吉 楠, 廖 臻, 朱 辉, 李丽锋

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院, 石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室, 西安 710077;2.中国石油天然气股份有限公司 新疆油田油气储运分公司, 克拉玛依 831100)

石油开采后往往需要进行异地输送，其距离可达数千公里。管道输送作为一种经济、高效且安全的输送手段，在我国国民经济的发展中起着十分重要的作用。已通过质量标准控制的管道投入运行后，随着使用年限的增长，其发生各种失效事故的概率也在不断增加。由于输油管道多埋于地下，管控难度较大，一旦发生失效事故，造成原油泄漏，不仅会对油田造成巨大的经济损失，同时也会对周边环境造成污染[1-6]。因此对输油管道失效泄漏事故进行分析与研究，确保输油管道运行安全，显得尤为重要。

某油田在巡线时发现管道泄漏，发生泄漏的埋地管线规格为φ114 mm×4.5 mm，材料为20钢，设计工作压力为4.0 MPa。防腐保温采用聚乙烯保护层-硬质聚氨酯保温层-环氧煤沥青防腐层3层结构，防腐补口方式采用热收缩带防腐-浇注聚氨酯泡沫保温-热收缩套防水。该管线于2011年投运，服役9 a(年)后发生泄漏。为找到输油管道的泄漏原因，笔者对该泄漏输油管道进行了宏观分析、力学性能试验、金相检验、腐蚀表面微观形貌及腐蚀产物分析等，明确了管道泄漏的原因，以期为现场安全管理提供帮助。

1 理化检验

1.1 宏观分析

对泄漏埋地管道取样后进行观察，其宏观形貌如图1所示。可见在管道外表面的环焊缝补口区附近有一处明显的穿孔，位于管道底部的6点钟位置，孔径为20 mm。穿孔附近的管道外表面被黑色和红褐色的物质覆盖，同时在管道外表面防腐补口区以外，可见蓝色的环氧煤沥青防腐涂层。

图1 泄漏输油管道宏观形貌Fig.1 Macro morphology of leaking oil pipeline

将穿孔附近的管道外表面打磨处理后对其进行观察，宏观形貌如图2a)所示。可见除穿孔外，管道外表面还存在着大量大小、深浅不一的腐蚀坑，局部腐蚀坑尺寸较大，其中最大的一处腐蚀坑直径约12 mm。将管段沿轴向剖开后，可见在其内表面覆盖有致密的黑色垢层，如图2b)所示。去除垢层后，在内表面除穿孔外，未见明显腐蚀痕迹。

图2 泄漏输油管道防腐补口区域宏观形貌Fig.2 Macro morphology of anticorrosion joint of leaking oil pipeline:a) outer surface; b) inner surface

1.2 壁厚测量

使用超声测厚仪对泄漏管道进行壁厚测量，可知环焊缝防腐补口区以外的壁厚最大测量值为5.08 mm，最小测量值为4.29 mm，壁厚未见明显减薄；环焊缝防腐补口区以内的管道壁厚发生明显减薄，壁厚最小值出现在穿孔附近，为1.74 mm，仅相当于公称壁厚的39%。

1.3 化学成分分析

从泄漏输油管道的管体上截取块状样品，使用直读光谱仪进行化学成分分析，结果如表1所示。可见该失效输油管道的化学成分符合GB/T 8163—2018 《输送流体用无缝钢管》对20钢的要求。

表1 泄漏输油管道的化学成分(质量分数)Tab.1 Chemical compositions of leaking oil pipeline (mass fraction) %

1.4 拉伸性能试验

在泄漏输油管道上沿纵向截取全壁厚板状拉伸试样，并进行室温拉伸试验，试样宽度为20 mm，标距为50 mm，试验结果如表2所示。可见该失效输油管道的拉伸性能符合GB/T 8163—2018的技术要求。

表2 泄漏输油管道拉伸性能试验结果Tab.2 Tensile property test results of leaking oil pipeline

1.5 金相检验

分别在泄漏管道的管体未失效位置和穿孔附近取样，依据GB/T 13298—2015《金属显微组织检验方法》、GB/T 6394—2017《金属平均晶粒度测定方法》及GB/T 10561—2005《钢中非金属夹杂物含量的测定 标准评级图显微检验法》的技术要求对试样的显微组织、晶粒度和非金属夹杂物进行观察并评级。分析结果表明，管体未失效部位和穿孔处的显微组织均为铁素体+珠光体，晶粒度等级为9.5级，非金属夹杂物分别为硫化物(A)1.5级，氧化铝(B)0.5级，球状氧化物(D)0.5级，如图3所示。管道外表面腐蚀坑形貌如图4所示，可见腐蚀坑内存在连续、较厚的腐蚀产物，腐蚀坑附近的显微组织与其他区域的相同，均为铁素体+珠光体。

图3 泄漏输油管道未失效位置的显微组织形貌及非金属夹杂物形貌Fig.3 a) Microstructure and b) nonmetallic inclusions morphology of non failure position of leaking oil pipeline

图4 泄漏输油管道外表面腐蚀坑形貌Fig.4 Morphology of corrosion pits on outer surface of leaking oil pipeline:a) overall morphology; b) microstructure morphology

1.6 微观分析

分别对泄漏管道穿孔及外表面的腐蚀坑进行扫描电镜(SEM)及微区能谱(EDS)分析。在输油管道的内、外表面穿孔处均可见明显的腐蚀产物，SEM形貌如图5和图6所示。分别在穿孔边沿(图5中区域1)、穿孔内(图5中区域2)、管体未失效部位(图5中区域3)选取一定的区域，及管体未失效部位与发生腐蚀失效交界的边缘(图5中位置4)取点进行微观能谱分析，结果如表3所示。可知穿孔处腐蚀产物以铁和氧元素为主，同时含有一定比例的氯元素，越接近基体氯元素含量越高。管体外表面腐蚀坑底的能谱分析结果如图7所示，可知外表面腐蚀坑底被腐蚀产物覆盖，且较为疏松，主要由铁和氧等元素组成，也含有一定量的氯元素。

