某灘海油田輸油管道腐蝕成因檢測分析

范家僖

中國石油冀東油田南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山063200

近年來，國內(nèi)油田油氣集輸管道的腐蝕情況日趨嚴重[1-4]，尤其是CO2驅(qū)油作業(yè)，夾帶CO2的油井采出液會嚴重腐蝕碳鋼管道[5-9]，油田不得不采取措施隨時修補管道甚至更換管道材質(zhì)。某灘海油田NP2-3外輸油管道2008年建設(shè)投入運行，管道規(guī)格D273mm×7.8mm，材質(zhì)為L360MB管道鋼，設(shè)計壓力2.5 MPa，運行壓力1.65 MPa，運行溫度40.5℃，管道外防腐保溫結(jié)構(gòu)為聚乙烯冷纏帶+聚氨酯黃夾克，無內(nèi)防腐，介質(zhì)為多口油井的油水采出液，管道運行前期混輸過CO2注入井返排液。從2018年開始，NP2-3外輸油管道多次發(fā)生腐蝕泄漏。為了查明NP2-3外輸油管道腐蝕原因，在管道腐蝕減薄嚴重部位截取一段管體，進行各項檢測和分析，以便采取相應的技術(shù)措施，延長管道使用壽命。

1 管道內(nèi)壁腐蝕形貌宏觀分析

截取段管道外壁防腐保溫層完好，管體外壁基本無腐蝕痕跡。管道內(nèi)壁底部結(jié)垢清理前后的形貌如圖1所示。

由圖1（a）可以看出，管道腐蝕減薄發(fā)生在管道內(nèi)壁一側(cè)；管道內(nèi)壁在圓周方位偏于底部的區(qū)域存在結(jié)垢較多的現(xiàn)象，而其他區(qū)域結(jié)垢很少。

圖1 管道內(nèi)壁底部清理前后的形貌

由圖1（b）可以看出，管道內(nèi)壁底部結(jié)垢嚴重的部位清理干凈后，露出很多的腐蝕坑，這些腐蝕坑與結(jié)垢部位相對應，形成了垢下腐蝕；管道內(nèi)壁無結(jié)垢現(xiàn)象的其他區(qū)域基本無腐蝕坑，這說明管道內(nèi)壁的嚴重腐蝕與結(jié)垢現(xiàn)象存在直接對應關(guān)系；銹垢沉積層最厚的部位腐蝕減薄最大，并且是以腐蝕坑的形式出現(xiàn)，腐蝕坑的直徑達到15 mm左右，腐蝕形態(tài)符合垢下腐蝕的形貌特征。

2 管道內(nèi)壁腐蝕微觀檢測分析

在管道腐蝕嚴重的區(qū)域截取供檢測分析用的小試樣，試樣用酒精清洗除油后，試樣內(nèi)壁通過掃描電鏡觀察腐蝕微觀形貌（見圖2），通過能譜儀檢測腐蝕產(chǎn)物成分（見表1）來分析腐蝕機理。

圖2 試樣內(nèi)壁腐蝕坑里的微觀形貌

表1 管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物成分

由圖2可以看出，管道試樣內(nèi)壁有些大腐蝕坑的中心會有一個凸臺，而其圓周區(qū)域有腐蝕凹陷，這不符合常規(guī)油水條件下垢下腐蝕的形貌（一般為中間最深、邊緣較淺），而符合CO2腐蝕的“臺地”特征。另外，大部分的腐蝕坑邊緣界限明顯，外側(cè)基本不腐蝕，這也不符合常規(guī)油水條件下垢下腐蝕的形式（一般腐蝕坑邊緣外側(cè)也有腐蝕，呈現(xiàn)逐漸過渡形態(tài)）。腐蝕坑里的腐蝕產(chǎn)物呈現(xiàn)細結(jié)晶狀特點，這是CO2腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌特征。由此判斷，管道內(nèi)壁腐蝕坑多數(shù)是CO2腐蝕產(chǎn)生的。

從表1可以看出，管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物的化學成分主要為C、O、Fe元素，判斷主要為CO2腐蝕產(chǎn)物，總反應式為：CO2+H2O+Fe=FeCO3+H2。腐蝕產(chǎn)物中檢測出少量Cl元素，Cl-的存在將大大加速腐蝕進程，特別是會促進點蝕和垢下腐蝕的速率。

3 管道試樣酸洗后內(nèi)壁檢測分析

用鹽酸和烏洛托品配制特殊酸洗劑，將管道試樣浸泡酸洗，清洗除掉試樣內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物，試樣酸洗前后的腐蝕表面形貌如圖3所示。用顯微鏡檢查試樣內(nèi)壁是否有裂紋等缺陷，檢測管體最薄處厚度，估算管道的腐蝕速率。

