埋地油氣管道腐蝕研究

吳巍巍 馬廷霞 柯行 謝娜娜 于家付

(西南石油大學(xué)機(jī)電工程學(xué)院，成都 610500)

目前石油及天然氣資源主要依靠埋地管道進(jìn)行輸送，管道通常為低合金鋼。在管道運(yùn)營過程中，各種因素帶來的管道腐蝕常造成管道的失效，降低使用壽命，影響管道輸送。

由于油氣資源產(chǎn)地、加工、消費(fèi)的區(qū)域不同，要經(jīng)受不同的氣候、土壤和地形，多種因素腐蝕管道，其中既有油氣介質(zhì)中各種腐蝕介質(zhì)帶來的內(nèi)腐蝕因素，也有因土壤、雜散電流、施工等造成的外腐蝕因素。管道腐蝕的問題也廣泛凸顯在采油、儲運(yùn)等石化行業(yè)的各環(huán)節(jié)中，是保證油氣輸送和安全、控制油氣成本所面臨的重要課題。

美國管道安全局調(diào)查顯示，美國45%的管道退役是由于鋼質(zhì)管道外表面的腐蝕。根據(jù)前蘇聯(lián)的數(shù)據(jù)顯示:前蘇聯(lián)在1981至1987年間，在總長度24×104km的管線上發(fā)生事故1210起。其中，內(nèi)腐蝕占據(jù)了管線總事故數(shù)2.4%，外腐蝕占據(jù)了42.7%，施工因素占據(jù)了23.3%。而我國的油氣管道在運(yùn)營長達(dá)二十幾年后，已進(jìn)入事故多發(fā)期，新投入運(yùn)營的管道在一到兩年后就發(fā)生腐蝕失效情況的也屢見不鮮。

因管道腐蝕帶來的油氣的泄漏造成了人力財力上的大量損失，不但造成了環(huán)境污染，還可能引發(fā)火災(zāi)和爆炸。所以分析油氣管道腐蝕的原因，研究管道腐蝕的原理顯得尤為重要。

1 管道的內(nèi)腐蝕

在油氣輸送中，介質(zhì)中常含有高濃度的H2S、CO2等酸性物質(zhì)，會嚴(yán)重腐蝕管道。在管道內(nèi)部，由于相流的復(fù)雜多變，在研究內(nèi)腐蝕機(jī)理時也要考慮流體高速流動所帶來的影響。在諸多腐蝕機(jī)理聯(lián)合作用下，管道內(nèi)部介質(zhì)造成的腐蝕較嚴(yán)重。

1.1 酸性介質(zhì)腐蝕

酸性介質(zhì)一般包括H2S、CO2、有機(jī)酸等。其中CO2極易溶于水成為碳酸，在介質(zhì)中電離出H+，而H+是強(qiáng)的去極化劑，易還原，且在還原過程中奪取電子，從而加速作為陽極鐵的溶解，使鋼體被腐蝕。電化學(xué)總反應(yīng)式為:

陽極反應(yīng):Fe→Fe2++2e

陰極反應(yīng):H2O+CO2→2H++CO2－3H+H→H2

陰極產(chǎn)物:Fe+H2CO3→FeCO3+H2

CO2腐蝕機(jī)理較為復(fù)雜，流相不同腐蝕機(jī)理也不同。若為單相流，則有CO2水溶、反應(yīng)物傳遞、管表面電化學(xué)反應(yīng)、腐蝕產(chǎn)物從管表面擴(kuò)散到溶液4個過程。若為多相流，則質(zhì)子從其他地方通過邊界層侵入到管道表面，其中H2、CO2及CO2水合物的擴(kuò)散速度影響碳酸量，而氫離子及碳酸的擴(kuò)散是影響反應(yīng)的主要過程［1］。H2S也會在管道內(nèi)壁發(fā)生電化學(xué)腐蝕，并且H2S引起的應(yīng)力腐蝕開裂、氫致開裂所造成的破壞更大。

在原油管道中，其介質(zhì)主要是碳?xì)浠衔?、含硫化合物、含氧化合物、含氮化合物，其中的酸性化合物有環(huán)烷酸、芳香酸、酚類及脂肪酸。這些有機(jī)酸成分也具有腐蝕性，同樣是電離出H+再與金屬發(fā)生質(zhì)換反應(yīng)。

