摘 要:某油田地面集輸管道彎頭腐蝕相當嚴重,穿孔事故頻發。通過宏觀觀察、化學成分分 析、金相檢驗、掃描電鏡觀察、能譜分析以及高溫高壓模擬腐蝕試驗等方法,分析了管道彎頭穿孔的 原因。結果表明:管道彎頭的化學成分符合技術要求,且顯微組織無異常;管道減薄及穿孔主要是 CO2 和 H2S的協同腐蝕作用及流體沖刷所致。 

關鍵詞:腐蝕;穿孔;集輸管道;彎頭;沖蝕 

中圖分類號:TG115                         文獻標志碼:B                    文章編號:1001-4012(2022)01-0072-04

某油田為提高采收率和降低采油成本,陸續實 施了二氧化碳吞吐和二氧化碳驅油工藝,使得采出 液和伴生氣中的二氧化碳含量升高,同時伴生氣中 開始出現硫化氫。近年來,地面集輸管道腐蝕穿孔 事故頻繁發生,嚴重影響了油田的正常生產。 

某外輸管線自實施二氧化碳吞吐和二氧化碳驅 油工藝以來,在管道的底部、彎頭等部位發生了多次 腐 蝕 穿 孔。 該 管 線 長 3.05 km,采 用 規 格 為 ?219mm×7mm 的 無 縫 鋼 管,運 行 壓 力 為 0.89MPa,材料為20號鋼,工作壓力為1.0 MPa左 右,工作溫度為40~60℃,腐蝕穿孔基本為內部腐蝕 所致。 

1 理化檢驗

1.1 宏觀觀察 

將發生腐蝕穿孔的管道彎頭對剖,觀察管段外 壁和內壁的宏觀形貌,并采用數碼相機進行拍照記 錄,見圖1。該彎頭為對接焊彎頭,其外壁完好,無 明顯腐蝕坑及腐蝕產物,如圖1a)所示。管體內壁 發生明顯腐蝕的區域表面光滑,無明顯疏松狀物質 存在,未見明顯腐蝕的區域表面有一層完整且致密 的物質。腐蝕區域主要集中在管道彎頭的底部、焊 縫及其附近區域、彎頭轉角部位等,腐蝕表面呈明顯 的溝槽狀,管壁局部減薄極其嚴重,穿孔位置在焊縫 處,如圖1b)、圖1c)所示。

1.2 化學成分分析 

從 穿 孔 管 道 彎 頭 上 取 樣 ,按 照GB/T4336-2016《碳素鋼和中低合金鋼 多元素含量的測定 火 花放電原子發射光譜法》,用 ARL4460型直讀光譜 儀對其進行化學成分分析,結果見表1,其化學成分 符合標準值。

1.3 金相檢驗 

從管道彎頭上取樣,依據 GB/T13298-2015 《金屬顯微組織檢驗方法》、GB/T6394-2017《金屬 平均晶粒度測定方法》和 GB/T10561-2005《鋼中 非金屬夾雜物含量的測定標準評級圖顯微檢驗法》, 進行組織、晶粒度及非金屬夾雜物分析,并對腐蝕坑 附近區域的腐蝕形貌及顯微組織進行觀察,結果如 表2和圖2所示。由表2和圖2可見:管道彎頭的顯 微組織均勻細小且無異常,為鐵素體+珠光體,晶粒 度為8級;非金屬夾雜物未超標準尺寸;管道彎頭主 要為內壁腐蝕,腐蝕坑底未發現裂紋,組織無異常。

1.4 掃描電鏡觀察及能譜分析 

從管 道 彎 頭 穿 孔 部 位 取 樣,采 用 掃 描 電 鏡 (SEM)及能譜儀(EDS)對試樣表面進行觀察及腐 蝕產物成分分析。如圖3所示,試樣表面覆蓋了一 層相對致密的腐蝕產物,局部腐蝕坑較為明顯。由 表3可知,腐蝕坑(A)內主要含有鐵、碳、硫、氧四種 元素,而腐蝕坑外(B,C 兩處)則主要含有鐵、氧、碳 三種元素,硫元素在腐蝕坑內有聚集的現象。

2 模擬腐蝕試驗結果 

采用與現場管道材料相同的20號鋼掛片試樣, 在高溫高壓釜內進行模擬腐蝕試驗,分析20號鋼在 現場環境中的腐蝕規律。試驗環境為模擬現場環 境,腐蝕介質采用現場取回的水樣,水的體積分數為 75%,pH 為7.13,礦化度為3.02g/L,水樣分析結 果如表4所示,試驗參數如表5所示。模擬腐蝕試 驗結束后,對試樣表面進行去污劑及除膜液清洗處 理,清除表面的腐蝕產物,在干燥箱中放置12h后, 采用 FR2300MK 型電子天平稱量,計算試樣的質量 損失和腐蝕速率。

