海上天然氣管道腐蝕泄漏綜合檢測與分析

陳 靜，潘大新，程久歡

海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

海上油氣田開發(fā)中，平臺作為集開采、生產(chǎn)和外輸于一體的生產(chǎn)單元，生產(chǎn)過程中有大量的原油輸入和輸出，并伴生大量的烴類氣體，而很多海上平臺又設置有上百人的生活單元，一旦發(fā)生油氣泄漏，尤其是天然氣泄漏，會導致閃火、毒氣侵害甚至爆炸事故，后果不堪設想[1]。一般海上平臺管道長度可達上千米，國內外平臺發(fā)生的油氣泄漏事故，接近三分之一是由于管道腐蝕導致的穿孔、破裂等原因引起的，因此進行海上天然氣管道的腐蝕檢測和分析是平臺安全運行的重要保障。

1 工程概況

渤海某近海平臺天然氣管道接連兩處發(fā)生了泄漏事故，不但危害人身安全，而且造成資產(chǎn)損失并影響了正常生產(chǎn)。發(fā)生泄漏的位置位于分離器氣相出口到平臺燃氣系統(tǒng)的天然氣管道，具體見圖1和圖2。

泄漏所在的1#管位于整段天然氣管道的上游端，2#管位于整段管道的下游端，泄漏點都位于管道爬升段下部彎頭面對氣體流向一側的焊縫位置。天然氣管道公稱直徑200 mm，公稱壁厚8.18 mm，腐蝕裕量3 mm，操作壓力為1 170 kPa，操作溫度為68.27℃。彎頭為45°，SCH40系列。

圖2 天然氣管道泄漏點2#位置正等軸測示意

2 管道腐蝕檢測與分析

對于海上天然氣管道的檢測，首先應檢查流體組分，通過腐蝕計算檢查管道的腐蝕裕量是否滿足要求，然后通過外觀檢查與測量、管道切割與低倍形貌檢測分析、微觀形貌檢測分析、金相檢測分析、材質檢測分析、力學性能分析等手段分析目前管材是否有問題，最后還應重點分析內壁腐蝕產(chǎn)物，以及建立有限元模型進行流體模擬計算，完成綜合腐蝕分析。

2.1 流體組分

根據(jù)現(xiàn)場取樣結果，天然氣組分見表1。

表1 天然氣組分（摩爾分數(shù)）/%

從表1可看出，H2S含量為0，有少量CO2和O2，實際上是H2S含量較低未能檢測出來。

2.2 腐蝕速率計算

根據(jù)以上數(shù)據(jù)，使用ECE（Electrical Corrosion Engineering）軟件計算此天然氣管道的腐蝕速率僅有0.05 mm/a，按照目前3 mm的腐蝕裕量，理論上可使用60年，因此管道設計滿足要求，需要進一步研究其他腐蝕原因。

2.3 切割前外觀檢查與壁厚測量

初步檢查，1#管和2#管未切割前的外觀沒有腐蝕和其他損傷痕跡，焊縫位置有補焊，見圖3、圖4，外觀無明顯問題。

圖3 1#天然氣管道外觀

圖4 2#天然氣管道外觀

1#管長度3 080 mm，其中彎頭間的45°爬升段長度約為660 mm；在焊縫周邊區(qū)域進行超聲波測厚，得壁厚最大值為8.74 mm，最小值為3.73 mm。2#管長度4 480 mm，其中彎頭間的45°爬升段長度約為600 mm；在焊縫周邊區(qū)域進行超聲波測厚，得壁厚最大值為8.88 mm，最小值為4.22 mm。

