油田內(nèi)涂層管道腐蝕泄漏原因分析

長慶油田分公司第一采油廠

隨著油田的開發(fā)，原油含水不斷上升，集輸管道腐蝕日趨嚴(yán)重[1-2]。為了減緩介質(zhì)對管道的腐蝕，近年來，長慶油田采用環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯涂層（HCC）對集輸管道進行內(nèi)防腐，該工藝對管道要求較高。內(nèi)涂施工前，必須對管道進行整體確認(rèn)[3]，施工管段中不得有三通、閥組，管道焊縫不得有焊瘤，對口錯變量不得超標(biāo)，管徑、壁厚應(yīng)相同，彎頭必須與無縫鋼管的壁厚一致。

通過多年對管道實施環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯涂層，管道防腐效果明顯，腐蝕泄漏事件明顯減少，但也存在一些問題。如某采油廠X站外輸管道采用環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯，運行36 個月就發(fā)生腐蝕泄漏。經(jīng)現(xiàn)場開挖檢查，發(fā)現(xiàn)有連續(xù)多道直管段焊縫部位發(fā)生腐蝕泄漏。本文以X站外輸管道泄漏為例，查找管道泄漏原因，以避免同類質(zhì)量問題再次發(fā)生，為后續(xù)施工提供借鑒[4]。

1 泄漏管線概況

X 站外輸管道全長5.4 km，管道材質(zhì)為20#鋼，規(guī)格為Φ114 mm×5 mm，設(shè)計壓力6.3 MPa，管道采用手工電弧焊焊接，V 型坡口，坡口角度65°～70°，鈍邊0.5～1 mm，對口間隙2.0～2.5 mm；管線外防腐層采用環(huán)氧粉末普通級結(jié)構(gòu)，保溫層采用硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料，保護層為聚乙烯塑料。內(nèi)壁采用環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯涂層（HCC）普通級防腐，涂層設(shè)計厚度200 μm。2016 年9 月施工完成并投運，2019年9月發(fā)生腐蝕泄漏（圖1）。

圖1 管道泄漏部位Fig.1 Leaking parts of pipeline

2 管道泄漏部位宏觀觀察

對管道泄漏部位進行宏觀檢查，發(fā)現(xiàn)管口及焊縫部位外防腐涂層已脫落，存在輕微腐蝕，但無腐蝕產(chǎn)物，在管道安裝運行時的11 點鐘位置的焊趾部位有一直徑3 mm的圓形穿孔。

對泄漏管道進行解剖觀察，管道內(nèi)壁泄漏部位的焊縫及管體內(nèi)壁涂層已脫落，表面存在一層黃褐色銹蝕產(chǎn)物，在一側(cè)焊趾部位，有多個直徑、深度不一的腐蝕凹坑和1個直徑3.5 mm的圓形喇叭狀穿孔。管體內(nèi)壁其他部位涂層未脫落，但焊縫部位的涂層粘結(jié)牢固性較差，用小錘輕輕敲打，涂層就會脫落。

對管道內(nèi)壁焊縫進行觀察和測量，根部焊縫表面成型較差[5-6]，焊縫寬度在2.0～3.5 mm之間，焊縫余高最低為0.5 mm，最高為4 mm，有256 mm長度的焊縫余高在2.5～3.5 mm之間，約占焊縫總長度的85%，整條焊縫形成環(huán)狀凸起[7]（圖2）。

圖2 管道內(nèi)壁焊縫形狀Fig.2 Inner wall weld shape of pipeline

3 管材理化性能分析

在泄漏管道上截取試樣開展理化性能和金相組織分析，檢測管道材質(zhì)是否滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。試驗項目包括化學(xué)成分分析、力學(xué)性能測試和金相組織分析。

3.1 化學(xué)成分分析

管道化學(xué)成分測試結(jié)果如表1 所示。結(jié)果顯示，泄漏管道樣品的化學(xué)成分符合標(biāo)準(zhǔn)GB/T 8163—2018的要求。

表1 化學(xué)成分分析結(jié)果Tab.1 Chemical composition analysis results 質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%

3.2 拉伸性能試驗

管道母材的拉伸試驗結(jié)果如表2所示。結(jié)果表明，樣品鋼管的抗拉強度、下屈服強度、斷后伸長率均滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

