分享：在用埋地煤层气输送管道泄漏原因

某在用埋地煤层气管道在使用过程中发生泄漏，该管道泄漏时已连续使用12 a。由设计图纸及相关施工资料确定，该管道的材料为L245钢，规格（外径×壁厚）为323.9 mm×6.3 mm，外防腐层材料为3PE，阴极保护方式为牺牲阳极保护，设计压力为1.6 MPa，操作压力为1.0 MPa，输送介质为煤层气，煤层气的主要成分为甲烷。将管道进行初步清理后，观察管道外表面，发现其防腐层多处破损，外表面腐蚀较为严重，泄漏点位于管道底部，该处管道土壤腐蚀性较弱，阴极保护电位为－1.03 V，符合相关标准要求（－0.85~－0.12 V）。笔者采用一系列理化检验方法对该管道的泄漏原因进行分析，以避免该类问题再次发生。 

1.   理化检验

1.1   宏观观察

管道穿孔泄漏位置外表面宏观形貌如图1所示。由图1可知：管道螺旋焊缝附近有两处明显的腐蚀穿孔及多个点状穿孔。因腐蚀减薄严重，管体发生明显变形。外防腐层脆化破损严重，部分区域出现明显剥离现象。采用涂层测厚仪对管道外防腐层进行测量，发现外防腐层厚度为2.10~3.00 mm。采用超声波测厚仪对管道外表面进行测量，发现外防腐层较完好处的管道壁厚为3.90 mm，外防腐层剥离区域的管道减薄严重，厚度仅为1.02 mm。 

图  1  管道穿孔泄漏位置外表面宏观形貌

管道外表面和内表面腐蚀处宏观形貌如图2所示。由图2可知：管道外表面、外防腐层破损处，以及剥离的外防腐层下存在大量腐蚀产物；将管道剖开，发现管道内表面未见明显冲刷痕迹，显著减薄泄漏区域的颜色与其他区域的颜色相差不大，显著减薄泄漏区域存在液体痕迹，原因是泄漏处位于管道底部，煤层气露点较高，导致水在管道内表面附着。 

图  2  管道外表面和内表面腐蚀处宏观形貌

1.2   化学成分分析

采用光谱分析法对管道母材进行化学成分分析，结果如表1所示。由表1可知：该管道的化学成分符合GB/T 9711—2023 《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》对 L245管线钢的要求。 

1.3   金相检验

在管道母材、焊缝和热影响区处取样，对试样分别进行金相检验，结果如图3~5所示。由图3~5可知：管道母材组织为铁素体+珠光体，由于碳元素含量较低，珠光体含量较少且分布均匀，组织正常；管道螺旋焊缝处组织为铁素体+珠光体，呈典型的柱状晶结构，铁素体晶粒较母材明显粗大，为正常的焊缝组织；管道热影响区处组织为铁素体+珠光体，热影响区过热且紧邻熔合线，导致该处的晶粒显著长大，随着与熔合线距离不断增大，晶粒长大程度逐渐减弱，热影响区的宽度为0.4~0.5 mm，组织正常。 

图  3  管道母材显微组织形貌

图  4  管道焊缝处显微组织形貌

图  5  管道热影响区显微组织形貌

1.4   力学性能测试

在管道母材、焊缝和热影响区处取样，利用显微硬度计分别对试样进行硬度测试，测试载荷为9.8 N，测试结果如表2所示。由表2可知：管道母材、焊缝和热影响区的硬度均无明显异常。 

在管道壁厚保持相对完整的位置取样，母材取样沿管道轴向，焊接接头取样垂直于螺旋焊缝。依据GB/T 228.1—2021 《金属材料 拉伸试验 第1部分：室温试验方法》，利用拉伸试验机对试样进行拉伸试验，结果如表3所示。由表3可知：管道母材和焊接接头的拉伸性能均符合L245管线钢的技术要求。 

图6为管道母材及焊缝试样拉伸断裂后的宏观形貌。由图6可知：管道的壁厚很薄，且管道材料的塑性和韧性很好，因此母材拉伸试样发生平面应力状态下的纯剪切断裂；热影响区处的晶粒粗大，变形集中在热影响区，最终导致焊缝拉伸试样在热影响区位置断裂，且可见明显的颈缩现象。 

