢材，建管年份定在1981年。管道外层覆盖的是石油沥青基防腐材料，而管线的阴极保护电位设置在0.87伏特，设计承受的压强为6兆帕，而实际运作的压力范围则在1.5至3.1兆帕之间【1】。流经管道的天然气以甲烷为主要组分，占比大约90%，还混杂着1.15%至1.25%（质量比例）的二氧化碳，含水量为85至180毫克/升，同时还有1.5%至2.7%（质量比例）的硫化氢。

1.2失效管道周围环境

位于大约八百米海拔的丘陵区域存在一条已失效的管道，这一带属于亚热带的湿润型季风气候，季节十分明确。春天易发生寒流和低温现象，夏天则常见旱情、洪灾、大风及冰雹天气，秋天则是绵绵细雨连绵不绝。年均温度介于14.7至17.6摄氏度之间，基本上维持300天左右的无霜期，雨热时节相配合，降水丰富，年平均降水量达到1076至1270毫米。

损坏的管道被覆盖于地下一点八米处，焊缝共有三层。管道下方存在地表水，环绕着褐色砂质土壤，其中微量粘土夹杂其中。该损坏管道附近的土质略显潮湿，电阻率测得约为49欧姆·米，土内硫酸根离子含量测量为每千克84.5毫克，氯离子含量则为每千克26.1毫克，土壤酸碱度（pH值）为7.41。

2.理化检验与结果

2.1化学成分与组织分析

根据国标GB/T4336—2002《常规法测定碳素及中低合金钢火花源原子发射光谱分析方法》的规定，运用这一原子发射光谱技术对出现故障的管道成分进行了检验。检验结果揭示：所测管道中的碳与硫含量超标。造成该管道损坏的一个因素是内部组织中含有碳化物、硫化物等非金属夹杂物。综合考虑作业场所的条件和相关实验结果，推论这条管道内壁的腐蚀物质主要是FeCO3，同时包括少许FeS和Fe2O以及Fe3O4；而外壁腐蚀产物则以Fe2O3为主，其次是FeCO3、FeS和Fe3O4。

2.2腐蚀坑尺寸测量

运用AR880型号的超声波厚度计对失效管线上六处锈蚀坑进行尺度测定，测量数据显示：锈蚀坑的最长跨度介于19.4毫米至40.1毫米之间，而其最深处的范围则从1.58毫米延伸至3.42毫米。

2.3腐蚀原因分析

管内环境的硫化氢较活跃，在涉水环境中能与铁发生作用，形成相对致密的硫化铁，这在一定程度上可以减缓腐蚀速率。尽管如此，由于环境中的二氧化碳浓度较高，与铁发生反应后所形成的碳酸铁质地疏松，不足以对基础金属起到防护作用【2】。当硫化氢与碳酸铁共时存在时，钢材的腐蚀速度会加快。管路的基础材料以铁素体和珠光体为主，其分布相对均匀，具有较好的耐蚀能力，因此腐蚀情况较为轻微。而焊接处则是由铁素体、珠光体加上粗糙的贝氏体晶体构成，其结构不均，易导致电偶效应而发生腐蚀，因此焊缝区域的腐蚀通常较剧烈。

3.天然气管道防腐研究

3.1管道内腐蚀原因分析

初期输出的是处于干燥状态的天然气。在进行水压力测试过后，沿途各接收点的管道内尚未被完全清除与烘干的水残留会被干燥的天然气吸附并携带走，导致管内残余水分的比例上升。随着管道输送距离的延长，积聚的水分逐渐增多，使得管道中的天然气湿度上升，逐步变为湿态气体。若管内作业状况有所变动，例如压力增加或温度下降，湿气中的水分就会发生凝结并积聚。一旦管道倾斜角度超过水分积聚的临界角度，水汽凝结物便会在管道上坡部分的低点聚集形成水潭。输送管线的下端渗漏不只促进了电化学的侵蚀进程，同时也与杂质颗粒、元素硫和剥落的侵蚀残渣共同构成了阻碍。这阻拦了腐蚀性离子的散布，造成了封闭电池的形态，在这一带引起了管线以及设备底部的集中腐蚀现象。此外，由于天然气中溶有的CO2与H2S与水结合，会在管底积聚的液体里产生相互作用，因此使得腐蚀通常发生在管道的最低点。加之焊缝地方的材料组织差异、化学成分不同和残留应力的影响，容易导致电偶效应的侵蚀，故而这些焊缝接合点便是电化学腐蚀的脆弱环节。