圖3 試樣酸洗前后的腐蝕表面形貌

由圖3可以看出，酸洗后管道試樣內(nèi)壁腐蝕坑中心的凸臺十分明顯，并且腐蝕坑邊界清晰，腐蝕坑外側(cè)基本無腐蝕，這符合CO2腐蝕的點蝕坑特征。試樣內(nèi)壁的腐蝕坑及其他區(qū)域均未發(fā)現(xiàn)微裂紋的痕跡，判斷管道內(nèi)壁不存在應力腐蝕現(xiàn)象。

測量管道試件腐蝕坑深度，最小剩余壁厚只有3.8 mm，管體原始壁厚7.8 mm，剩余壁厚只有原始壁厚的48.72%。NP2-3外輸油管道2008年12月投入運行，截止到2019年初，累計運行10年多，按照最大腐蝕深度計算（7.8 mm-3.8 mm=4.0 mm），年平均腐蝕速率為0.40 mm/a，遠高于GB/T 23258—2009《鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》對碳鋼的腐蝕率小于0.025 mm/a要求，據(jù)此判斷屬于嚴重腐蝕。

4 管道金相組織檢測分析

在管道上截取加工試樣，經(jīng)金相砂紙和研磨膏研磨和拋光制樣，用4%硝酸酒精溶液浸蝕，用金相顯微鏡分析試樣橫截面的金相組織（見圖4、圖5），評級微觀組織，查找是否有應力腐蝕裂紋、內(nèi)外壁脫碳、晶間腐蝕等痕跡，判定微觀組織是否正常。

由圖4可以看出，管體金相組織為鐵素體+少量珠光體，晶粒度為7.5級，未發(fā)現(xiàn)粗大的或數(shù)量較多的非金屬夾雜物，金相組織正常，說明管體材質(zhì)合格。由圖5可以看出，管體內(nèi)壁附近的腐蝕坑處微觀組織中，未發(fā)現(xiàn)脫碳、微裂紋和晶間腐蝕痕跡，說明管體不存在H2S等造成應力腐蝕的可能性。

圖4 管體中部的金相組織（500倍）

5 管道腐蝕成因分析與結(jié)論

NP2-3外輸油管道的外壁基本無腐蝕，管道內(nèi)壁的下部腐蝕嚴重，上部腐蝕輕微，根據(jù)管道的腐蝕形貌，確定管道腐蝕類型為點蝕+垢下腐蝕，排除晶間腐蝕和應力腐蝕的可能性。

根據(jù)NP2-3管道前期混輸CO2注入井返排液的生產(chǎn)工況，以及管道內(nèi)壁腐蝕坑形貌和腐蝕產(chǎn)物成分，確定管道腐蝕因素主要為CO2局部點蝕，油水介質(zhì)里的Cl-加速了點蝕發(fā)生。

判斷管道腐蝕原因為：管道運行前期混輸?shù)淖⑷刖蹬乓褐泻写罅緾O2，在Cl-促進作用下，在管道內(nèi)壁產(chǎn)生點蝕，并且在管道內(nèi)壁下部點蝕處逐漸沉積銹垢，進而形成垢下腐蝕，加快了腐蝕速率，形成尺寸較大的腐蝕坑。

6 管道防腐建議措施

根據(jù)NP2-3外輸油管道目前的運行工況，以及管道腐蝕程度，結(jié)合投入成本與技術(shù)可行性，提出管道集輸工藝改進和在用管道修補方面的指導性措施。

（1）管道集輸工藝改進。淺灘區(qū)注入井返排液中含有大量CO2，如果與常規(guī)油井采出液一起混輸，會對碳鋼管道產(chǎn)生嚴重腐蝕。因此，對注入井返排液預先進行CO2分離處理，并采用專用耐蝕材質(zhì)管道輸送，不再混輸?shù)教间摴艿览铩?/p>

圖5 管體內(nèi)壁附近的金相組織（500倍）

（2）在用管道修補措施。根據(jù)NP2-3外輸油管道的內(nèi)檢測情況，管道全程的前半段腐蝕缺陷較多并且腐蝕減薄較大，管道后半段腐蝕缺陷較少并且腐蝕減薄較小。制定維修計劃，將管道前半段腐蝕集中且嚴重的那部分管段徹底更換，其他分散的腐蝕嚴重的局部采用碳纖維樹脂補強修復。對原NP2-3外輸油管道中繼續(xù)留用的部分，定期進行管道清垢處理，以消除管道垢下腐蝕的因素。