图  6  管道母材及焊缝试样拉伸断裂后宏观形貌

1.5   X射线衍射（XRD）分析

采用X射线光电子能谱仪对管道外表面的腐蚀产物进行成分分析，结果如图7所示。由图7可知：腐蚀产物主要由Fe2O3、α-FeO(OH)、γ-FeO(OH)，以及Fe3O4组成。这些腐蚀产物受土壤中的氧元素扩散控制，从管道内表面到外表面，氧元素的浓度逐步降低，腐蚀产物的成分依次为Fe2O3、α-FeO(OH)、γ-FeO(OH)，以及Fe3O4。 

图  7  腐蚀产物的XRD分析结果

1.6   扫描电镜（SEM）及能谱分析

在管道外防腐层破裂部位取样（脆性断裂区域，非切割及撕裂区），采用扫描电子显微镜对试样进行观察，由于3PE防腐层不属于导电材料，在试验前对断口表面进行喷金处理，结果如图8所示。由图8可知：断口处存在韧窝和变形孔洞，未见塑性断裂痕迹，且断口处可见大量二次裂纹，表明外防腐层很脆；球晶未见微观塑性变形，裂纹沿着球晶间扩展，脆化程度远高于环境应力开裂下的球晶特征[1]。 

图  8  外防腐层断口微观形貌

在管道内表面接近穿孔位置取样，对内表面腐蚀产物进行能谱分析，结果显示内表面腐蚀产物主要由C、O、Fe、S等元素组成。 

1.7   外防腐层性能测试

依照GB/T 2792—2014 《胶粘带剥离强度的试验方法》，对管道外防腐层相对完整部位进行剥离强度测试，结果如图9所示。由图9可知：剥离明显出现在基体与环氧粉末层之间，管道外表面呈典型的腐蚀形态，灰黑色的腐蚀产物覆盖整个表面，未见环氧粉末，环氧粉末都在剥离的防腐层上；外防腐层质量完好区域的剥离强度为10 N/cm，远低于标准要求（≥100 N/cm）。 

图  9  管道外防腐层剥离后表面宏观形貌

2.   综合分析

管道内壁的腐蚀产物主要是Fe3O4和少量的FeS，可能还有极少量的Fe(H2CO3)2，因为管道输送介质中除含有甲烷外，还存在少量的O2、H2S、CO2、水蒸气等物质，当露点温度接近或高于环境温度时，管道输送介质中的水蒸气在管道内壁形成一层亲水膜[2]，管道内表面显著减薄泄漏区域存在的液体痕迹也证明了这一点。含H2S和CO2的水为腐蚀提供了条件，造成管道内表面发生均匀腐蚀，以及管道底部发生局部腐蚀。 

3PE防腐层是以熔结环氧粉末为底层、中间胶黏剂和聚乙烯外护层同步缠绕或挤出而成，具有优良的绝缘性能和抗机械损伤性能[3-4]。该管道3PE防腐层脆化破损严重，部分区域没有任何附着力、没有环氧粉末层。防腐层出现明显剥离现象，厚度大部分小于3 mm，且其剥离强度仅有10 N/cm，远低于标准要求。断口呈典型的脆断特征。一般情况下，3PE防腐层的剥离出现在胶结层(内聚破坏)，也可能出现在胶与环氧粉末界面（无内聚破坏）[5]，但很少出现环氧粉末与基体的剥离。由于外防腐层的破损，失去外防腐层保护的管道外表面与土壤电解质直接接触，导致管道外表面发生显著的均匀腐蚀，在剥离的管道表面和防腐层中间留下很厚的腐蚀产物，这些腐蚀产物多为多孔结构，不具备保护性[6]，导致腐蚀不断进行。在管道防腐层外观质量完好的位置没有和土壤电解质直接接触，导致电化学反应受到限制，腐蚀的速率较慢。 

3.   结语与建议

3PE防腐层在使用过程中发生脆化开裂，失去外防腐层保护的管道外表面与土壤电解质直接接触，导致管道外表面发生均匀腐蚀，管道介质中含有H2S和CO2，导致管道内表面发生了均匀腐蚀，管道底部发生局部腐蚀，最终导致管道发生泄漏。 

建议改进管道输送介质的净化系统工艺，增加净化频次，保证管道输送洁净的介质；确保介质的露点温度比环境温度低5 ℃，以避免管道内表面发生水冷凝和积聚；加强管道腐蚀防护系统的检验，及时修复破损的外防腐层。

文章来源——材料与测试网