1.2 流體的影響

空泡腐蝕和沖刷腐蝕是流體對管道腐蝕的主要形式?？张莞g(氣蝕)是流體相對管道作高速流動時在管表面局部地區(qū)產(chǎn)生渦流，在局部壓力下降時，在管道表面有空氣泡頻繁形成和破碎的現(xiàn)象。空泡腐蝕是通過流體帶來的電化學(xué)腐蝕聯(lián)合氣泡破滅的產(chǎn)生的沖擊波對管道鋼體的共同作用，并非僅僅是力學(xué)腐蝕。

沖刷腐蝕(磨損腐蝕)是在管道內(nèi)壁腐蝕流體因高速運(yùn)動而引發(fā)的管道損傷現(xiàn)象。它是管體受沖刷及腐蝕聯(lián)合作用的局部腐蝕，危害較大，特別是在含沙較多的雙相流中破壞更大。分析流體力學(xué)的因素對沖刷腐蝕的影響，往往是沖刷強(qiáng)度或是傳質(zhì)的過程的改變。流速、流態(tài)、沖刷角度、介質(zhì)顆粒性質(zhì)等也都影響著沖刷腐蝕強(qiáng)度［2］。

1.3 孔蝕

孔蝕是一種局部腐蝕，在金屬上產(chǎn)生小孔，并向深處發(fā)展。大多孔蝕的直徑都較小，其中深度明顯大于表面直徑的稱為孔蝕，表面直徑近似于深度的稱為點(diǎn)蝕?？孜g的破壞性和隱患性很大，它使管道穿孔，失重法又很難檢查出來，會突然致使油氣管道發(fā)生事故。在應(yīng)力的存在下，孔蝕往往是裂紋的發(fā)源處。

孔蝕產(chǎn)生的原因是由于管壁組織、夾雜物構(gòu)造不均勻，使局部形成電位差而造成的。

多數(shù)的孔蝕破壞是由氯化物、溴化物和次氯酸鹽所引發(fā)，介質(zhì)中存在能破壞鈍化膜的Cl－、Br－吸附在管道表面的局部破壞處引起電極電位的降低，從而成為電偶的陽極，而相鄰的部位則成為陰極，從而形成了活化—鈍化電池，使得陽極極化，腐蝕速度增大。在水中的可溶性鹽如Ca(HCO3)2轉(zhuǎn)化成CaCO3沉淀在孔口形成閉塞電池，使孔內(nèi)酸度極高。同時，鋼體不斷溶解，使孔蝕不斷向深處的擴(kuò)展。雖然孔蝕失重不多，但由于具有小陽極—大陰極的結(jié)構(gòu)，所以陽極的電流密度很大，產(chǎn)生自催化加快陽極腐蝕速度，而孔外金屬表面由于受陰極保護(hù)，繼續(xù)維持鈍態(tài)。

較高的氯化物濃度及介質(zhì)溫度的升高，都能加速孔蝕。彎管和焊縫附近易出現(xiàn)孔蝕。孔蝕常發(fā)生在靜滯的條件下，有流速或者流速提高會使孔蝕減輕。

2 雜散電流

隨著我國電力線路和鐵路里程的增加，由地理位置的限制，位于油氣管道周圍的電線及鐵路可能會對油氣管道產(chǎn)生干擾，其中最嚴(yán)重的干擾源是其產(chǎn)生的雜散電流。雜散電流是通過電化學(xué)電解作用使管道發(fā)生腐蝕。

當(dāng)雜散電流流入金屬管道時，流經(jīng)的地方為陰極區(qū)，帶負(fù)電。處于陰極區(qū)的管道不失去電子，則通常不會受到雜散電流的腐蝕。但若電位太大，位于陰極區(qū)的鋼體會發(fā)生析氫反應(yīng)，使得防腐層脫落。當(dāng)雜散電流經(jīng)鋼制管道回流至變電所時，管道帶正電，成為陽極區(qū)，管壁的鐵原子失去電子，形成離子，溶于接觸的介質(zhì)或土壤中，造成了管道的腐蝕。

雜散電流可分為直流雜散電流、交流雜散電流和地雜散電流3類，其中地雜散電流是因地磁場的變化感應(yīng)產(chǎn)生的，一般只有2 μAm2左右，可以忽略。

2.1 直流干擾

直流雜散電流的產(chǎn)生，主要源于直流牽引運(yùn)輸系統(tǒng)、直流電解設(shè)施、直流輸電線路、焊機(jī)和陰極保護(hù)系統(tǒng)，其中電氣鐵路車通過直流供電所產(chǎn)生的直流雜散電流的影響最大。

