圖 1 管道穿孔泄漏位置外表面宏觀形貌
分享：在用埋地煤層氣輸送管道泄漏原因
某在用埋地煤層氣管道在使用過程中發生泄漏，該管道泄漏時已連續使用12 a。由設計圖紙及相關施工資料確定，該管道的材料為L245鋼，規格（外徑×壁厚）為323.9 mm×6.3 mm，外防腐層材料為3PE，陰極保護方式為犧牲陽極保護，設計壓力為1.6 MPa，操作壓力為1.0 MPa，輸送介質為煤層氣，煤層氣的主要成分為甲烷。將管道進行初步清理后，觀察管道外表面，發現其防腐層多處破損，外表面腐蝕較為嚴重，泄漏點位于管道底部，該處管道土壤腐蝕性較弱，陰極保護電位為－1.03 V，符合相關標準要求（－0.85~－0.12 V）。筆者采用一系列理化檢驗方法對該管道的泄漏原因進行分析，以避免該類問題再次發生。
1. 理化檢驗
1.1 宏觀觀察
管道穿孔泄漏位置外表面宏觀形貌如圖1所示。由圖1可知：管道螺旋焊縫附近有兩處明顯的腐蝕穿孔及多個點狀穿孔。因腐蝕減薄嚴重，管體發生明顯變形。外防腐層脆化破損嚴重，部分區域出現明顯剝離現象。采用涂層測厚儀對管道外防腐層進行測量，發現外防腐層厚度為2.10~3.00 mm。采用超聲波測厚儀對管道外表面進行測量，發現外防腐層較完好處的管道壁厚為3.90 mm，外防腐層剝離區域的管道減薄嚴重，厚度僅為1.02 mm。
管道外表面和內表面腐蝕處宏觀形貌如圖2所示。由圖2可知：管道外表面、外防腐層破損處，以及剝離的外防腐層下存在大量腐蝕產物；將管道剖開，發現管道內表面未見明顯沖刷痕跡，顯著減薄泄漏區域的顏色與其他區域的顏色相差不大，顯著減薄泄漏區域存在液體痕跡，原因是泄漏處位于管道底部，煤層氣露點較高，導致水在管道內表面附著。
圖 2 管道外表面和內表面腐蝕處宏觀形貌
1.2 化學成分分析
采用光譜分析法對管道母材進行化學成分分析，結果如表1所示。由表1可知：該管道的化學成分符合GB/T 9711—2023 《石油天然氣工業 管線輸送系統用鋼管》對 L245管線鋼的要求。
Table 1. 管道的化學成分分析結果
| 項目 | 質量分數 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| C | Mn | Si | S | P | Cu | Ni | Cr | Mo | |
| 實測值 | 0.14 | 0.44 | 0.21 | 0.023 | 0.017 | 0.011 | 0.012 | 0.012 | 0.003 |
| 標準值 | ≤0.26 | ≤1.20 | ≤0.35 | ≤0.030 | ≤0.030 | ≤0.50 | ≤0.50 | ≤0.50 | ≤0.15 |
1.3 金相檢驗
在管道母材、焊縫和熱影響區處取樣，對試樣分別進行金相檢驗，結果如圖3~5所示。由圖3~5可知：管道母材組織為鐵素體+珠光體，由于碳元素含量較低，珠光體含量較少且分布均勻，組織正常；管道螺旋焊縫處組織為鐵素體+珠光體，呈典型的柱狀晶結構，鐵素體晶粒較母材明顯粗大，為正常的焊縫組織；管道熱影響區處組織為鐵素體+珠光體，熱影響區過熱且緊鄰熔合線，導致該處的晶粒顯著長大，隨著與熔合線距離不斷增大，晶粒長大程度逐漸減弱，熱影響區的寬度為0.4~0.5 mm，組織正常。
圖 3 管道母材顯微組織形貌
圖 4 管道焊縫處顯微組織形貌
圖 5 管道熱影響區顯微組織形貌
1.4 力學性能測試
在管道母材、焊縫和熱影響區處取樣，利用顯微硬度計分別對試樣進行硬度測試，測試載荷為9.8 N，測試結果如表2所示。由表2可知：管道母材、焊縫和熱影響區的硬度均無明顯異常。
Table 2. 管道母材、焊縫和熱影響區的硬度測試結果
| 測試位置 | 實測值1 | 實測值2 | 實測值3 | 平均值 |
|---|---|---|---|---|
| 母材 | 164 | 173 | 170 | 169 |
| 熱影響區 | 187 | 181 | 186 | 185 |
| 焊縫 | 187 | 190 | 194 | 190 |
在管道壁厚保持相對完整的位置取樣，母材取樣沿管道軸向，焊接接頭取樣垂直于螺旋焊縫。依據GB/T 228.1—2021 《金屬材料 拉伸試驗 第1部分：室溫試驗方法》，利用拉伸試驗機對試樣進行拉伸試驗，結果如表3所示。由表3可知：管道母材和焊接接頭的拉伸性能均符合L245管線鋼的技術要求。
Table 3. 管道拉伸試驗結果
