天然氣長輸管道腐蝕分析與防控措施

宮川寶(山東省天然氣管道有限責任公司,濟南 250101)

天然氣長輸管道腐蝕分析與防控措施

宮川寶
(山東省天然氣管道有限責任公司,濟南 250101)

對山東肥城段天然氣長輸管道腐蝕穿孔的原因進行分析。結果表明:腐蝕穿孔的主要原因是該管段在敷設后底部長期存有水，管道敷設完成后1 a內未投產，產生了氧腐蝕；投產后，天然氣中CO2溶于水，進一步對管道產生腐蝕；在氧腐蝕和CO2腐蝕共同作用下，管道最終造成穿孔失效。針對腐蝕問題,提出相應的建議，并制定了腐蝕預防與控制措施。

天然氣；管道腐蝕；分析與防控

山東肥城段長輸天然氣螺旋縫埋弧焊鋼管，尺寸為φ508 mm×6.4 mm，鋼級L320，采用3PE防腐蝕工藝。全線設計壓力3.9 MPa，最大工作壓力3.5 MPa，實際運行3.0 MPa，天然氣瞬時流量417 Nm3/h。管道投用4 a后出現腐蝕穿孔，造成天然氣泄漏事故。本工作分析了管道腐蝕穿孔的原因，制定預防和控制腐蝕措施，以期防止管道進一步腐蝕穿孔，消除安全隱患。

1 理化檢驗

1.1 基材性能

基材取樣位置為接近腐蝕穿孔的區域，依據GB/T 4336-2002《碳素鋼和中低合金鋼 火花源原子發射光譜分析方法(常規法)》，使用直讀光譜儀檢測材料的化學成分；從鋼管管體和焊縫處取樣，依據GB/T 228.1-2010 《金屬材料 拉伸試驗》進行拉伸試驗；從鋼管管體、焊縫和熱影響區分別取樣，依據GBT 2106-1980《金屬夏比(V型缺口)沖擊試驗方法》進行夏比V型沖擊試驗。試驗結果表明：基材試樣均符合GB/T 9711.1-1997《石油天然氣工業-輸送鋼管交貨技術條件 第1部分：A級鋼管》標準要求，即腐蝕不是由基材缺陷造成的。

1.2 天然氣組分檢測

管道內輸送的介質成分(體積分數/%)為：甲烷93.276%，乙烷3.631%，丙烷0.662%，異丁烷0.117%，正丁烷0.116%，異戊烷0.05%，正戊烷0.024%，C6+0.086%，二氧化碳1.428%，氮氣0.61%。管道內輸送的介質中含有N2和CO2，雖然CO2氣體不具有腐蝕性，但一旦溶于水，對鋼鐵的腐蝕比強酸還要嚴重[1-2]。

1.3 腐蝕孔的宏觀形貌

觀察腐蝕穿孔的管段，發現管段底部存在水，呈規則的帶狀分布，見圖1，點蝕均發生在管段底部內壁。這表明，經過水壓試驗后，該管段底部長期存在積水。由圖2可見，腐蝕孔直徑約5.6 mm，腐蝕孔周圍是直徑為20 mm的腐蝕坑，外壁光滑，表明腐蝕是由內壁開始的，直至腐蝕穿孔，造成天然氣泄漏。與腐蝕孔相鄰區域，發現有四個較大的腐蝕坑，分別用1號、2號、3號、4號表示，見圖3。對管道剩余壁厚進行測量，結果表明，4號腐蝕坑處壁厚僅為2.15 mm，存在腐蝕穿孔的危險。

圖1 腐蝕孔位置圖Fig. 1 Location of the corrosion hole

圖2 腐蝕孔內壁形貌Fig. 2 lnner morphology of the corrosion

圖3 腐蝕坑形貌Fig. 3 Morphology of the corrosion pit

由圖2還可見，腐蝕坑為圓形，腐蝕坑周圍存在腐蝕產物，且腐蝕產物表面多孔，呈片狀。這符合二氧化碳腐蝕產物特征：碳化物在表面形成多孔、海綿狀、片狀或針狀結構，有利于FeCO3的沉積[3]。

