分享：某油田地面集输管道弯头腐蚀的原因

摘 要:某油田地面集输管道弯头腐蚀相当严重,穿孔事故频发。通过宏观观察、化学成分分 析、金相检验、扫描电镜观察、能谱分析以及高温高压模拟腐蚀试验等方法,分析了管道弯头穿孔的 原因。结果表明:管道弯头的化学成分符合技术要求,且显微组织无异常;管道减薄及穿孔主要是 CO2 和 H2S的协同腐蚀作用及流体冲刷所致。 

关键词:腐蚀;穿孔;集输管道;弯头;冲蚀 

中图分类号:TG115                         文献标志码:B                    文章编号:1001-4012(2022)01-0072-04

某油田为提高采收率和降低采油成本,陆续实 施了二氧化碳吞吐和二氧化碳驱油工艺,使得采出 液和伴生气中的二氧化碳含量升高,同时伴生气中 开始出现硫化氢。近年来,地面集输管道腐蚀穿孔 事故频繁发生,严重影响了油田的正常生产。 

某外输管线自实施二氧化碳吞吐和二氧化碳驱 油工艺以来,在管道的底部、弯头等部位发生了多次 腐 蚀 穿 孔。 该 管 线 长 3.05 km,采 用 规 格 为 ?219mm×7mm 的 无 缝 钢 管,运 行 压 力 为 0.89MPa,材料为20号钢,工作压力为1.0 MPa左 右,工作温度为40~60℃,腐蚀穿孔基本为内部腐蚀 所致。 

1 理化检验

1.1 宏观观察 

将发生腐蚀穿孔的管道弯头对剖,观察管段外 壁和内壁的宏观形貌,并采用数码相机进行拍照记 录,见图1。该弯头为对接焊弯头,其外壁完好,无 明显腐蚀坑及腐蚀产物,如图1a)所示。管体内壁 发生明显腐蚀的区域表面光滑,无明显疏松状物质 存在,未见明显腐蚀的区域表面有一层完整且致密 的物质。腐蚀区域主要集中在管道弯头的底部、焊 缝及其附近区域、弯头转角部位等,腐蚀表面呈明显 的沟槽状,管壁局部减薄极其严重,穿孔位置在焊缝 处,如图1b)、图1c)所示。

1.2 化学成分分析 

从 穿 孔 管 道 弯 头 上 取 样 ,按 照GB/T4336-2016《碳素钢和中低合金钢 多元素含量的测定 火 花放电原子发射光谱法》,用 ARL4460型直读光谱 仪对其进行化学成分分析,结果见表1,其化学成分 符合标准值。

1.3 金相检验 

从管道弯头上取样,依据 GB/T13298-2015 《金属显微组织检验方法》、GB/T6394-2017《金属 平均晶粒度测定方法》和 GB/T10561-2005《钢中 非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》, 进行组织、晶粒度及非金属夹杂物分析,并对腐蚀坑 附近区域的腐蚀形貌及显微组织进行观察,结果如 表2和图2所示。由表2和图2可见:管道弯头的显 微组织均匀细小且无异常,为铁素体+珠光体,晶粒 度为8级;非金属夹杂物未超标准尺寸;管道弯头主 要为内壁腐蚀,腐蚀坑底未发现裂纹,组织无异常。

1.4 扫描电镜观察及能谱分析 

从管 道 弯 头 穿 孔 部 位 取 样,采 用 扫 描 电 镜 (SEM)及能谱仪(EDS)对试样表面进行观察及腐 蚀产物成分分析。如图3所示,试样表面覆盖了一 层相对致密的腐蚀产物,局部腐蚀坑较为明显。由 表3可知,腐蚀坑(A)内主要含有铁、碳、硫、氧四种 元素,而腐蚀坑外(B,C 两处)则主要含有铁、氧、碳 三种元素,硫元素在腐蚀坑内有聚集的现象。

2 模拟腐蚀试验结果 

采用与现场管道材料相同的20号钢挂片试样, 在高温高压釜内进行模拟腐蚀试验,分析20号钢在 现场环境中的腐蚀规律。试验环境为模拟现场环 境,腐蚀介质采用现场取回的水样,水的体积分数为 75%,pH 为7.13,矿化度为3.02g/L,水样分析结 果如表4所示,试验参数如表5所示。模拟腐蚀试 验结束后,对试样表面进行去污剂及除膜液清洗处 理,清除表面的腐蚀产物,在干燥箱中放置12h后, 采用 FR2300MK 型电子天平称量,计算试样的质量 损失和腐蚀速率。

