成品油管道投产前内腐蚀原因分析

发表时间:2019/4/28   来源:《基层建设》2019年第4期   作者:覃松
[导读] 摘要:在我国快速发展的过程中,采用SEM、EDS和XRD对失效管段进行了宏观腐蚀形貌、微观组织、化学组成和腐蚀产物测试分析,结合管道工况条件和内检测数据,分析了西部某成品油管道投产前内腐蚀成因。
        中国石化销售有限公司华中分公司  湖北  434000
        摘要:在我国快速发展的过程中,采用SEM、EDS和XRD对失效管段进行了宏观腐蚀形貌、微观组织、化学组成和腐蚀产物测试分析,结合管道工况条件和内检测数据,分析了西部某成品油管道投产前内腐蚀成因。结果表明,管线高程起伏较大,试压水清扫不彻底,试压水在管线低洼点残留,水线上下形成的氧浓差电池效应导致水线腐蚀发生,带压封存促进了水线腐蚀的发展。提出了试压后进行深度扫水甚至吹扫干燥,不立即投产,管线进行干燥和注氮封存的保护措施。
        关键词:油管道;内腐蚀;水线腐蚀
        引言
        随着我国能源产业的不断发展,成品油管道运输模式已经成为了目前石油运输的重要手段。因此成品油管道运输技术管理研究,也就成为了当前管道运输技术研究的重要研究内容。在实际的管理技术研究中我们发现,管道安全问题一直是管道管理技术的难点问题。运行中管道安全问题的出现会影响管道正常使用、造成企业经济损失,甚至造成严重的质量安全事故。因此针对成品油安全问题表现,采用有力的技术解决措施减少与避免管道安全问题也就成为我们管理技术研究的重要内容。
        1实验方法
        该成品油管线长17.8km,材质为L245MBERW直缝管,设计压力3.0MPa,管径273mm,壁厚5.6mm。通过获取管道建设、试压和竣工资料,分析该管道的建设施工和试压基本情况。通过管道内检测数据分析,获得内腐蚀情况和分布规律,对内腐蚀原因进行了初步分析。将内检测数据表明内腐蚀点交多的换管管段运回分析,采用普通砂轮片机械切割取样,按照GB/T4336-2002,采用Q8magellan直读光谱仪分析了其元素组成。在管材母材区和直焊缝区取样,采用SiC砂纸逐级打磨至2000#,2.5μm抛光膏抛光后,经2%硝酸酒精溶液腐刻,采用FEIXL30FEGESEM扫描电镜(SEM)及自带的能谱分析(EDS)分析了其组织和夹杂物成分。采用机械砂轮片将管道沿3点和9点钟位置剖开,分析了其宏观腐蚀形貌。将腐蚀严重区域手工锯下约2cm×5cm尺寸,部分样品采用SEM和EDS分析其微观形貌和成分。部分样品采用环氧密封,然后垂直腐蚀截面逐级打磨至2000#,采用2.5μm抛光膏抛光,采用SEM和EDS分析其腐蚀截面的腐蚀产物形貌和成分。部分试样采用D8ADVANCEX射线粉末衍射仪(XRD)分析了其物相组成,使用木板将管道不同腐蚀区的腐蚀产物刮下,研磨后采用XRD进行物相分析。
        2腐蚀成因分析
        2.1电化学腐蚀
        这是管道腐蚀最主要的原因之一,电化学腐蚀中会产生原电池,因此有电流的存在。众所周知油管道为钢材质,管道自身有大量的铁元素与矿物杂质。铁元素与其他杂质有着不同的电位,在NaCl、HCl、SO2、CO2以及灰尘进入水中后,便会出现不同浓度电解质溶液。当电解质溶液与管道接触后,就会出现原电池发生电化学反应。
        2.2保护措施不当
        在成品油铺设中都会采用一定的防腐蚀措施,用于管道安全保护工作。但是在实际的保护过程中,由于保护措施不当也会造成腐蚀问题的产生。如管道阴极保护中,由于保护度不足进而造成保护设备运行不正常,反而会造成管道出现腐蚀问题。又如在防腐涂层涂覆未按照规定要求,造成涂层出现裂缝影响管道防腐性能等,都是这一问题的表现。
        2.3化学腐蚀
        这种腐蚀为非电解质与金属直接产生了化学作用,进而出现了腐蚀现象。也就是说化学腐蚀为纯氧化还原反应,化学反应下并不会出现电流。化学腐蚀又可以分为非电解质与气体两种腐蚀。非电解质腐蚀是因为一些油气含有大量CO2、SO2以及H2S等化学物质,当这些物质与水接触后,就会在管道内壁造成破坏。气体反应是指当金属(即油管的钢管)接触空气如Cl2、SO2、H2S、O2等时,金属表面会出现许多的氧化物比如Fe3O4、Fe2O3等。在高温条件下氧化膜生成速度很快,并伴随脱碳现象。如果空气中有大量水分,那么腐蚀速度也会加快。
        3结果与分析
        3.1材质和微观组织