而腐蝕穿孔是雜散電流影響管道腐蝕的主要方式。當(dāng)油氣管道無雜散電流的影響時，在自然腐蝕條件下，造成的腐蝕多為原電池型，驅(qū)動電位差僅幾百毫伏，腐蝕形成的電流也僅幾十毫安;但當(dāng)雜散電流干擾時，依據(jù)電解池原理，造成的電位可達(dá)幾伏，電流可達(dá)上百安，這就加劇了孔蝕速度。調(diào)查表明，壁厚為8～9 mm的鋼質(zhì)管道，有的快則幾個月就發(fā)生了穿孔。

直流雜散電流腐蝕侵蝕會對管道的陰極保護(hù)系統(tǒng)產(chǎn)生一定的影響。雜散電流的侵入段可造成管地電位的負(fù)偏移，導(dǎo)致過保護(hù)作用，而岀電端能造成埋地金屬管道管地電位的正、負(fù)向偏移。

2.2 交流干擾

埋地油氣管道上的交流腐蝕的產(chǎn)生，源于其周圍交流雜散電流的存在。交流雜散電流的干擾主要來自交流電氣化鐵路、高壓輸電線路、地鐵及兩相一地輸電線路等。埋地管道上的交流干擾的產(chǎn)生，起源于高壓交流輸電系統(tǒng)容性耦合、磁感應(yīng)耦合和阻性耦合這3種耦合方式。產(chǎn)生穩(wěn)態(tài)交流干擾主要有靜電場、地電場和磁感應(yīng)耦合。

靜電場的影響，一般是對于裸露的管道或正在鋪設(shè)施工的管道，高壓線路與油氣管道形成分布電容耦合，管道對地的電位因而升高。地電場的影響，是大地中的電流所引起的耦合現(xiàn)象，表現(xiàn)為在地電位變化較大的土壤里的管地電位增高。磁感應(yīng)耦合的影響，表現(xiàn)在強(qiáng)交變電流周圍的磁場引起管道產(chǎn)生的二次交流電流或電壓，因此產(chǎn)生的持續(xù)干擾是造成埋地油氣管道交流腐蝕的主要因素［3］。

3 應(yīng)力腐蝕開裂

應(yīng)力腐蝕開裂是指金屬材料在拉應(yīng)力和特定的介質(zhì)中，受其聯(lián)合作用從而導(dǎo)致的脆性斷裂現(xiàn)象。隨著高強(qiáng)管線鋼的應(yīng)用，近年來的應(yīng)力腐蝕導(dǎo)致的管道事故有增多的趨勢，根據(jù)加拿大11家公司對1985年至1995年間油氣管道事故的統(tǒng)計(jì)，其中應(yīng)力腐蝕開裂占破壞事故總數(shù)的17%;日本三菱化工機(jī)械公司對10年中油氣管道破壞事故的調(diào)查結(jié)果表明，應(yīng)力腐蝕開裂事故占到45.6%［4］。由于應(yīng)力腐蝕開裂導(dǎo)致的事故中事前無征兆，因此突然帶來的災(zāi)害常具有較大的破壞性，使管道破裂，甚至爆炸、失火，因而需要密切關(guān)注。

在鋼質(zhì)埋地油氣管道運(yùn)營中，要引發(fā)的應(yīng)力腐蝕開裂必須同時要有應(yīng)力、特殊的環(huán)境(介質(zhì))中、管道材料較敏感這3項(xiàng)條件。而特殊的環(huán)境和應(yīng)力聯(lián)合帶來的腐蝕破壞遠(yuǎn)高于分別造成的破壞。產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕開裂的應(yīng)力值，遠(yuǎn)低于管道的屈服極限，若沒有腐蝕介質(zhì)，那么對管道的影響很小。而產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕開裂特定的介質(zhì)的腐蝕破壞能力也較輕微，如果沒有應(yīng)力，那么管道是可以耐腐蝕的。這就造成了防腐預(yù)測的不確定性，所以它是最嚴(yán)重的局部腐蝕破壞形式之一［4］。