图5 泄漏输油管道穿孔处外表面SEM形貌Fig.5 SEM morphology of perforation on the outer surface of leaking oil pipeline

图6 泄漏输油管道穿孔处内表面SEM形貌Fig.6 SEM morphology of perforation on the inner surface of leaking oil pipeline

表3 泄漏输油管道外表面的能谱分析结果(质量分数)Fig.3 EDS analysis results on the outer surface of leaking oil pipeline (mass fraction) %

图7 泄漏输油管道外表面腐蚀坑底能谱分析位置及结果Fig.7 EDS analysis a) position and b) results of corrosion pit bottom on the outer surface of leaking oil pipeline

对防腐补口表面所覆盖的黑色及褐色腐蚀产物进行X射线衍射(XRD)分析，结果如图8所示，可见外表面腐蚀产物主要是Fe3O4，FeO(OH),SiO2。

图8 泄漏输油管道防腐补口腐蚀产物XRD分析结果Fig.8 XRD analysis results of corrosion products in anticorrosion joint of leaking oil pipeline

2 分析与讨论

2.1 材料理化性能分析

理化性能测试结果表明，泄漏输油管道材料的化学成分和拉伸性能符合GB/T 8163—2018的技术要求，管体及腐蚀坑处的显微组织未见异常，所以材料性能不是造成此次失效事故的主要原因。

2.2 穿孔原因分析

根据泄漏输油管道的宏观形貌可知，穿孔位于管道的防腐补口区域，管体的外表面腐蚀较为严重，表面覆盖有大量的腐蚀产物，将腐蚀产物清理后可见大量深浅不一的腐蚀坑，而且此区域的壁厚减薄也较为明显，最小测量值仅为管道公称壁厚的39%，管道内壁状况完好，未见有明显的腐蚀痕迹，由此可以判断，管道穿孔主要是外表面腐蚀引起的。

通过观察发现，防腐补口区域以外的钢管外表面环氧粉末防腐层完好，无明显腐蚀特征，壁厚也没有减薄现象，由此进一步判断，造成管道防腐补口区外表面发生腐蚀的原因主要在于防腐补口处的涂层发生漏点，这与防腐补口密封不严或防腐层破损有关。

根据穿孔附近腐蚀产物的能谱分析结果可知，泄漏输油管道表面腐蚀产物中含有大量的氧和铁元素，且在穿孔附近氯元素含量也较高，所以判断腐蚀与Cl-有关。

防腐补口处防腐层失效会导致外部土壤与管壁直接接触，土壤中的腐蚀物质会沿防腐层破损处渗入防腐层与管壁的空隙中，发生局部腐蚀。根据EDS及XRD的分析结果可知，管道外表面的腐蚀产物主要由Fe3O4，FeO(OH)，SiO2组成，其中SiO2为与腐蚀产物结合在一起的土壤的主要成分，而Fe3O4，FeO(OH)均为含水的铁的氧化物，说明管道外表面腐蚀的主要类型为氧的去极化腐蚀[7],腐蚀机理如下[8-11]。

阳极反应为

Fe-2e-→Fe2+

(1)

阴极反应为

O2+2H2O+4e-→4OH-

(2)

总反应为

Fe+O2+2H2O+2e-→Fe2++4OH-

(3)

Fe2+随后发生水解，反应为

Fe2++2H2O→Fe(OH)2+2H+

(4)

亚铁离子通常情况下很不稳定，被进一步氧化成三价的铁离子，反应为

4Fe2++6H2O+O2→4FeO(OH)+8H+

(5)

FeO(OH)即为Fe2O3·H2O，通常处于腐蚀产物的外层，失水后形成红棕色的Fe2O3，这与EDS及XRD分析结果吻合。

外层腐蚀发生后，最初生成的腐蚀产物会覆盖在金属表面，形成一层腐蚀产物膜，会对输油管道起到一定保护作用。与此同时，由于腐蚀产物膜较为疏松，在一定区域，土壤中的腐蚀介质还会不断地渗入,与管道外表面的金属基体接触，导致管道外表面的点蚀得以持续进行。同时，从穿孔处的能谱分析结果可知，其腐蚀产物中主要含有铁和氧，同时还有一定量的氯元素。因为Cl-的穿透性较强，对腐蚀产物膜有破坏作用，会降低腐蚀产物膜对基体的保护能力，这就使得管道局部腐蚀程度不断加剧，最终导致穿孔[12-14]。

3 结论及建议

输油管道发生泄漏主要是外表面腐蚀引起的穿孔导致的。环焊缝防腐补口的密封失效而导致的外表面腐蚀是造成管道腐蚀失效的主要原因，同时土壤中的Cl-加速了腐蚀穿孔的发生。

在管道完整性管理中，应加强防腐补口失效风险控制，主要包括：(1)根据管道输送温度及所处环境，合理选择防腐补口方式及材料；(2)防腐补口材料应经国家计量认证的检测机构或国外第三方检测机构质量评定检验合格；(3)制定严格的防腐补口工艺，施工应由具有业主认定防腐资质的施工单位承担，补口操作人员应根据所使用产品的特点进行防腐施工培训并取得上岗证，方可进行补口施工操作；(4)在运行过程中，应定期开展防腐层直接检测评价，并及时对防腐层破损管段开挖修复；(5)对于具备开展内检测条件的管道，可根据内检测结果和适用性评价结果开挖验证，并对防腐层破损管段及时修复。