1.4 管材顯微組織

在管段腐蝕坑位置取樣，進行金相檢驗，結果表明，失效管段的組織均為鐵素體和珠光體，未見異常組織，見圖4。腐蝕孔周邊并未發現組織缺陷及裂紋。圖4中，非金屬夾雜物為圓形、黑色、分布不規則，根據GB/T 10561-2005《鋼中非金屬夾雜物的含量測定標準評級圖顯微檢驗法》，此非金屬夾雜物為環狀氧化物。其大小符合為D類細系1級，直徑為3～8 μm。根據金屬材料斷裂理論，如果非金屬夾雜物的尺寸小于8 μm，則不是裂紋源，因此,該環狀氧化物不會產生腐蝕。

圖4 腐蝕坑附近金相組織 100×Fig. 4 Corrosion pit near the microstructure

1.5 腐蝕產物分析

對腐蝕產物進行掃描電子顯微鏡(SEM)和能譜(EDS)分析，結果見圖5和表1?？梢钥闯觯g產物為結晶狀立方體形貌。EPS結果表明,該結晶體成分主要為Fe，C，O，其原子百分比約為1∶1∶3。根據SEM結果及EDS結果推斷這種結晶狀產物為FeCO3。

圖5 腐蝕產物的SEM形貌Fig. 5 SEM morphology of corrosion products

在管段內壁的腐蝕坑附近刮取腐蝕產物進行XRD衍射圖譜分析,結果見表2。可以看出，內壁的腐蝕產物主要為FeCO3和鐵的氧化物。

表1 腐蝕產物能譜分析結果Tab. 1 EDS sresults of corrosion products

表2 腐蝕產物XRD分析結果Tab. 2 Results of XRD analysis of corrosion products

2 結果與討論

綜上所述，管道基材滿足生產標準要求，顯微組織無異常，腐蝕原因與基材關系不大。鋼管底部的積水，推測是管道經過水壓試驗后，清管不凈，留存在管道內的。管道輸送介質中含有CO2，溶于水后，對鋼管具有腐蝕性，會產生CO2腐蝕。腐蝕產物主要為FeCO3，鐵的氧化物，可知腐蝕與氧腐蝕、CO2腐蝕都有關系。

2.1 氧腐蝕

管道底部長期積水，且管道敷設1 a后才投入使用，管材底部與管道內積水和空氣中的氧反應，生成了Fe(OH)2，進一步氧化后生成Fe(OH)3。水解生成的羥基氧化鐵FeO(OH)，經脫水和進一步氧化之后變成Fe2O3，與此同時也有少量的Fe(OH)2脫水生成FeO。 因此，在通常情況下Fe的氧腐蝕產物為Fe2O3和FeO的混合物，即為Fe3O4。氧腐蝕為均勻腐蝕，形成了Fe3O4膜覆蓋在母材金屬表面，詳見式(1)～(5)。

2.2 CO2腐蝕

管道投產后，管道底部仍然有積水存在,天然氣中含有CO2，當CO2溶于水后，對鋼鐵具有極強的腐蝕性。腐蝕產物表面多孔，呈片狀，符合CO2腐蝕產物特征，有利于FeCO3的沉積[4]，表明腐蝕為CO2腐蝕。XIA等認為，碳鋼在CO2腐蝕時，產生FeCO3覆蓋的區域與未覆蓋的金屬區域形成了電偶腐蝕，產生了點蝕，最終表現為局部腐蝕穿孔[5-16]。CO2腐蝕反應見式(6)～(10)

其腐蝕總反應為見式(11)

2.3 各因素對腐蝕的影響

CO2水溶液的腐蝕性并不是由溶液pH決定，而是由溶液中CO2含量決定的。所以輸送天然氣壓力越高，CO2溶解度越大，CO2含量越大，溶液腐蝕性越強。研究表明, 在相同的pH條件下,CO2水溶液的腐蝕性比HCl水溶液還要高[7-9]。高流速增大了腐蝕介質到達金屬表面的傳質速率；且高流速阻礙和破壞了金屬表面形成保護膜，也加速了金屬鈍化過程。因此，流速越大，材料的腐蝕速率越高[10]。此外,在低溫階段，CO2腐蝕速率隨溫度的升高而增大[11-14]。

