天然气长输管道腐蚀分析与防控措施

宫川宝(山东省天然气管道有限责任公司,济南 250101)

天然气长输管道腐蚀分析与防控措施

宫川宝
(山东省天然气管道有限责任公司,济南 250101)

对山东肥城段天然气长输管道腐蚀穿孔的原因进行分析。结果表明:腐蚀穿孔的主要原因是该管段在敷设后底部长期存有水，管道敷设完成后1 a内未投产，产生了氧腐蚀；投产后，天然气中CO2溶于水，进一步对管道产生腐蚀；在氧腐蚀和CO2腐蚀共同作用下，管道最终造成穿孔失效。针对腐蚀问题,提出相应的建议，并制定了腐蚀预防与控制措施。

天然气；管道腐蚀；分析与防控

山东肥城段长输天然气螺旋缝埋弧焊钢管，尺寸为φ508 mm×6.4 mm，钢级L320，采用3PE防腐蚀工艺。全线设计压力3.9 MPa，最大工作压力3.5 MPa，实际运行3.0 MPa，天然气瞬时流量417 Nm3/h。管道投用4 a后出现腐蚀穿孔，造成天然气泄漏事故。本工作分析了管道腐蚀穿孔的原因，制定预防和控制腐蚀措施，以期防止管道进一步腐蚀穿孔，消除安全隐患。

1 理化检验

1.1 基材性能

基材取样位置为接近腐蚀穿孔的区域，依据GB/T 4336-2002《碳素钢和中低合金钢 火花源原子发射光谱分析方法(常规法)》，使用直读光谱仪检测材料的化学成分；从钢管管体和焊缝处取样，依据GB/T 228.1-2010 《金属材料 拉伸试验》进行拉伸试验；从钢管管体、焊缝和热影响区分别取样，依据GBT 2106-1980《金属夏比(V型缺口)冲击试验方法》进行夏比V型冲击试验。试验结果表明：基材试样均符合GB/T 9711.1-1997《石油天然气工业-输送钢管交货技术条件 第1部分：A级钢管》标准要求，即腐蚀不是由基材缺陷造成的。

1.2 天然气组分检测

管道内输送的介质成分(体积分数/%)为：甲烷93.276%，乙烷3.631%，丙烷0.662%，异丁烷0.117%，正丁烷0.116%，异戊烷0.05%，正戊烷0.024%，C6+0.086%，二氧化碳1.428%，氮气0.61%。管道内输送的介质中含有N2和CO2，虽然CO2气体不具有腐蚀性，但一旦溶于水，对钢铁的腐蚀比强酸还要严重[1-2]。

1.3 腐蚀孔的宏观形貌

观察腐蚀穿孔的管段，发现管段底部存在水，呈规则的带状分布，见图1，点蚀均发生在管段底部内壁。这表明，经过水压试验后，该管段底部长期存在积水。由图2可见，腐蚀孔直径约5.6 mm，腐蚀孔周围是直径为20 mm的腐蚀坑，外壁光滑，表明腐蚀是由内壁开始的，直至腐蚀穿孔，造成天然气泄漏。与腐蚀孔相邻区域，发现有四个较大的腐蚀坑，分别用1号、2号、3号、4号表示，见图3。对管道剩余壁厚进行测量，结果表明，4号腐蚀坑处壁厚仅为2.15 mm，存在腐蚀穿孔的危险。

图1 腐蚀孔位置图Fig. 1 Location of the corrosion hole

图2 腐蚀孔内壁形貌Fig. 2 lnner morphology of the corrosion

图3 腐蚀坑形貌Fig. 3 Morphology of the corrosion pit

由图2还可见，腐蚀坑为圆形，腐蚀坑周围存在腐蚀产物，且腐蚀产物表面多孔，呈片状。这符合二氧化碳腐蚀产物特征：碳化物在表面形成多孔、海绵状、片状或针状结构，有利于FeCO3的沉积[3]。

1.4 管材显微组织

在管段腐蚀坑位置取样，进行金相检验，结果表明，失效管段的组织均为铁素体和珠光体，未见异常组织，见图4。腐蚀孔周边并未发现组织缺陷及裂纹。图4中，非金属夹杂物为圆形、黑色、分布不规则，根据GB/T 10561-2005《钢中非金属夹杂物的含量测定标准评级图显微检验法》，此非金属夹杂物为环状氧化物。其大小符合为D类细系1级，直径为3～8 μm。根据金属材料断裂理论，如果非金属夹杂物的尺寸小于8 μm，则不是裂纹源，因此,该环状氧化物不会产生腐蚀。

图4 腐蚀坑附近金相组织 100×Fig. 4 Corrosion pit near the microstructure

1.5 腐蚀产物分析

对腐蚀产物进行扫描电子显微镜(SEM)和能谱(EDS)分析，结果见图5和表1。可以看出，腐蚀产物为结晶状立方体形貌。EPS结果表明,该结晶体成分主要为Fe，C，O，其原子百分比约为1∶1∶3。根据SEM结果及EDS结果推断这种结晶状产物为FeCO3。