應(yīng)力腐蝕開裂的特征是有裂紋形成，并且裂紋的延展方向和拉應(yīng)力垂直。在拉應(yīng)力作用下，金屬產(chǎn)生應(yīng)變形成滑移，促進(jìn)應(yīng)力腐蝕開裂裂紋的形成、發(fā)展直至斷裂。對于管線鋼，應(yīng)力可能是來源于制管和裝配焊接中的殘余應(yīng)力，可能是源自管道工作壓力，也可能是產(chǎn)生的腐蝕物的體積應(yīng)力帶來的殘余應(yīng)力。對油氣輸送管道接觸的特定的腐蝕介質(zhì)，從內(nèi)腐蝕來看，有影響的介質(zhì)主要是H2S，從管道外腐蝕來看，主要是土壤及地下水中含有的和Cl－等。除此之外，環(huán)境的酸堿值及陰極保護(hù)電位同樣影響著對管道應(yīng)力腐蝕的產(chǎn)生。通常，合金相比純金屬更容易發(fā)生應(yīng)力腐蝕。應(yīng)力腐蝕也一般發(fā)生在特定的材質(zhì)中，例如在Cl－介質(zhì)里對于奧氏體不銹鋼;在離子中對于碳鋼，而管線鋼的敏感性與鋼種、鋼級、制造工藝及表面狀態(tài)有關(guān)，高級別管線鋼比低級別管道鋼更敏感。

在我國，油氣管道中H2S應(yīng)力腐蝕開裂較嚴(yán)重，而油氣管道硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(SSCC)也較復(fù)雜，涉及到電化學(xué)、力學(xué)、金屬學(xué)及物理學(xué)等。先是管道出現(xiàn)劃痕、凹坑或鈍化膜局部破裂，導(dǎo)致缺陷電位低于其他部位，由電化學(xué)的不均勻性而成為腐蝕的活躍陽極致使成為裂紋源。此時在H2S的作用下，發(fā)生如下反應(yīng):

在H+作用下陰極去極化，電子不斷由陽極流向陰極，加速了腐蝕。同時形成的一些氫原子擴(kuò)散到裂紋尖端金屬中形成局部催化，在拉應(yīng)力的作用下，表面活躍點(diǎn)不斷脆性斷裂形成了裂紋，此時應(yīng)力集中于裂紋的尖端，起著破壞保護(hù)膜的作用。因而，在應(yīng)力與腐蝕的交替作用下，裂紋在腐蝕脆斷的反復(fù)作用下，向垂直方向不斷發(fā)展直致產(chǎn)生斷裂。

4 防腐層

防腐層是埋地油氣管道抵御外腐蝕的第一道防線，我國在管道涂層應(yīng)用中，外護(hù)材料常用瀝青、煤焦油磁漆、擠出聚乙烯、聚烯烴粘膠帶、熔結(jié)環(huán)氧粉末等。防腐層保護(hù)的效果和其他保護(hù)手段密切聯(lián)系，它直接決定了陰極保護(hù)電流的工效。美國防腐蝕協(xié)會1993年年會在引證《涂層基本原則》一文中指出:“正確的涂敷涂層應(yīng)當(dāng)為埋地構(gòu)件提供99%的保護(hù)要求，而剩下的1%才由陰極保護(hù)來提供”。當(dāng)防腐層的結(jié)構(gòu)完整性受到破壞后，就會造成防腐層的失效。防腐層的破壞大致分為以下幾種:

(1)剝落

剝落是防腐層和鋼管表面脫離并形成容積的一種現(xiàn)象，是導(dǎo)致防腐層失效的重要原因。當(dāng)剝離的防腐層接觸處有水份存在時，陰極保護(hù)電流受阻于殘留的外涂層，只能沿縫隙內(nèi)的水、土壤等介質(zhì)流向管道，此時陰保失效，易發(fā)生腐蝕。有關(guān)資料顯示:當(dāng)縫隙內(nèi)介質(zhì)的電阻率超過104 Ω·cm時，可能造成幾百毫伏的IR降，降低陰保的保護(hù)效果;一旦介質(zhì)的電阻率超過108 Ω·cm，縫隙內(nèi)的管壁較難產(chǎn)生極化電位，會使其完全隔開外部的陰保系統(tǒng)。使得這些區(qū)域既得不到防腐層的保護(hù)，也得不到陰極保護(hù)，成為防腐的死角［5］，尤其是絕緣電阻較高的防腐層，管道會因陰保屏蔽區(qū)域形成的電位梯度而產(chǎn)生腐蝕。若存在足夠的拉應(yīng)力，那么在拉應(yīng)力和腐蝕的聯(lián)合作用下，管道將產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕開裂。