| 項目 | 屈服強度/MPa | 抗拉強度/MPa | 斷后伸長率/% | 屈強比 |
|---|---|---|---|---|
| 母材實測值 | 370 | 557 | 40.0 | 0.7 |
| 焊接接頭實測值 | 348 | 544 | - | 0.6 |
| 技術要求 | 245~450 | 415~655 | ≥23 | <0.9 |
圖6為管道母材及焊縫試樣拉伸斷裂后的宏觀形貌。由圖6可知：管道的壁厚很薄，且管道材料的塑性和韌性很好，因此母材拉伸試樣發生平面應力狀態下的純剪切斷裂；熱影響區處的晶粒粗大，變形集中在熱影響區，最終導致焊縫拉伸試樣在熱影響區位置斷裂，且可見明顯的頸縮現象。
圖 6 管道母材及焊縫試樣拉伸斷裂后宏觀形貌
1.5 X射線衍射（XRD）分析
采用X射線光電子能譜儀對管道外表面的腐蝕產物進行成分分析，結果如圖7所示。由圖7可知：腐蝕產物主要由Fe2O3、α-FeO(OH)、γ-FeO(OH)，以及Fe3O4組成。這些腐蝕產物受土壤中的氧元素擴散控制，從管道內表面到外表面，氧元素的濃度逐步降低，腐蝕產物的成分依次為Fe2O3、α-FeO(OH)、γ-FeO(OH)，以及Fe3O4。
圖 7 腐蝕產物的XRD分析結果
1.6 掃描電鏡（SEM）及能譜分析
在管道外防腐層破裂部位取樣（脆性斷裂區域，非切割及撕裂區），采用掃描電子顯微鏡對試樣進行觀察，由于3PE防腐層不屬于導電材料，在試驗前對斷口表面進行噴金處理，結果如圖8所示。由圖8可知：斷口處存在韌窩和變形孔洞，未見塑性斷裂痕跡，且斷口處可見大量二次裂紋，表明外防腐層很脆；球晶未見微觀塑性變形，裂紋沿著球晶間擴展，脆化程度遠高于環境應力開裂下的球晶特征[1]。
圖 8 外防腐層斷口微觀形貌
在管道內表面接近穿孔位置取樣，對內表面腐蝕產物進行能譜分析，結果顯示內表面腐蝕產物主要由C、O、Fe、S等元素組成。
1.7 外防腐層性能測試
依照GB/T 2792—2014 《膠粘帶剝離強度的試驗方法》，對管道外防腐層相對完整部位進行剝離強度測試，結果如圖9所示。由圖9可知：剝離明顯出現在基體與環氧粉末層之間，管道外表面呈典型的腐蝕形態，灰黑色的腐蝕產物覆蓋整個表面，未見環氧粉末，環氧粉末都在剝離的防腐層上；外防腐層質量完好區域的剝離強度為10 N/cm，遠低于標準要求（≥100 N/cm）。
圖 9 管道外防腐層剝離后表面宏觀形貌
2. 綜合分析
管道內壁的腐蝕產物主要是Fe3O4和少量的FeS，可能還有極少量的Fe(H2CO3)2，因為管道輸送介質中除含有甲烷外，還存在少量的O2、H2S、CO2、水蒸氣等物質，當露點溫度接近或高于環境溫度時，管道輸送介質中的水蒸氣在管道內壁形成一層親水膜[2]，管道內表面顯著減薄泄漏區域存在的液體痕跡也證明了這一點。含H2S和CO2的水為腐蝕提供了條件，造成管道內表面發生均勻腐蝕，以及管道底部發生局部腐蝕。
3PE防腐層是以熔結環氧粉末為底層、中間膠黏劑和聚乙烯外護層同步纏繞或擠出而成，具有優良的絕緣性能和抗機械損傷性能[3-4]。該管道3PE防腐層脆化破損嚴重，部分區域沒有任何附著力、沒有環氧粉末層。防腐層出現明顯剝離現象，厚度大部分小于3 mm，且其剝離強度僅有10 N/cm，遠低于標準要求。斷口呈典型的脆斷特征。一般情況下，3PE防腐層的剝離出現在膠結層(內聚破壞)，也可能出現在膠與環氧粉末界面（無內聚破壞）[5]，但很少出現環氧粉末與基體的剝離。由于外防腐層的破損，失去外防腐層保護的管道外表面與土壤電解質直接接觸，導致管道外表面發生顯著的均勻腐蝕，在剝離的管道表面和防腐層中間留下很厚的腐蝕產物，這些腐蝕產物多為多孔結構，不具備保護性[6]，導致腐蝕不斷進行。在管道防腐層外觀質量完好的位置沒有和土壤電解質直接接觸，導致電化學反應受到限制，腐蝕的速率較慢。
3. 結語與建議
3PE防腐層在使用過程中發生脆化開裂，失去外防腐層保護的管道外表面與土壤電解質直接接觸，導致管道外表面發生均勻腐蝕，管道介質中含有H2S和CO2，導致管道內表面發生了均勻腐蝕，管道底部發生局部腐蝕，最終導致管道發生泄漏。
建議改進管道輸送介質的凈化系統工藝，增加凈化頻次，保證管道輸送潔凈的介質；確保介質的露點溫度比環境溫度低5 ℃，以避免管道內表面發生水冷凝和積聚；加強管道腐蝕防護系統的檢驗，及時修復破損的外防腐層。
文章來源——材料與測試網
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