海上某油田海底管線的腐蝕失效原因

楊 寨

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

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海上某油田海底管線的腐蝕失效原因

楊 寨

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

利用SEM、EDS、XRD分析了海上某油田海底管道腐蝕穿孔失效原因，并利用高壓釜掛片試驗模擬了不同海底工況條件下影響管線腐蝕的因素。結果表明,海底管道內部垢樣主要由CaCO3、BaSO4等組成，并形成了“垢下”腐蝕環境，最終導致管線由內至外腐蝕穿孔；在高壓釜模擬試驗中，硫酸鹽還原菌(SRB)+細砂+碳酸鈣硫酸鋇垢層最符合海底管線現場工況。并根據研究結果提出針對性防腐蝕措施。

腐蝕;失效分析;海底管道;海上油田;高壓釜模擬試驗

近幾十年來,隨著我國海上油(氣)田的不斷開發和海洋石油工業的發展,海上采油平臺、浮式生產設施(FPSO)及海底管道也在不斷增加。海底管道已成為海上油(氣)田開發生產系統的主要組成部分,是連續輸送大量油(氣)最快捷、最安全和經濟可靠的運輸方式,是廣泛應用于海洋石油工業的一種有效運輸手段。海底管道是海上油氣田開發的大動脈，是海洋油氣資源開發工程的重要組成部分。但是這些大規模的海底油氣運輸管道，必然會受到海洋環境的腐蝕侵害[1]。海底管線一般采用鋼質管道，耐蝕性較差，隨著服役年限的增加，管道腐蝕失效的風險加劇，泄漏和斷裂破壞事故逐漸增多[2]。海底管道的腐蝕問題主要來自以下幾方面：管線內流體的腐蝕、海洋環境所引起的外腐蝕、交叉作業和自然災害造成的機械損傷等。我國每年因腐蝕造成的經濟損失至少有200億元,尤其是在石油化工企業腐蝕損失量更大[3]。海底管道的腐蝕失效不僅直接導致停產等巨大經濟損失，甚至有可能造成嚴重的海洋環境污染和極壞的社會影響。因此,本工作通過對某油氣集輸管道在海洋及灘涂環境中的腐蝕行為進行研究，分析了失效原因，以期避免類似腐蝕實效事故的重演[4-5]，保證海底管道安全運行和延長使用壽命。

1　失效件概況

某油田管線所在海區水深約為30 m，年平均氣溫為22.9 ℃，底層流速達1.08 m/s。XX12-1B平臺和XX12-1A平臺之間采用立管(RISER)和輸送管(PIPELINE)連接，見圖1。XX12-1B平臺高31.4 m，XX12-1A平臺高30.2 m，輸送管線總長2.3 km。B平臺下岸海底管道壓力為1.5～2.0 MPa，A平臺上岸海底管道壓力基本維持在約1.6 MPa。下岸海底管道與上岸海底管道內壓力間存在0.5 MPa壓降。B平臺至A平臺間立管和輸送管道均為雙層管，雙層管結構由外向內依次為：防腐蝕層、外管、聚氨酯保溫層、內管。間隔一定距離安裝隔離木，用于支撐外管與內管間距離。由B平臺輸送至油田A中心平臺的流體包括：原油、油田產出水和天然氣。B平臺至A平臺間海底管道外防腐蝕采用犧牲陽極陰極保護。輸送過程中，在流體中加注緩蝕劑和防垢劑用于管線防護。目前，B平臺外輸管線采用緩蝕劑HYH-80-N和阻垢劑HYZ-121，加注方式為連續加注，緩蝕劑和阻垢劑的質量濃度均為30 mg·L-1。

2　試樣形貌

2.1宏觀形貌

失效件取樣位于彎管4處內管膨脹彎管的一段，尺寸為φ273.1 mm×11.1 mm，鋼號為X65。前期處理工作主要包括管道打撈、典型管段取樣、外管去除及內管封存。采用氣刨法將外管去除，并去除外管與內管間的聚氨酯保溫層等。

圖2中樣品放置方向為服役時的6點方向朝上，可觀察到樣品自彎管下游起6點方向存在成串的穿孔，從距下游焊縫0.57 m處開始出現穿孔，成串的穿孔延伸至下游直管段。樣品外壁6點方向存在局部腐蝕，直管段外壁有成片的腐蝕坑，彎管外壁6點方向存在腐蝕坑。將樣品剖開，觀察樣品腐蝕情況,見圖3。