2.4 管道切割與低倍形貌檢測分析

以1#管為例，根據(jù)其管內形貌特點，劃分為5個區(qū)域進行切割和低倍形貌分析，見圖5、圖6。

圖5 1#天然氣管道彎頭處入口形貌

從圖6低倍形貌中可以看出，1區(qū)在入口焊縫位置下部有圓周向寬約70 mm、軸向長約50 mm較嚴重腐蝕痕跡；2區(qū)位置有體積型堆積結塊物，不易剝離；3區(qū)在入口焊縫位置上部周向有寬約150 mm、軸向長度為30 mm的長條形中度腐蝕痕跡，另外在此區(qū)還有面積型的輕微腐蝕；4區(qū)在出口焊縫，泄漏點就位于這一區(qū)域，焊縫周圈上半部分腐蝕較嚴重，下半部分腐蝕非常嚴重；5區(qū)在過焊縫之后的斜向45°直管部分，該區(qū)域在底部1/4圓周存在大面積沖刷痕跡的嚴重腐蝕，軸向長度約為250 mm，并且局部已經(jīng)出現(xiàn)深挖坑蝕。

圖6 1#天然氣管道腐蝕區(qū)域低倍形貌

同樣，對于2#管道檢測發(fā)現(xiàn)，出口焊縫及直管段有大面積腐蝕現(xiàn)象，且出現(xiàn)收窄的痕跡，證明存在氣體帶水沖刷；同時過焊縫之后的斜向45°直管上部，存在離散的嚴重腐蝕坑點，表明存在液體飛濺附著。

但對于1#和2#管道，直管段的管內壁卻沒有明顯的腐蝕缺陷。

2.5 微觀形貌檢測分析

在腐蝕區(qū)域進行高倍3D電子顯微鏡觀測以及掃描電鏡觀測，結果見圖7、圖8。

圖7 高倍3D電子顯微鏡微觀形貌

圖8 掃描電鏡微觀形貌

內壁蝕坑形貌直徑從10～0.1 mm不等，表面銹蝕部分呈黃色、紅色和褐色，大部分銹蝕松散，簡單刮磨后可以露出金屬顏色基體。進一步放大觀測倍數(shù)，可以清晰地看到腐蝕產(chǎn)物的3D形貌，樣貌類似琉璃，結構松散并且有大量的坑穴。對腐蝕表面進行掃描電鏡觀察，電鏡的圖像顯示腐蝕表面存在大量的坑穴結構，多數(shù)坑穴的外緣結構單薄。

2.6 金相檢測分析

金相組織結構是腐蝕失效分析的重要手段，用于判斷材質的微觀晶體結構是否存在引發(fā)腐蝕的缺陷。通常情況下，焊縫的質量也通過金相分析進行判斷。選擇1#和2#管片上未腐蝕的區(qū)域，包括母材和焊縫進行金相檢測。結果如圖9、圖10所示。

圖9 管道母材金相圖

圖10 焊縫處及焊縫邊部金相圖

從檢測結果中可以看出，管道內部為均勻的低碳鋼，金相組織正常，內外為均勻的鐵素體+珠光體組織，未見異常。焊接母材處金相組織與常規(guī)母材基體處相同，焊接處焊絲含碳量略高，但從基體到焊料處金相組織均勻變化，均為鐵素體+珠光體，焊縫處珠光體含量略有增加，晶粒有所長大，但該處金相組織結構致密，無明顯異常情況。

2.7 材質檢測分析

由于失效管道的材質為ASTMA106-B，故需要對標準中要求的10種元素進行光譜分析，對照標準鑒定管材牌號，見表2。從表2可以看出天然氣管材滿足材質要求。

2.8 力學性能檢測分析

2.8.1 拉伸試驗

試件依據(jù)ASTME8/E8M-2016a《金屬材料拉伸試驗方法》中要求的尺寸規(guī)格進行加工，共加工2個試件。拉伸試驗結果見表3，從表3看出，其數(shù)據(jù)符合管材標準要求，無異常。

表2 失效管道材質成分檢測對照（質量分數(shù)）/%

表3 拉伸試驗結果

2.8.2 硬度試驗

天然氣管材在標準中未對硬度指標進行要求。分別從三根管道上取樣進行硬度測試，結果見表4。母材硬度為HRA 47.2～47.6；熱影響區(qū)處因為有一定晶粒長大，硬度略有下降，為HRA 44.5～46.8；焊縫處因碳含量略有增高，硬度為HRA 49.4～51.6。硬度都屬于正常值。