3.2管道保护对策

3.2.1做好管道涂层的防腐工作

采用多样的防护膜能够逐层将传输介质与导管的内外表隔绝开来，这是目前防止导管遭受腐蚀的有效策略之一。在对管道应用防护层之前，必须将管体表面做好喷涂前的处理工作，不然会对管道的涂层长效性产生不良影响。常规来说，涂抹防护层前应开展管道去油和除锈作业，以去除表面上的杂质灰尘。

3.2.2应用非金属材料

鉴于非金属质地防蚀特性出众，于是在抗腐蚀管路系统建设中扮演了不可或缺的角色【3】。所以，对非金属构成的天然气输送管而言，没有必要施加阴极保护措施，而且这种材质与传统的钢铁管相比，能够为企业降低维护和资金的支出。举例来说，近期有研究者推出了FRP（玻璃纤维增强塑料）管，这种新材料可用于天然气的输送管路中。

3.2.3阴极保护

应对暴露在自然环境中的金属表面，采用阴极保护措施确实可以有效防止其腐蚀。然而，阴极保护消耗的电量过多，造成成本居高不下，故此做法并不实际。单纯依赖涂覆保护手段而不使用阴极保护同样是不可取的，因为理论上涂层一旦出现裂缝或微孔，便可能形成巨大阴极和微小阳极间的腐蚀电池效应，这种情况下，腐蚀作用会集中于微孔或损伤部位，比涂层的问题引发的影响更为严重，致使天然气管线的局部点腐蚀速度显著增加。凭借施加覆盖层的方式，可以有效减少天然气输送管道的外部暴露，由此实现了减小电流密度所需的阴极保护力度，扩展了保护作用的区域，从而提高了阴极防护的可行性。正因如此，在国际与国内标准中所广泛认可的是一种将覆盖层与阴极保护技术相结合的天然气管道抗腐蚀措施。

结语

在天然气输送管线内部，以黑色固态的亚铁硫化物为主的腐蚀沉淀物显现，这些固态物质主要含铁、硫、碳和氧等元素的存在，这暗示了管内同时经历了二氧化碳和硫化氢的联合腐蚀作用，导致形成了碳酸亚铁和各种硫化铁（如FeS、FeS_2等）的腐蚀产物。原防护涂层在损坏管段已剥离，尽管仍残留着部分防腐蚀层。涂层剥落区域遭受了剧烈的腐蚀，管道外层被硫酸盐还原菌侵袭，通过化学反应形成了硫化亚铁，而管内壁则覆盖了一层可通过轻击分离出来的疏松多孔锈蚀层。在这些受损的输气管道中，硫和碳的含量偏高，其结构中夹杂有硫化物、碳化物等不良物质，这些都是诱发管道腐蚀的关键因素之一。结水、硫化氢－二氧化碳结合的腐蚀作用、焊接接头以及保护涂层的失效，都是引起管道内部腐蚀的根本原因。

参考文献

[1]周道川.天然气管道腐蚀穿孔失效分析与防腐研究[J].当代化工,2022,51(07):1547-1550.2022.07.048.

[2]张云聪,徐萌,刘欣,等.天然气管道腐蚀穿孔失效分析[J].全面腐蚀控制,2013,27(04):65-67.2013.04.009.

[3]王勇,张智亮,张红霞,等.天然气管道腐蚀失效分析[J].化工装备技术,2008,(05):53-54.2008.05.007.