如图4所示,20号钢的腐蚀速率随CO2 体积分 数的增大而增大。对腐蚀后的试样表面进行观察, 如图5所示。由图5可见:CO2 体积分数为5%和 10%时,20号钢表面呈均匀腐蚀形貌,无明显的点 蚀坑存在;CO2 体积分数为20%时,20号钢表面存 在大量的点蚀坑。 

3 分析与讨论 

管道弯头的宏观观察及金相检验结果表明,管 道弯头外壁腐蚀十分轻微,内壁存在大量的腐蚀坑, 局部存在致密的腐蚀产物。因此,管道弯头以内壁 腐蚀为主,穿孔为内壁腐蚀所致。能谱分析结果表 明,管道弯头内壁腐蚀产物主要含有铁、氧、碳三种 元素,腐蚀形貌及腐蚀产物形态均为典型的 CO2 腐 蚀特征。由此可初步判断管道弯头内壁发生 CO2 腐蚀。此外,与腐蚀坑外区域相比,腐蚀坑内的硫元 素含量非常高,表明腐蚀过程还伴随有一定的 H2S 腐蚀[1-6]。

模拟腐蚀试验结果表明,20号钢的腐蚀速率随CO2 体积分数的增大而增大,在 CO2 体积分数为20%时,20号钢表面出现大量的腐蚀坑。在试验条件下,CO2 与 H2S 的 分 压 比 为 20<PCO2/PH2S <500时,属于 H2S与 CO2 的协同腐蚀类型[2],当温度低于60 ℃时,20号钢表面形成的 FeS腐蚀产物膜呈多孔状且不稳定,不能起到保护作用。同时,FeS膜层是良导体,且溶解度非常低,作为阴极起到促进点蚀的作用。

此外,管道弯头内壁发生明显腐蚀的部位表面 光滑,无明显疏松状物质存在;未见明显腐蚀的部位 表面有一层完整且致密的物质。腐蚀主要发生在管 道弯头底部、焊缝及其附近区域、弯头转角部位等, 腐蚀表面呈明显的沟槽状,局部腐蚀减薄极其严重, 穿孔部位位于焊缝处。由此可判断,管道弯头内壁 腐蚀主要是其底部腐蚀介质沉积、流体流向变化对 管道弯头造成的冲刷腐蚀所致。冲蚀是高速流体的 机械损坏与电化学腐蚀共同作用的结果。发生腐蚀 的金属表面呈深或马蹄形凹槽,一般按流体的流动 方向进入金属表面层,腐蚀表面光滑,没有腐蚀产物 积累[7]。 

腐蚀集中在弯头对接焊焊缝附近的主要原因是 焊缝处会存在焊渣、焊瘤等,焊口及其附近区域将从 两方面加剧腐蚀:一方面,焊口及其附近区域成为活 性区,成为阳极,发生腐蚀;另一方面,当流体突然被改变方向时(如弯管)或流体受内壁障碍物(如环焊 缝)阻挡时,被迫改变方向的部位,障碍物及其后面 的管道所受的冲刷作用加剧,冲蚀就会加剧[8]。

4 结论 

(1)管道弯头减薄及穿孔主要是 CO2 和 H2S 的协同腐蚀作用及流体冲刷腐蚀所致。 

(2)应避免使用对接弯头。

参考文献: 

[1] 张学元,邸超,雷良才.二氧化碳腐蚀与控制[M].北 京:化学工业出版社,2000:20-21. 

[2] 王朋飞,李春福,王斌,等.CO2 对套管钢 H2S腐蚀行 为影响的 研 究 [J].西 南 石 油 大 学 学 报,2007(S2): 139-142,181. 

[3] 梁裕如,姬丙寅.某输油管道腐蚀泄漏失效原因分析 [J].表面技术,2016,45(8):68-73. 

[4] 范兆廷,袁宗明.H2S及 CO2 对管道腐蚀机理与防护 研究[J].油气田地面工程,2008,27(10):39-40. 

[5] 范兆廷,袁宗明,刘佳,等.H2S及 CO2 对管道腐蚀机 理与防护 研 究 [J].油 气 田 地 面 工 程,2008(10):39- 40. 

[6] 宋文明,杨贵荣,冯萍萍,等.20钢在 CO2/水溶液气 液两相流液相中的腐蚀行为[J].材料热 处 理 学 报, 2016,37(9):118-123. 

[7] 马颖,任峻,李元东,等.冲蚀磨损研究的进展[J].兰 州理工大学学报,2005(1):21-25. 

[8] 蔡锐,韩燕,常泽亮,等.高流速凝析气田地面管线腐 蚀原因分析[J].机械工程材料,2011,35(5):86-89.