某海底管道失效原因

矯濱田，王建豐，常 煒，賈 旭

（1.中海石油（中國）有限公司，北京100010；2.中海油研究總院，北京100027）

1 概況

某油田的20.3／30.5mm雙層海底混輸管道，截面見圖1，管道相關(guān)參數(shù)如表1所示，長約為5.34km，2008年6月投入使用，2011年7月發(fā)生穿孔，在維修作業(yè)過程中，發(fā)現(xiàn)多處漏點(diǎn)。為了查明海底管道腐蝕穿孔原因，為后續(xù)相關(guān)工作提供支撐，本工作通過管道失效長度分析和腐蝕速率模擬計(jì)算，內(nèi)檢測數(shù)據(jù)分析，實(shí)物管段檢測分析，內(nèi)腐蝕模擬試驗(yàn)與緩蝕劑有效性分析逐步篩查和澄清導(dǎo)致海底管道泄漏的各種可能機(jī)制，分析和還原了海底管道腐蝕泄漏的關(guān)鍵成因，為以后海底管道的安全運(yùn)行提供借鑒。

表1 海底管道完工參數(shù)Tab.1 The completion parameters of subsea pipeline

2 內(nèi)檢測情況分析

為了更好地了解此海底管道的腐蝕情況，2011年10月開展了內(nèi)檢測作業(yè)。根據(jù)內(nèi)檢測結(jié)果，共發(fā)現(xiàn)內(nèi)管內(nèi)壁腐蝕點(diǎn)68 642個，其中腐蝕深度30%～49%的點(diǎn)有7 374個點(diǎn)，占總腐蝕點(diǎn)數(shù)的10.7%，外腐蝕缺陷41個，腐蝕深度大于50%的15個。對應(yīng)腐蝕深度情況如表2所示。

表2 內(nèi)管內(nèi)腐蝕缺陷統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)Tab.2 The statistics of the inner pipe corrosion defects

由檢測結(jié)果分析得到了海底管道內(nèi)管的內(nèi)外表面缺陷分布圖，如圖2和圖3所示。

圖2 內(nèi)管內(nèi)表面缺陷統(tǒng)計(jì)圖及鐘點(diǎn)位置分布圖Fig.2 The statistical and hour location figure of the inner surface defects of inner pipe

從圖2中可以看出從海底管道內(nèi)管的內(nèi)表面缺陷沿海底管道全長分布，海底管道內(nèi)管的內(nèi)表面腐蝕主要發(fā)生在管體底部，4點(diǎn)至8點(diǎn)之間且以管道KP3000至KP5000的內(nèi)腐蝕最為嚴(yán)重。從圖3中可以看出從海底管道內(nèi)管的外表面缺陷集中分布在KP4000至KP5000之間，海底管道內(nèi)管的外表面腐蝕主要發(fā)生在管道橫截面上半部分。其中第一個外表面缺陷發(fā)生在KP4068，，最后一個外表面缺陷發(fā)生在KP4473，腐蝕深度與原始壁厚比大于80%的點(diǎn)有三個，分別位于KP4413的01：14位置（84%），KP4413的09∶33位置（83%）和KP4461的03∶29位置（82%）。

圖3 內(nèi)管外表面缺陷統(tǒng)計(jì)圖及缺陷鐘點(diǎn)位置分布圖Fig.3 The statistical and hour location figure of the outer surface defects of inner pipe

3 腐蝕速率模擬計(jì)算

為了找出這條海底管道的失效原因，對其開展了腐蝕速率模擬計(jì)算。

海底管道設(shè)計(jì)時CO2含量為8.91%～9.95%，但投產(chǎn)后CO2含量在8%～20%范圍內(nèi)變化，如表3所示，高于設(shè)計(jì)時考慮的CO2含量，CO2分壓約0.2～0.4MPa，屬于較為嚴(yán)重的腐蝕環(huán)境；且氣體組分中出現(xiàn)極少量的H2S，可能會海底管道內(nèi)腐蝕產(chǎn)生影響。

表3 海底管道氣樣分析數(shù)據(jù)Tab.3 The gas sample data of the subsea pipeline

根據(jù)所收集的海底管道運(yùn)行數(shù)據(jù)，采用ECE4和DW95腐蝕模擬預(yù)測軟件進(jìn)行計(jì)算，運(yùn)行參數(shù)及預(yù)測計(jì)算結(jié)果如表4所示。其中，海底管道的油、氣、水輸量以及出入口溫度、壓力是根據(jù)油田生產(chǎn)日報(bào)表分析總結(jié)得出，出入口CO2含量、H2S含量根據(jù)歷年氣相分析數(shù)據(jù)得出，出入口HCO3－含量根據(jù)歷年水質(zhì)分析數(shù)據(jù)得出。