使防腐層發(fā)生剝落的因素有很多，如防腐涂層材料性質(zhì)、鋼管的表面處理、焊縫、土壤應(yīng)力、陰保電流、外力、硫酸鹽、施工的不合理等等。

(2)碰傷

碰傷直接破壞了防腐層結(jié)構(gòu)的完整，使防腐層破損致使管道表面裸露，腐蝕介質(zhì)從防腐層發(fā)生破損的位置接觸管體，并促使防腐層剝離，還有可能屏蔽陰極保護(hù)。對碰傷后的補(bǔ)救措施，若不嚴(yán)重，可以通過增大陰極保護(hù)電流的方法補(bǔ)救，但若碰傷較嚴(yán)重，采用陰極保護(hù)則耗電巨大很不經(jīng)濟(jì)，那么管道則無可避免的受到腐蝕。而且當(dāng)?shù)叵滤簧?，會有更多腐蝕介質(zhì)滲入，加劇管道腐蝕。

碰傷大多數(shù)是由管道鋪設(shè)施工時操作不當(dāng)，或運(yùn)營過程中外部的原因造成的。防腐界一直存在“三分材料，七分施工”的說法，施工對管道運(yùn)營起著至關(guān)重要的作用，施工質(zhì)量高，有利于防腐條件的改善。

(3)龜裂

土壤應(yīng)力、材料老化、環(huán)境變化及輸送介質(zhì)溫度變化均能使防腐層發(fā)生龜裂。對于鋪設(shè)在含水率較高的土壤，特別是黏土中的管道，由于水份含量的變化，黏土周期地收縮與膨脹，會對管道防腐層產(chǎn)生土壤應(yīng)力，使防腐層產(chǎn)生裂縫。黏土產(chǎn)生的土壤應(yīng)力較大，加上防腐層材料的老化和韌性的降低，抗土壤應(yīng)力的能力下降，就容易產(chǎn)生龜裂。

溫差太大也能造成防腐層龜裂。管道施工期間氣候的變化，局部地區(qū)因環(huán)境條件限制未達(dá)到足夠埋深都會使龜裂的可能性增大。而裸露的管道防腐層受溫度影響較大，也容易老化產(chǎn)生龜裂。

(4)表面不平整

表面不平整管道在預(yù)制時，操作溫度的升高使某些防腐層材料本身或其粘結(jié)劑流向管底，使管頂及管側(cè)的防腐層減薄甚至剝離。對焊縫補(bǔ)口處，這樣的現(xiàn)象較明顯，此時防腐層的作用將大為削弱，粘膠帶、收縮套、擠出聚乙烯都具有流動性。此外，若埋深較淺的管道未達(dá)到足夠標(biāo)準(zhǔn)的埋深，防腐層將會受地表溫度變化的影響，使材料或粘結(jié)劑流動。

5 高強(qiáng)管線鋼

近年來，隨著油氣輸送管道特別是天然氣管道發(fā)展，采用大口徑管道、高壓輸送、選用高鋼級管材逐漸成為發(fā)展的趨勢，當(dāng)前我國在管道建設(shè)中就陸續(xù)開始應(yīng)用X70、X80級管線鋼。設(shè)計(jì)采用高壓輸送可減小管徑，就能減小管壁厚度和管重，也減少焊接時間。這樣就降低了管道的建設(shè)成本。加拿大的調(diào)查顯示，對管道用鋼材，每提高一個鋼級就可降低建設(shè)成本7%左右［6］。但隨著管線鋼級別的增高，一些腐蝕因素的危害度逐漸凸顯。

5.1 應(yīng)變時效

應(yīng)變時效是低碳鋼經(jīng)一定的塑性變形并伴隨一定溫度時產(chǎn)生強(qiáng)度和硬度增高但塑性和韌性下降的現(xiàn)象。管線鋼是低碳微合金控軋鋼 ，在制管過程中，水壓試驗(yàn)中產(chǎn)生的變形及防腐層制備中的加熱可能產(chǎn)生應(yīng)變時效效應(yīng)。應(yīng)變時效效應(yīng)會縮短鋼管的使用壽命，隨著鋼級的提高，應(yīng)變時效對鋼管性能的影響越來越嚴(yán)重［7］。