如圖4所示,20號鋼的腐蝕速率隨CO2 體積分 數的增大而增大。對腐蝕后的試樣表面進行觀察, 如圖5所示。由圖5可見:CO2 體積分數為5%和 10%時,20號鋼表面呈均勻腐蝕形貌,無明顯的點 蝕坑存在;CO2 體積分數為20%時,20號鋼表面存 在大量的點蝕坑。 

3 分析與討論 

管道彎頭的宏觀觀察及金相檢驗結果表明,管 道彎頭外壁腐蝕十分輕微,內壁存在大量的腐蝕坑, 局部存在致密的腐蝕產物。因此,管道彎頭以內壁 腐蝕為主,穿孔為內壁腐蝕所致。能譜分析結果表 明,管道彎頭內壁腐蝕產物主要含有鐵、氧、碳三種 元素,腐蝕形貌及腐蝕產物形態均為典型的 CO2 腐 蝕特征。由此可初步判斷管道彎頭內壁發生 CO2 腐蝕。此外,與腐蝕坑外區域相比,腐蝕坑內的硫元 素含量非常高,表明腐蝕過程還伴隨有一定的 H2S 腐蝕[1-6]。

模擬腐蝕試驗結果表明,20號鋼的腐蝕速率隨CO2 體積分數的增大而增大,在 CO2 體積分數為20%時,20號鋼表面出現大量的腐蝕坑。在試驗條件下,CO2 與 H2S 的 分 壓 比 為 20<PCO2/PH2S <500時,屬于 H2S與 CO2 的協同腐蝕類型[2],當溫度低于60 ℃時,20號鋼表面形成的 FeS腐蝕產物膜呈多孔狀且不穩定,不能起到保護作用。同時,FeS膜層是良導體,且溶解度非常低,作為陰極起到促進點蝕的作用。

此外,管道彎頭內壁發生明顯腐蝕的部位表面 光滑,無明顯疏松狀物質存在;未見明顯腐蝕的部位 表面有一層完整且致密的物質。腐蝕主要發生在管 道彎頭底部、焊縫及其附近區域、彎頭轉角部位等, 腐蝕表面呈明顯的溝槽狀,局部腐蝕減薄極其嚴重, 穿孔部位位于焊縫處。由此可判斷,管道彎頭內壁 腐蝕主要是其底部腐蝕介質沉積、流體流向變化對 管道彎頭造成的沖刷腐蝕所致。沖蝕是高速流體的 機械損壞與電化學腐蝕共同作用的結果。發生腐蝕 的金屬表面呈深或馬蹄形凹槽,一般按流體的流動 方向進入金屬表面層,腐蝕表面光滑,沒有腐蝕產物 積累[7]。 

腐蝕集中在彎頭對接焊焊縫附近的主要原因是 焊縫處會存在焊渣、焊瘤等,焊口及其附近區域將從 兩方面加劇腐蝕:一方面,焊口及其附近區域成為活 性區,成為陽極,發生腐蝕;另一方面,當流體突然被改變方向時(如彎管)或流體受內壁障礙物(如環焊 縫)阻擋時,被迫改變方向的部位,障礙物及其后面 的管道所受的沖刷作用加劇,沖蝕就會加劇[8]。

4 結論 

(1)管道彎頭減薄及穿孔主要是 CO2 和 H2S 的協同腐蝕作用及流體沖刷腐蝕所致。 

(2)應避免使用對接彎頭。

參考文獻: 

[1] 張學元,邸超,雷良才.二氧化碳腐蝕與控制[M].北 京:化學工業出版社,2000:20-21. 

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[3] 梁裕如,姬丙寅.某輸油管道腐蝕泄漏失效原因分析 [J].表面技術,2016,45(8):68-73. 

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[5] 范兆廷,袁宗明,劉佳,等.H2S及 CO2 對管道腐蝕機 理與防護 研 究 [J].油 氣 田 地 面 工 程,2008(10):39- 40. 

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[7] 馬穎,任峻,李元東,等.沖蝕磨損研究的進展[J].蘭 州理工大學學報,2005(1):21-25. 

[8] 蔡銳,韓燕,常澤亮,等.高流速凝析氣田地面管線腐 蝕原因分析[J].機械工程材料,2011,35(5):86-89.