由圖2，3可見，樣品外壁腐蝕主要集中在6點方向，腐蝕區域從管端至焊縫，腐蝕方式為點蝕，最大腐蝕坑深度2.12 mm,直徑27.24 mm，部分腐蝕坑出現穿孔，參考海底管道服役工況，推斷穿孔是由海底管道內壁腐蝕造成的，穿孔方向由內壁至外壁。

海底管道內壁附著有黑色油泥導致管體內壁呈黑色。為進一步觀察樣品內壁腐蝕產物形貌，用丙酮清洗除油后，觀察內壁腐蝕產物形貌。樣品管體內壁覆蓋致密腐蝕產物層，厚度約0.6～1.0 mm。腐蝕產物表面凹凸不平，但凹凸處邊緣圓滑，各方向腐蝕產物均無龜裂現象。腐蝕產物主要為黑灰色，部分區域呈紅棕色，估計是由于腐蝕產物在大氣中氧化所致。值得注意的是，樣品焊縫處測量點壁厚與其他位置測量點壁厚相差不大，且腐蝕程度相似，因此焊縫并非海底管道的腐蝕薄弱環節，這與宏觀分析結果相吻合。

2.2微觀形貌分析

為觀察海底管道內壁腐蝕形貌，在樣品彎管段12點方向、6點方向切取15 mm×15 mm塊狀試樣，用丙酮清洗烘干后，并用SEM觀察其橫截面形貌并進行EDS分析,見圖4和表1。

由圖4可見，樣品直管段內壁12點方向腐蝕產物較薄，內壁可見底大口小的葫蘆狀腐蝕坑，坑內填滿由鐵、碳、氧和少量硫組成的腐蝕產物;在6點方向原有的較厚腐蝕產物脫落處，殘留的腐蝕產物呈碎屑狀。緊貼金屬壁的腐蝕產物由鐵、碳、氧組成。在彎管內壁可觀察到鱗片狀晶體，該晶體的鐵∶碳∶氧(質量比)為1∶1∶3,并含有少量的硫元素，根據晶體形貌和能譜分析結果，推斷管體內壁鱗片狀晶體為FeCO3。

對現場取得的典型部位腐蝕產物清洗研磨后進行XRD分析，XRD測試環境真空度為10-8Torr，輻射光源為AlKα(1 486.71 eV)單色光源，光源強度為100 W(10 mA，10 kV),采用中核電荷補償表面電荷影響，鍵能標定采用C-H鍵(標準峰283.6 eV，試驗峰284.8 eV，Δ=1.2 eV),結果見圖5。

由圖5可見，腐蝕產物主要以有少量鐵的氧化物、CaCO3、BaSO4等沉積物，樣品中還含一定量細砂。在油田生產中不可避免會帶入少量細砂，因此，在后續的高壓閥模擬試驗中需加入少量的細砂模擬現場工況。XRD結果表明海底管道內壁覆蓋有硫酸鍶鋇鹽結垢層，垢層表面存在較多裂紋，其在局部形成了垢下腐蝕環境，加速了海底管道內壁腐蝕。

3　模擬試驗

根據現場提取的油水混合樣，進行初步油水分離后與現場運回的硫酸鹽還原菌(SRB)培養液混合，室內進行結垢預測，本試驗參照《SY-T 0026-1999水腐蝕性測試方法》，《SY-T5273-2000油田采出水用緩蝕劑評價方法》，使用高溫高壓釜進行掛片試驗，掛片條件如下：(A) 有細菌環境+細砂掛片；(B) 無細菌環境+細砂掛片；(C) 無細菌環境+細砂+掛片上有碳酸鈣和硫酸鋇垢層；(D) 有細菌+細砂+掛片上有碳酸鈣和硫酸鋇垢層。

試驗中海底管道的實際出口溫度為48 ℃，出口壓力為1.6 MPa，含水率21%(質量分數，下同)，試驗周期30 d。試驗環境有油水混合液環境1、2和高壓釜環境，其中，油田混合液直接取自現場，高壓釜底環境模擬油田采出水環境。試驗結束后，觀察試片局部腐蝕情況，并對掛片失重進行測量，計算腐蝕速率，對腐蝕后的掛片進行電鏡掃描分析。

表2和表3為試片在不同試驗條件下試驗30 d后的腐蝕速率和最大點蝕深度。

由表2和表3可見,釜底的掛片都要比同條件油水介質中的掛片腐蝕嚴重，根據水質分析和結垢預測并結合現場垢樣分析結果，現場管內有鋇鹽、有結垢物質，所以試驗工況中：SRB+碳酸鈣硫酸鋇垢層最符合現場工況。