表2 拉伸試驗結(jié)果Tab.2 Tensile test results

3.3 管材金相組織分析

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗方法》、GB/T 4335—2013《低碳鋼冷軋薄板鐵素體晶粒度測定方法》等有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，對泄漏管道取樣進行金相分析。結(jié)果表明：泄漏管體金相組織為F（鐵素體）+P（珠光體），未發(fā)現(xiàn)組織存在明顯異常；晶粒度評級結(jié)果為10.0 級，管材晶粒度較細(xì)，無異常；非金屬夾雜物評級結(jié)果也無明顯異常（圖3）。

圖3 管材金相組織Fig.3 Metallography of pipeline

4 涂層性能分析

4.1 涂層壁厚測量

將泄漏管段沿徑向剖開，采用超聲測厚儀，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 11344—2008《無損檢測接觸式超聲脈沖回波法測厚方法》對管道內(nèi)壁涂層厚度進行測量，選取焊縫及焊縫兩側(cè)各150 mm處的3個環(huán)型截面作為測量位置，每個截面共測量4個點，分別位于管道安裝運行時的3 點、6 點、9 點及12 點鐘位置。測量示意圖如圖4所示，測量結(jié)果如表3所示。

圖4 涂層厚度測量位置示意圖Fig.4 Diagram of coating thickness measurement position

表3 涂層厚度測量結(jié)果Tab.3 Coating thickness measurement result

通過對管道焊縫及兩側(cè)12 個位置點的涂層厚度測量結(jié)果可以看出，管體部位涂層厚度均符合標(biāo)準(zhǔn)要求[8]。而管道焊縫位置的涂層厚度在130～160 μm之間，平均厚度為145 μm，低于標(biāo)準(zhǔn)要求的普通級防腐層干膜厚度不小于200 μm 且不得低于管本體防腐層規(guī)定厚度的80%要求。

4.2 涂層附著力測定

依照SY/T 0442—2010《鋼質(zhì)管道熔結(jié)環(huán)氧粉末內(nèi)防腐層技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》附錄G的要求，采用撬剝法對管道管體部位防腐涂層附著力進行測定。試驗結(jié)果為涂層附著力2級（被撬離的防腐層小于或等于50%），符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

4.3 涂層耐原油試驗

依照GBT 9274—1988《色漆和清漆耐液體介質(zhì)的測定》，采用浸泡法，將管道試件放入80 ℃原油介質(zhì)中浸泡720 h。測試結(jié)果顯示：涂層外觀無變化，防腐層外型完整，無起泡，無脫落。

4.4 涂層耐油田污水試驗

依照GBT 1733—1993《漆膜耐水性測定法》，采用浸水試驗法，將管道試件放在80 ℃的油田污水中，浸泡1 000 h 以上。結(jié)果顯示：涂層外觀無變化，防腐層完整，無起泡，無脫落，符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

4.5 涂層耐陰極剝離試驗

依照SY/T 0442—2010《鋼質(zhì)管道熔結(jié)環(huán)氧粉末內(nèi)防腐層技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》附錄C的要求，對管道防腐涂層進行耐陰極剝離試驗，試驗結(jié)果（表4）表明涂層耐陰極剝離試驗符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表4 防腐層耐陰極剝離試驗結(jié)果Tab.4 Test result of anti-corrosion layer cathodic disbondment mm

5 管道焊縫根部超高影響分析

焊縫根部超高對管道的影響很大[9]，根焊縫過高，焊縫的橫截面會增大，焊趾處夾角θ增加，轉(zhuǎn)角半徑r減小，焊趾處過渡不圓滑，造成管道對接接頭的應(yīng)力增大和集中，嚴(yán)重時形成應(yīng)力腐蝕裂紋，焊縫應(yīng)力分布如圖5 所示。焊縫的余高愈大，應(yīng)力集中程度愈嚴(yán)重，焊接接頭的強度反而會降低[10-11]。同時，焊縫余高大，對輸送介質(zhì)的摩擦阻力增大，造成輸送介質(zhì)的損失增加，使輸送管道的能耗增加。

圖5 焊縫應(yīng)力分布示意圖Fig.5 Distribution diagram of weld stress

管道對接接頭焊縫根部余高大，導(dǎo)致管道內(nèi)徑減小，在進行管道內(nèi)涂施工作業(yè)時，易造成清管器和涂敷器劃傷和卡堵。

管道內(nèi)壁焊縫超高，在內(nèi)涂施工噴砂除銹時，壓縮空氣攜帶石英砂從管口一端向另一端噴射，在焊縫部位會形成迎風(fēng)面和背風(fēng)面（圖6）。在焊縫的背風(fēng)面焊趾部位，存在1 個小的“避風(fēng)港”，導(dǎo)致該部位除銹質(zhì)量達不到標(biāo)準(zhǔn)要求的Sa 2.5級，且背風(fēng)部位的沙粒、塵埃、銹粉等微塵不易清除干凈，從而影響涂層的粘接牢度。