3 結論與建議

基材符合GB/T 9711.1-1997《石油天然氣工業-輸送鋼管交貨技術條件 第1部分：A級鋼管》生產標準要求，腐蝕并非因基材缺陷造成的；管道建成后1 a內未投用，由于管道底部存有水，上部為空氣，空氣中的氧進入水中，對管道底部形成了均勻的氧腐蝕；天然氣中的CO2進入管道底部水中，對管道底部形成了CO2腐蝕，氧腐蝕與CO2腐蝕共同作用于管道底部，形成了管道底部的腐蝕坑與腐蝕孔。

針對腐蝕問題，建議采用如下措施以改善腐蝕問題：

(1) 改變金屬的使用環境，以降低環境對金屬的腐蝕；

(2) 使用緩蝕劑；

(3) 外加電流與犧牲陽極保護；

(4) 開展管道清管與內檢測；

(5) 通過控制管道運行壓力、溫度、流速，減少剛投產管道CO2腐蝕風險。

[1] SCHMITT G. Fundamental aspects of CO2metal loss corrosion[J]. Journal of American Veterinary，198(1):139-143.

[2] 陳卓元，張學元，王鳳平，等. 二氧化碳腐蝕機理與影響因素[J]. 材料開發與應用，1998，13(5)：35-40.

[3] WAARD C D,LOTZ U,MILLIAMS D. Predictive model for CO2corrosion engineering in wet natural gas pipeline[J]. Corrosion,1991,49(12):975-985.

[4] CROLET J I,THEVENOT N N S. Role of conductive corrosion products in the protectiveness of corrosion layers[J]. Corrosion,1998,54(2):194.

[5] CHOU K C,SCKLARSKA-SMIALOWSKAZ. Pitting corrosion of carbon steel in CO2-containing NaCl brine[J]. Corrosion,1989,45(8):636.

[6] KERMANI M B,MORSHED A. Carbon dioxide corrosion in oil and production a compendium[J]. Corrosion,2003,59(8):659-683.

[7] IKEDA A,UEDA M,MUKA S. CO2behavior of carbon and Cr steels[C]//NACE Corrosion. [S.l.]:[s.n.],1984,289.

[8] KERMANI M B,SMITH L M. CO2corrosion control in oil and gas production[C]//European Federation of Corrosion. [S.l.]:[s.n.],1997,23.

[9] ROBER A. Corrosion control and monitoring in gas pipelines and systems[C]//NACE International Corrosion. [S.l.]:[s.n.],1989:34.

[10] ARNE D,LIU L. Influence of alloying elements upon the CO2corrosion rate of low alloyed carbon steels[J]. Corrosion,1991,91:473.

[11] 魏思達,吳明,梅宏林. 天然氣集輸管線二氧化碳腐蝕研究[J]. 當代化工,2015,44(8):1855-1856.

[12] KERMANI M B,MORSHED A. Carbon dioxide corrosion in oil and production a compendium[J]. Corrosion,2003,59(8):659-683.

[13] 孫東柏,李桂芝,俞宏英,等. N80鋼在模擬油田采出液中的腐蝕行為研究[J]. 石油與天然氣化工,1999,28(4):55-57.

[14] 趙學芬,姚安林,趙忠剛. 二氧化碳腐蝕影響因素的層次分析法[J]. 腐蝕與防護,2006,27(4):191-192.

[15] 陳卓元，張學元，王鳳平,等. 二氧化碳腐蝕防護對策及發展趨勢[J]. 材料開發與應用，1998，13(6)：41-42.

[16] 楊懷玉,祝英劍,陳家堅,等. IMC系列緩蝕劑研究及在我國油田的應用[J]. 油田化學,1999,16(3):2-73.

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

宮川寶(1975-)，高級工程師，學士,主要從事天然氣輸送設備管理相關研究,18560015316，770964541@qq.com

10.11973/fsyfh-201707017

TG172

B

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