將試驗后的掛片用石油醚清洗表面的油污后，進行SEM分析，見圖6。很明顯，在高壓釜試驗條件(A)、(B)中，SRB的存在導致腐蝕產物增多，在條件(C)、(D)中，碳酸鈣硫酸鋇垢層的存在，導致腐蝕更為嚴重。在試驗條件D(有SRB+有細砂+有碳酸鈣硫酸鋇垢層)中，腐蝕最為嚴重，出現大量點蝕坑，而且蝕坑深度最深，說明SRB、細砂和碳酸鈣硫酸鋇垢層的存在對掛片腐蝕影響更為嚴重。

表2　試片在不同試驗條件下掛片試驗30 d后的腐蝕速率

表3　試片在不同試驗條件下掛片試驗30 d后的最大點蝕深度

4　結論與建議

根據海底管道腐蝕失效分析，實驗室模擬試驗結果，同時參考海底管道服役工況得出以下結論：

(1) 在深海管道材質滿足API5L的要求，焊縫區沒有表現出較管道本體更加嚴重的腐蝕趨勢。

(2) 海底管道內部發生了結垢，垢樣組成主要有CaCO3、BaSO4等組成，其在局部形成了“垢下”腐蝕環境，加速了海底管道內壁腐蝕，最終導致腐蝕由內至外穿孔。

(3) 實驗室高壓釜模擬試驗中：有SRB+有細砂+有碳酸鈣硫酸鋇垢層最符合現場工況。測試最深處約0.060 mm，通過計算得到點蝕速率為0.648 8 mm/a。

針對海底管道失效，根據分析結果，提出以下建議：

(1) 在繼續保持現有的電化學犧牲陽極保護措施外，評選適合B至A海底管道流體使用的防垢劑，該防垢劑既能抑制CaCO3，還能抑制BaSO4結垢，將其加注于海底管道，可有效降低結垢物，防止結垢物質沉積管底，破壞“垢下”腐蝕的環境。

(2) 增加流速，降低流體在海底管道內的停留時間，避免油水分離；或者直接在B平臺進行油水分離，降低海底管道油水混合物的含水量。

(3) 定期清管，為了有效破壞“垢下”腐蝕環境，建議可以考慮采用直板或者皮碗等除垢較好的清管器，并每次對清管產物進行分析，確定清管效果。

(4) 加強海底管道腐蝕檢測，包括：防垢劑效果，清管效果，腐蝕速率變化趨勢，水樣中結垢離子變化等，做到及時發現問題，及時解決問題。

[1]馮耀榮,王新虎,趙冬巖. 油氣輸送失效事故的調查與分析[J]. 中國海上油氣(工程)，1999，11(5)：11-14.

[2]HERBICH J B. Offshore pipeline design elements[M]. New York: Marcel Dekker Inc,1981:6-7.

[3]張棟,鐘培道,陶春虎,等. 失效分析[M]. 北京:國防工業出版社,2004:132-135.

[4]鐘群鵬. 失效分析基礎知識[M]. 北京:機械工業出版社,1990:132-139.

[5]姜信德,李言濤,杜芳林,等. 電化學方法研究海底管線腐蝕行為[J]. 腐蝕與防護,20111,8(32):601-604.

The Corrosion Failure Reason of Submarine Pipelines in Offshore Oilfields

YANG Zhai

(Tianjin Branch, CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300452, China)

SEM, EDS and XRD were used to analyze the failure causes of the corrosion and perforation of the offshore pipeline in an offshore oilfield, and the factors affecting the corrosion of pipeline under different working conditions were simulated by autoclave sheet experimental. The results showed that the scale of the submarine pipeline were mainly composed of CaCO3, BaSO4, etc., which formed a “scale down” corrosion environment, and eventually led to corrosion from inside to outside perforation. In autoclave simulation experiment, the SRB+ fine sand + calcium carbonate scale layer was consistent with the seabed site conditions most. The specific measures for anticorrosion were proposed according to the results of the study.

corrosion; failure analysis; submarine pipeline; offshore oilfield; autoclave simulation experiment

10.11973/fsyfh-201601018

2015-10-08

楊 寨(1963-),高級工程師,碩士,從事海洋石油油田運營等管理工作,022-25801945,yangzhai@cnooc.com.cn

TG174

B

1005-748X(2016)01-0076-04