圖6 焊縫部位噴射除銹示意圖Fig.6 Diagram of derusting by sandblast in the weld part

管道對接接頭焊縫根部余高大，內(nèi)涂施工時涂敷器受到的擠壓力增加，造成焊縫表面涂層厚度減薄，而焊趾部位涂層厚度增大，質(zhì)量增加，固化干燥時間延長，涂層粘接力下降。

管道對接接頭焊縫根部余高增大，在管體焊縫部位會形成瓶頸，輸送介質(zhì)流經(jīng)焊縫部位時流體阻力增加，壓力升高，對涂層和焊縫的沖刷力增加，導(dǎo)致涂層過早疲勞，發(fā)生鼓包、開裂、脫落失效（圖7）。

圖7 焊縫部位涂層失效圖Fig.7 Diagram of coating failure in the weld part

6 管道腐蝕泄漏原因分析

通過對管道材質(zhì)、機械性能和金相組織進行分析可以看出，管道的化學(xué)成分、機械性能均符合標(biāo)準(zhǔn)要求，金相組織檢測也未發(fā)現(xiàn)明顯異常。因此，管道腐蝕泄漏的影響因素，首先剔除管道材質(zhì)的原因。

對管道泄漏部位進行宏觀檢查，發(fā)現(xiàn)管口及焊縫部位外防腐涂層已脫落，存在輕微腐蝕，但無腐蝕產(chǎn)物，在管道安裝運行時的11 點鐘位置的焊趾部位有1直徑3 mm的圓形穿孔。

對泄漏管道進行解剖觀察，管道內(nèi)壁泄漏部位的焊縫及管體內(nèi)壁涂層已脫落，表面有一層黃褐色銹蝕產(chǎn)物，在一側(cè)焊趾部位，有多個直徑、深度不一的腐蝕凹坑和1 個直徑3.5 mm 的圓形喇叭狀穿孔。因此可以判定，管道腐蝕泄漏是由內(nèi)腐蝕造成的，是管道內(nèi)壁焊縫和母材熔合部位防腐涂層脫落失效，受到輸送介質(zhì)腐蝕造成的；雖然管口及焊縫外部存在輕微外腐蝕，但不是導(dǎo)致管道泄漏的主要原因。

對管道內(nèi)壁涂層的厚度及性能進行測試和分析表明，除管道焊縫位置的涂層厚度低于設(shè)計和標(biāo)準(zhǔn)要求外，管道其他部位的涂層厚度和各項性能指標(biāo)均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。管道焊縫的涂層厚度低于設(shè)計和標(biāo)準(zhǔn)要求，且在運行過程中發(fā)生脫落，主要是由于管道內(nèi)壁根部焊縫超高造成的。

管道內(nèi)壁焊縫超高，焊縫部位的管道內(nèi)徑減小，形成環(huán)狀凸起，內(nèi)涂噴砂除銹施工時，在兩個焊趾部位分別形成迎風(fēng)面和背風(fēng)面。在背風(fēng)面的焊趾部位，噴砂除銹質(zhì)量達不到標(biāo)準(zhǔn)要求，且該部位沙粒、塵埃、銹粉等微塵不易清除干凈，影響涂層的粘接牢固性，導(dǎo)致涂層粘結(jié)力減小，焊縫部位涂層厚度減小等質(zhì)量缺陷。管道運行時，凸起的焊縫部位流體阻力增加，在輸送介質(zhì)沖刷腐蝕作用下，焊縫部位涂層脫落，焊趾處發(fā)生應(yīng)力點蝕[12]，并由內(nèi)向外不斷發(fā)展，最終穿透管壁，導(dǎo)致管道失效。因此，管道焊縫根部超高是導(dǎo)致管道腐蝕泄漏的主要原因。

7 結(jié)論

管道腐蝕泄漏的主要原因是由于管道內(nèi)壁焊縫超高，形成環(huán)狀凸起，導(dǎo)致內(nèi)涂施工時噴砂除銹質(zhì)量達不到標(biāo)準(zhǔn)要求和焊縫部位涂層厚度減小等質(zhì)量缺陷。管道運行時，凸起的焊縫部位流體阻力增加，介質(zhì)沖刷力增加，導(dǎo)致焊縫及附近部位涂層脫落失效，焊趾處發(fā)生應(yīng)力點蝕，并不斷發(fā)展，最終穿透管壁，造成管道失效。