        管线化学成分组成如表1所示,从表1中可以看出,与标准GB/T9711-2011相比较,管线的主要成分含量合格,不存在有害成分如P和S的超标现象。管线金相组织和夹杂物成分分析结果如图1所示,从图1a和b中可以看出,该成品油管线微观组织主要由铁素体和珠光体构成,晶粒尺寸在10~40μm之间,夹杂物主要是球形的含Al、Ca、Mg和Si的氧化物。个别氧化物的尺寸较大,且夹杂物分布不均匀,在个别位置出现集中现象,通常夹杂物位置是点蚀容易萌生的位置,夹杂物尺寸较大和局部集中位置有利于点蚀的萌生。焊缝区微观组织也是由铁素体和珠光体构成,晶粒大小和夹杂物分布与基材没有明显差别,不存在明显的夹渣或者其他焊接缺陷,焊缝位置的微观组织与基材基本一致,表明其耐蚀性与基材相差不大,焊缝及周边位置不会成为优先腐蚀区域。
        表1管线材质成分
        如图3a所示,可以看出,管道表面存在黑色腐蚀产物,部分位置特别是底部黑色产物脱落,露出黄褐色腐蚀产物,点蚀条带内的腐蚀产物多为黑色,点蚀坑内腐蚀产物部分脱落。腐蚀为对称的点蚀,主要集中在5 cm范围内的条带内,存在明显的沿水线腐蚀的现象。采用钢丝刷将锈层除去后,比较典型的腐蚀形貌如图3b所示,可以看出,腐蚀可以分成2个区域,上部是条带状的点蚀坑和局部腐蚀区,点蚀呈现间隔性分布,其下端是均匀腐蚀减薄区,也存在局部腐蚀,腐蚀呈对称性分布,属于典型的水线腐蚀。不同腐蚀区域腐蚀产物的SEM形貌和EDS分析如图4所示,可以看出,腐蚀产物主要呈疏松的颗粒状、蜂窝状和针状。点蚀区表面的黑色腐蚀产物主要为Fe的氧化物,成分接近Fe 2 O 3,点蚀坑内腐蚀产物含有Si和Ca等泥沙杂质,底部黑色腐蚀产物脱落露出的黄褐色腐蚀产物中部分位置含有少量的Cl。管线点蚀区域的腐蚀产物SEM形貌和EDS分析如图5a~d所示,由于腐蚀产物脱落,腐蚀产物层厚度在几百微米至几十微米范围内变化。点蚀坑内部脱落区域腐蚀产物较薄,其成分如图6c所示,腐蚀产物外层富氧,内层富铁。点蚀坑周边区域腐蚀产物如图5b所示,被一层含Ca和Mg的泥沙杂质覆盖,图5d的成分分析表明,腐蚀产物外层富Fe,次内层富O,最内层富Fe。
        3.3建设合作化的安全管理体系
        成品油管道运输距离长、跨越区域较多,因此仅凭石油企业难以对管道安全进行有效管理。因此企业在安全管理中应与地方政府、公安机关等建立合作化的安全管理体系,利用协作模式提高管道安全管理质量。这里所指的协作模式包括了以下两种协作。(1)跨行业协作。这种协作主要是指石油管道安全保护中,企业与地方公安、政府相关部门进行协作。如企业与管道沿线政府宣传部门合作,加强石油管道安全宣传,提高居民石油生产安全意识,减少人为破坏石油管道行为。特别是在打击成品油盗窃破坏中,企业应与公安机关进行全面合作,严厉打击这类高危害性的违法行为,将有利于石油管道整体安全。
        3.4远离管道水线的位置
        点蚀产生的腐蚀产物一部分向周边扩散沉积到点蚀周边,由于长输管道内壁无防护措施,表面往往存在一层富氧的大气腐蚀产物,后期清管和内检测导致表面可能覆盖泥沙等杂质,因此点蚀周边的管道截面结构为上层为泥沙杂质,中间层为点蚀产物扩散沉积生成的富铁腐蚀产物,底层为原先富氧的大气腐蚀产物,如图6d所示。点蚀的形成会对周边位置腐蚀产生一定的抑制保护作用因此在水线附近区域形成了间隔不一的点蚀条带。远离水线的管道部位,一方面氧浓度梯度差异变小,另一方面由于点蚀条带区的保护作用,腐蚀速率较低。随着腐蚀的继续进行,腐蚀产物不断生成并受重力作用向下沉降堆积,甚至到达管道底部,受腐蚀产物沉降和管线微观组织腐蚀差异性(如夹杂物和珠光体位置)的影响。
        结语
        以上分析表明,该管线的腐蚀原因为管线试压水在低洼点残留导致的水线腐蚀,充空气带压封存加速了水线腐蚀的发展,介质中Cl-也加重了管线的点蚀。为防止类似腐蚀的发生,建议采取以下措施:(1)针对高程起伏较大的管线,应统一试压,试压后应进行深度扫水,条件允许下宜进行管线干燥。(2)建成后延迟投产的管线应充分干燥,充氮气或者采取缓蚀剂防护后封存,并定期检查其内壁腐蚀情况。
        参考文献:
        [1]宫川宝.天然气长输管道L320钢管腐蚀失效分析[J].腐蚀科学与防护技术,2017,29:271.
        [2]陈亚林,张伟,王伟等.WBE技术研究水线区Q235碳钢腐蚀[J].中国腐蚀与防护学报,2014,34:451.
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