表4 硬度HRA試驗結果

2.9 內部腐蝕產(chǎn)物檢測分析

超聲清洗掉松散物之后，進行能譜檢測，見圖11，分析表面元素。

圖11 能譜檢測結果

能譜分析結果顯示：除設施和管道鋼材料的Fe元素含量最高之外，還含有Na、Mg、Al、Ca、Cl等元素，而這些并非系統(tǒng)或流體所含元素，因此應為外部雜質因素，S、C、O、Si和Cu元素的含量也高于鋼材本身的含量，因此判定也有外來引入的成分。

確定了內部元素還無法斷定具體的腐蝕產(chǎn)物，需采用X射線衍射檢測，用于判斷腐蝕產(chǎn)物的元素價態(tài)及化合物組成。為了盡量使檢測覆蓋全面，選擇了兩處產(chǎn)物有差異的腐蝕試件進行分析。由于腐蝕產(chǎn)物非常復雜，XRD能譜的譜線繁多，此處重點選取強度高、特征明顯的譜線進行解析，選取兩處樣品，其XRD能譜見圖12和圖13。

圖12 樣品1的XRD能譜圖

從XRD分析結果來看，腐蝕產(chǎn)物中必然存在如下物質：

圖13 樣品2的XRD能譜圖

（1）鐵的硫化物：由于鐵腐蝕產(chǎn)生的硫化物成分類型多且復雜，圖譜中無法明確區(qū)分，但可以確定其必定存在。

（2）碳酸亞鐵：圖譜中非常直觀地識別出了這個單一成分。

（3）鐵的氧化物：此產(chǎn)物大多數(shù)可能是從現(xiàn)場切割取樣至實驗室分析期間接觸空氣氧化生成的。

（4）二氧化硅、硅酸鹽：很可能是在氣井的生產(chǎn)輸送流程中隨高速氣體帶入的顆粒物。

2.10 流體模擬分析

從管道內部的腐蝕形貌觀察，可以發(fā)現(xiàn)有明顯的流體沖刷痕跡，因此有必要對管道內部的流體進行分析。

管道中存在液態(tài)水，一種可能是工藝流程中帶入；另一種可能是氣態(tài)水含量過高，工作溫度低于水露點時導致游離水的析出。

根據(jù)1#管水平段的腐蝕痕跡觀察，水痕寬度為65 mm，深度為5.43 mm。可見，液態(tài)水在管道中的空間占比非常小，對氣體流動影響很小。腐蝕痕跡的區(qū)域僅限于低位彎頭的前段水平管段軸向長度約300 mm、低位彎頭區(qū)域及其后端軸向長度約250 mm的區(qū)域，整條管道其他絕大多數(shù)區(qū)域都沒有明顯的腐蝕跡象，因此可以斷定積水僅存在于低位彎頭附近的腐蝕區(qū)域。

通過有限元軟件ANSYS對氣體進行流體模擬分析。由于1#管與2#管相連，并且在兩個爬升段之間并沒有高程的變化，沒有其他流體重力的影響，因此可以將二者合并在一起建模分析。ANSYS的管道流速分析結果見圖14。

圖14 ANSYS管道流速分析/（m·s-1）

根據(jù)模型，在出入口上下彎頭處分別選取兩點進行模擬，得到入口下彎頭處氣體速度47.678 m/s，入口上彎頭處氣體速度12.217 m/s；出口下彎頭處氣體速度43.884 m/s，出口上彎頭處氣體速度為13.123m/s。從結果可以看出，爬升段低位彎頭的下半部分氣體流速變大，增加了攜帶液體的動力，可將液體繼續(xù)向上拖帶。由于氣液相間存在滑脫作用，因而隨著氣相速度的增大，管道低洼彎頭處積聚的液體就會與氣相在向上傾斜的管段中形成一種特殊的兩相流動。其流動主要表現(xiàn)為靠近氣液界面的液體部分在相間的摩擦剪切力作用下，氣體攜液向前流動，而靠近管壁的液體在自身重力作用下回流[2]。