管道應(yīng)變時效的產(chǎn)生至少需要一定的塑性變形和變形后被加熱到一定溫度。在鋼管制備過程中，管的成型、水壓和冷擴(kuò)徑必然會造成管線鋼的塑性變形。除此之外，處于地震帶和凍土層的管道由于土壤較頻繁的運(yùn)動，同樣會產(chǎn)生較大的變形。我國部分地區(qū)受地震災(zāi)害影響極為嚴(yán)重，同時我國北方部分地區(qū)有凍土帶。例如目前我國從俄羅斯引進(jìn)的油氣管道就經(jīng)過我國東北部的凍土區(qū)［8］。在溫度影響方面，在鋼管制造中的質(zhì)量控制試驗(yàn)及防腐層涂覆時，可能使存在預(yù)應(yīng)變的管線鋼受到高于200℃以上的溫度影響。在這些過程中都有可能發(fā)生應(yīng)變時效效應(yīng)。此外，對于鋼材質(zhì)中N與C的含量也影響應(yīng)變時效:管線鋼在發(fā)生塑性變形后，組織中的位錯脫離針扎質(zhì)點(diǎn)而活動，而在接著的低溫加熱中，鋼中的C、N等擴(kuò)散原子被激活并運(yùn)動到位錯上，針扎位錯阻礙位錯滑移，使宏觀上材料的屈服強(qiáng)度和屈強(qiáng)比增高。

5.2 氫致開裂(HIC)

高強(qiáng)度級別管線鋼中的鉻、鎳、錳等合金元素含量較高，使氫的溶解度提高，因此造成的氫致開裂問題也更嚴(yán)重，成為困擾各國管道建設(shè)者的一大難題。管道的氫致開裂，是當(dāng)介質(zhì)中的氫原子滲入鋼體后，導(dǎo)致晶格產(chǎn)生大的應(yīng)變，導(dǎo)致其韌性、延展性降低而引起氫脆使管道發(fā)生開裂的現(xiàn)象。

氫致開裂的過程如下:首先，氣相中的H2S、H2通過自由熱運(yùn)動碰撞到鋼表面。由于管線鋼表面原子配位數(shù)不同而相互極化產(chǎn)生吸引力，從而使得部分硫化氫分子滯留在鋼表面，這一過程為物理吸附。經(jīng)物理吸附的H2S分子受到激活能的作用時，被分解為氫原子H。氫原子的外層電子和管線鋼原子的電子相互作用形成離子鍵、共價鍵或混合鍵，彼此相互吸引，這一過程為化學(xué)吸附。反應(yīng)過程如下:

陰極析出氫，水化氫離子(H3O+)遷移且在鋼表面上分解成原子氫。

含氫的物質(zhì)在鋼表面反應(yīng)，放出氫。

由上反應(yīng)過程產(chǎn)生的H，能在金屬表面吸附，擴(kuò)散進(jìn)入管道鋼組織中;也能化合成氫分子聚集后逸出。

在管線鋼表面上經(jīng)化學(xué)吸附的氫原子，通過化學(xué)親和力作用侵入鋼的晶間隙或晶界等處，稱為溶解過程。溶解在鋼的晶格間隙或晶界的氫原子或氫離子由于濃度擴(kuò)散或在應(yīng)力誘導(dǎo)下逐漸擴(kuò)散至鋼組織的深層。氫進(jìn)入管線鋼鋼體內(nèi)部后，優(yōu)先占據(jù)管線鋼的晶格空位或晶格間隙，從而產(chǎn)生間隙式或置換式的固溶體。隨著侵入的氫原子的增多，在濃度梯度的影響下，氫原子不斷在鋼體的間隙中擴(kuò)散、運(yùn)動。當(dāng)氫在鋼基體濃度達(dá)到一定量后，管線鋼的性能就會受到影響［9］。

5.3 焊縫

高強(qiáng)管線鋼的應(yīng)力腐蝕敏感性較高，同時管道失效事故的調(diào)查顯示，焊縫處是油氣管道的薄弱環(huán)節(jié)，因此對于高強(qiáng)管線鋼的焊縫處的腐蝕問題要引起注意。據(jù)四川氣田1970～1990年輸氣管道斷裂事故的統(tǒng)計(jì)，焊接位置的開裂占到管道失效事故總數(shù)的72%。

油氣管道的應(yīng)力腐蝕開裂常源于焊接接頭的區(qū)域。但是管道焊縫的開裂有其特殊性，在管焊過程中使焊縫形成了特殊的組織特征，產(chǎn)生了較多的殘余應(yīng)力，這使得焊縫比母材在應(yīng)力腐蝕開裂方面更為敏感。焊縫的應(yīng)力腐蝕一般與硬化層寬度、工作溫度、焊縫處的合金元素含量、介質(zhì)等有關(guān)［10］。

［1］劉宏波，王書淼.CO2、H2S對油氣管道內(nèi)腐蝕影響機(jī)制［J］.油氣儲運(yùn)，2007，26(12):43-46.

［2］代真，段志祥.流體力學(xué)因素對液固兩相流沖刷腐蝕的影響［J］.石油化工設(shè)備，2006(3):4-7.

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