图5 腐蚀产物的SEM形貌Fig. 5 SEM morphology of corrosion products

在管段内壁的腐蚀坑附近刮取腐蚀产物进行XRD衍射图谱分析,结果见表2。可以看出，内壁的腐蚀产物主要为FeCO3和铁的氧化物。

表1 腐蚀产物能谱分析结果Tab. 1 EDS sresults of corrosion products

表2 腐蚀产物XRD分析结果Tab. 2 Results of XRD analysis of corrosion products

2 结果与讨论

综上所述，管道基材满足生产标准要求，显微组织无异常，腐蚀原因与基材关系不大。钢管底部的积水，推测是管道经过水压试验后，清管不净，留存在管道内的。管道输送介质中含有CO2，溶于水后，对钢管具有腐蚀性，会产生CO2腐蚀。腐蚀产物主要为FeCO3，铁的氧化物，可知腐蚀与氧腐蚀、CO2腐蚀都有关系。

2.1 氧腐蚀

管道底部长期积水，且管道敷设1 a后才投入使用，管材底部与管道内积水和空气中的氧反应，生成了Fe(OH)2，进一步氧化后生成Fe(OH)3。水解生成的羟基氧化铁FeO(OH)，经脱水和进一步氧化之后变成Fe2O3，与此同时也有少量的Fe(OH)2脱水生成FeO。 因此，在通常情况下Fe的氧腐蚀产物为Fe2O3和FeO的混合物，即为Fe3O4。氧腐蚀为均匀腐蚀，形成了Fe3O4膜覆盖在母材金属表面，详见式(1)～(5)。

2.2 CO2腐蚀

管道投产后，管道底部仍然有积水存在,天然气中含有CO2，当CO2溶于水后，对钢铁具有极强的腐蚀性。腐蚀产物表面多孔，呈片状，符合CO2腐蚀产物特征，有利于FeCO3的沉积[4]，表明腐蚀为CO2腐蚀。XIA等认为，碳钢在CO2腐蚀时，产生FeCO3覆盖的区域与未覆盖的金属区域形成了电偶腐蚀，产生了点蚀，最终表现为局部腐蚀穿孔[5-16]。CO2腐蚀反应见式(6)～(10)

其腐蚀总反应为见式(11)

2.3 各因素对腐蚀的影响

CO2水溶液的腐蚀性并不是由溶液pH决定，而是由溶液中CO2含量决定的。所以输送天然气压力越高，CO2溶解度越大，CO2含量越大，溶液腐蚀性越强。研究表明, 在相同的pH条件下,CO2水溶液的腐蚀性比HCl水溶液还要高[7-9]。高流速增大了腐蚀介质到达金属表面的传质速率；且高流速阻碍和破坏了金属表面形成保护膜，也加速了金属钝化过程。因此，流速越大，材料的腐蚀速率越高[10]。此外,在低温阶段，CO2腐蚀速率随温度的升高而增大[11-14]。

3 结论与建议

基材符合GB/T 9711.1-1997《石油天然气工业-输送钢管交货技术条件 第1部分：A级钢管》生产标准要求，腐蚀并非因基材缺陷造成的；管道建成后1 a内未投用，由于管道底部存有水，上部为空气，空气中的氧进入水中，对管道底部形成了均匀的氧腐蚀；天然气中的CO2进入管道底部水中，对管道底部形成了CO2腐蚀，氧腐蚀与CO2腐蚀共同作用于管道底部，形成了管道底部的腐蚀坑与腐蚀孔。

针对腐蚀问题，建议采用如下措施以改善腐蚀问题：

(1) 改变金属的使用环境，以降低环境对金属的腐蚀；

(2) 使用缓蚀剂；

(3) 外加电流与牺牲阳极保护；

(4) 开展管道清管与内检测；

(5) 通过控制管道运行压力、温度、流速，减少刚投产管道CO2腐蚀风险。

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Corrosion Analysis and Control Measures of Long Distance Natural Gas Pipeline

GONG Chuanbao
(Shandong Natural Gas Pipeline Co., Ltd., Jinan 250101, China)

Corrosion reasons of a natural gas long-distance pipeline in Feicheng city were analyzed. The results showed that the main reason for corrosion perforation was that water was stored at the bottom of the pipeline for a long time. The pipeline was not in use within 1 year after the laying out, and oxygen corrosion occurred. After the pipeline was put into operation, the corrosion was aggravated due to the dissolution of CO2from the natural gas into water. Under the combined action of oxygen corrosion and CO2corrosion, the perforation failure of the pipeline occurred eventually. In the view of the corrosion problems, the corresponding proposals were put forward, and the corrosion protection and control measures were developed.

natural gas; pipeline corrosion; analysis and prevention

2016-12-09

宫川宝(1975-)，高级工程师，学士,主要从事天然气输送设备管理相关研究,18560015316，770964541@qq.com

10.11973/fsyfh-201707017

TG172

B

1005-748X(2017)07-0562-04