表4 海底管道運(yùn)行參數(shù)及預(yù)測計(jì)算結(jié)果Tab.4 The operation parameters and calculation results of the subsea pipeline

2009年12月至2011年6月，ECE4軟件預(yù)測的腐蝕速率在4.88mm／a至10.59mm／a之間，DW95軟件預(yù)測的腐蝕速率在4.03～9.50mm／a之間。腐蝕模擬預(yù)測軟件計(jì)算顯示，腐蝕速率最大值出現(xiàn)在2010年12月，ECE4和DW95軟件的預(yù)測結(jié)果分別為10.59mm／a和9.50mm／a。從模擬計(jì)算結(jié)果來看，該海底管道的腐蝕速率較高，且局部腐蝕產(chǎn)生的風(fēng)險(xiǎn)很高，特別是2010年12月時，若緩蝕劑達(dá)不到預(yù)測的效果，海底管道將產(chǎn)生局部腐蝕，且以較快的速度腐蝕穿孔。

4 海底管道實(shí)物管段檢測分析

2012年5月，針對腐蝕較嚴(yán)重的500m海底管道進(jìn)行了臨時更換，并成功打撈了部分失效管段運(yùn)抵實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行了實(shí)物管段的檢測分析。

4.1 腐蝕產(chǎn)物分析

打撈上來的數(shù)根管道內(nèi)管內(nèi)壁存在大量腐蝕坑，特別是位于4點(diǎn)和8點(diǎn)時鐘之間。宏觀腐蝕形貌主要存在著四個典型點(diǎn)蝕坑，分別為小點(diǎn)蝕坑、大點(diǎn)蝕坑、半圓式蝕坑及臺地狀蝕坑。

以35號蝕坑為例，腐蝕坑呈規(guī)則圓形，蝕坑底部腐蝕產(chǎn)物呈疏松狀，部分產(chǎn)物表面呈現(xiàn)開裂跡象。對蝕坑底部腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行EDS分析，結(jié)果表明腐蝕產(chǎn)物主要由鐵、碳、氧等元素組成，即腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3。

圖4 35號蝕坑的微觀形貌和能譜圖Fig.4 The micro morphology and energy spectrum analysis of No.35corrosion pit

關(guān)于CO2及H2S－CO2的局部腐蝕蝕坑發(fā)展，查閱國內(nèi)外相關(guān)文獻(xiàn)報(bào)道及腐蝕泄漏案例分析[1－5]，了解到這種腐蝕環(huán)境下管道腐蝕形態(tài)一般為如下幾種：點(diǎn)狀蝕坑、半圓蝕坑以及臺地狀蝕坑，還有流動誘導(dǎo)局部腐蝕蝕坑。本海底管道的腐蝕形態(tài)中，最常見的蝕坑形態(tài)為點(diǎn)狀、半圓蝕坑及臺地狀蝕坑，為典型的CO2局部腐蝕蝕坑。

4.2 內(nèi)管外壁檢測

大部分內(nèi)管外壁未發(fā)現(xiàn)嚴(yán)重的腐蝕痕跡，唯一較為嚴(yán)重的內(nèi)管外壁腐蝕發(fā)生在1號管上，也就是內(nèi)檢測發(fā)現(xiàn)的較嚴(yán)重的外腐蝕位置。腐蝕發(fā)生在各個時鐘點(diǎn)，基本分布了管段的整個周向，且都在距離焊縫的同一端。2點(diǎn)、6點(diǎn)和8點(diǎn)時鐘位置均出現(xiàn)腐蝕較為嚴(yán)重的蝕坑，5點(diǎn)時鐘位置對應(yīng)的蝕坑與內(nèi)檢測報(bào)告中的外壁83%最大損失處對應(yīng)，如圖5所示，其腐蝕位置位于焊縫補(bǔ)口處，說明焊縫補(bǔ)口邊緣容易成為流體滯留處從而產(chǎn)生較嚴(yán)重腐蝕。

圖5 內(nèi)管外壁腐蝕宏觀腐蝕形貌Fig.5 The corrosion morphology of the outer surface of inner pipe

對蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行XRD分析，結(jié)果表明腐蝕產(chǎn)物主要為鐵的氧化物，以FeCO3、Fe3O4和Fe2O3為主。說明內(nèi)管泄漏后流體進(jìn)入環(huán)空，在氧、二氧化碳、細(xì)菌同時存在的情況下，流體的鹽度和pH值發(fā)生變化，此時內(nèi)管外壁進(jìn)一步被腐蝕但未達(dá)到穿孔。腐蝕產(chǎn)物分析說明，生產(chǎn)液體進(jìn)入環(huán)空產(chǎn)生的CO2腐蝕是本海底管道外管失效的主要原因；腐蝕產(chǎn)物中仍存在的少量鐵的氧化物則表明環(huán)空中原有空氣中包含的氧氣也參與了腐蝕過程，使CO2腐蝕過程大大加速并形成氧化物腐蝕產(chǎn)物。