在形貌分析中，發(fā)現(xiàn)管道的爬升段上半部分以及高位水平管段都沒有腐蝕跡象，表明液態(tài)水并未直接被氣體帶離彎頭區(qū)域，而是維持在一個相對穩(wěn)定的狀態(tài)，并且在低位水平管段積聚。

3 腐蝕綜合分析

（1）在非高溫環(huán)境下，此天然氣管道的腐蝕主要是電化學腐蝕。在油田環(huán)境中，電化學腐蝕必須有水參與，而且同時存在腐蝕性介質，主要包括酸性氣體（H2S、CO2）、腐蝕性鹽類（氯化物）、微生物（SRB）等[3]。從以上檢測分析顯示，失效管道的介質中存在H2S和CO2等酸性氣體，而在腐蝕產(chǎn)物的分析中也得到硫鐵化物和碳酸亞鐵等對應的物質。因此可以判斷管道的腐蝕存在H2S和CO2腐蝕。干燥的酸性氣體對金屬材料無腐蝕破壞作用，只有溶解在水中才具有腐蝕性[4]。通過形貌分析和流體分析，可知在管道內部存在積液現(xiàn)象，積聚的液態(tài)水為H2S和CO2提供了良好的溶解環(huán)境。雖然管道內部的液態(tài)水聚集量不大，H2S和CO2的質量分數(shù)也只有幾個10-6，但是由于氣體是持續(xù)流通的，一直有新鮮的酸性氣體與液態(tài)水接觸并溶解其中，這就會使水中的酸性介質越來越多。

（2）天然氣管道中存在沖刷腐蝕。腐蝕產(chǎn)物膜一定程度上對腐蝕有阻隔和延緩作用，但是在流體沖刷的情況下，腐蝕產(chǎn)物會被剝落并沖走，新鮮的基材就會暴露出來繼續(xù)受腐蝕[5]，圖15為沖刷腐蝕示意圖。結合流體分析，可以看出低位彎頭處的流速要大于沖刷腐蝕的臨界速度，所以管道中必然存在沖刷腐蝕問題。特別是在H2S和CO2的腐蝕環(huán)境中，腐蝕產(chǎn)物本身致密度就不夠，極易脫落，在沖刷作用下腐蝕就會更加明顯。形貌觀測發(fā)現(xiàn)的與拖曳水痕相符的腐蝕痕跡也印證了此類情況。

圖15 沖刷腐蝕示意

4 結論與建議

對于某海上平臺天然氣管道發(fā)生泄漏進行了綜合檢測與分析，結果表明：天然氣管道所有管材的成分、力學性能結果滿足設計要求的牌號標準，金相組織分析其母材和焊縫也不存在缺陷；腐蝕以坑蝕、臺地腐蝕和點蝕為主，主要發(fā)生在低位彎頭的抬升段；管道中低位彎頭區(qū)域存在積聚液態(tài)水，天然氣中含有腐蝕性的H2S和CO2氣體，加之氣體在管道中的高速流動，形成了電化學腐蝕和沖刷腐蝕雙重作用，是造成腐蝕的主要原因；管道的材質不能耐受當前的腐蝕環(huán)境，腐蝕速度非常快，超出了設計要求。針對分析得出的腐蝕原因，可以通過消除腐蝕性物質的方式（如投放殺菌劑）、消除管道中液態(tài)水（如降低天然氣中的水含量或者提高輸送溫度）、排查管道路由中的所有低位彎頭位置、選擇耐H2S和CO2腐蝕的管材等措施，防止腐蝕泄漏的發(fā)生。

通過應用天然氣管道腐蝕綜合檢測與分析體系，可以全面分析腐蝕原因，并能夠采取針對性的防腐蝕措施，同時可以準確預測腐蝕可能發(fā)生的位置，規(guī)避潛在發(fā)生腐蝕泄漏的風險，保障海上平臺的生產(chǎn)安全運行。