4.3 外管內(nèi)壁檢測

通過清洗某些外管管段觀察外管內(nèi)壁的腐蝕情況，發(fā)現(xiàn)外管內(nèi)壁大部分只是輕微的腐蝕，少數(shù)管段在焊縫處有一些小半圓蝕坑出現(xiàn)。有兩段外管有嚴(yán)重的腐蝕漏點(diǎn)，如圖6所示。

外管漏點(diǎn)區(qū)域減薄明顯，由圖6可見，漏點(diǎn)附近的腐蝕形貌呈錐形由內(nèi)壁向外壁擴(kuò)展，腐蝕原因是因?yàn)樯a(chǎn)流體進(jìn)入環(huán)空而產(chǎn)生的內(nèi)腐蝕造成。

圖6 外管內(nèi)壁宏觀腐蝕形貌Fig.6 The corrosion morphology of the inner surface of outer pipe

5 內(nèi)腐蝕模擬試驗(yàn)與緩蝕劑有效性評價

海底管道投產(chǎn)運(yùn)行后，因CO2含量一直在變化，且在氣體中還存在極少量的H2S，對緩蝕劑的篩選提出了更高的要求，緩蝕劑先后采用了多種緩蝕劑產(chǎn)品，一直未能定型，注入情況匯總于表5。

表5 緩蝕劑加注情況Tab.5 The injection situation of corrosion inhibitors

根據(jù)內(nèi)、外管的實(shí)際運(yùn)行參數(shù)，在實(shí)驗(yàn)室模擬海底管道的腐蝕環(huán)境。由于模擬試驗(yàn)參數(shù)太多，結(jié)合海管的運(yùn)行參數(shù)，將試驗(yàn)溫度定為70℃、CO2分壓定為0.3MPa，選取試驗(yàn)材料、緩蝕劑、流速參數(shù)作為變量，開展腐蝕模擬試驗(yàn)與緩蝕劑有效性評價試驗(yàn)。圖7給出不同緩蝕劑的緩釋效率，油田所使用的緩蝕劑效果不佳，有明確時間使用的3種緩蝕劑的緩蝕效率均低于90%，只有HAS－06緩蝕劑的緩蝕效率在90%以上，但作業(yè)者未明確油田是否使用了該緩蝕劑。圖8給出了在相同條件下分別加入30mg／L的 HYH－151B、TS－719B、RY－21和HAS－06緩蝕劑后的宏觀腐蝕形貌圖。由宏觀腐蝕形貌可以看出，加入緩蝕劑TS－719B和RY－21后的試樣表面出現(xiàn)了嚴(yán)重的局部腐蝕，而加入緩蝕劑HYH－151B和HAS－06的試樣表面主要為輕微的均勻腐蝕。

圖7 不同緩蝕劑的緩蝕效率Fig.7 The corrosion inhibition efficiency of different corrosion inhibitors

6 結(jié)論與建議

6.1 結(jié)論

（1）油田投產(chǎn)后CO2含量在8%～20%范圍內(nèi)變化，高于設(shè)計(jì)時考慮的CO2含量8.91%～9.95%，CO2分壓約0.2～0.4MPa，屬于較為嚴(yán)重的腐蝕環(huán)境。

（2）同時由于輸送介質(zhì)組份的變化較大，給緩蝕劑篩選造成很大困難，盡管先后使用了6種緩蝕劑，但緩蝕劑效率不佳、且未能有效抑制CO2局部腐蝕。

圖8 不同緩蝕劑下的X65鋼的腐蝕形貌Fig.8 The corrosion morphology under different corrosion inhibitor conditions

6.2 建議

（1）對于碳鋼管道，緩蝕劑是保障內(nèi)腐蝕控制的重要屏障，必須根據(jù)設(shè)計(jì)要求，從緩蝕劑篩選、加注和運(yùn)行管理多方面，保障緩蝕劑有效性，確保應(yīng)用到現(xiàn)場能夠有效抑制局部腐蝕，并及時根據(jù)含水率的變化、氣體組分變化調(diào)整緩蝕劑類型及注入量。

（2）改善腐蝕監(jiān)測技術(shù)的應(yīng)用，并及時根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)、工藝參數(shù)的波動、氣體組分變化等調(diào)整腐蝕控制措施。

（3）加強(qiáng)前期研究階段基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，并與周邊油氣田進(jìn)行對比，選取合理的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)；優(yōu)化選材研究，針對極易產(chǎn)生局部腐蝕的環(huán)境開展腐蝕模擬試驗(yàn)。

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