某計量間外輸管道失效分析

李國民

中國石油冀東油田公司，河北唐山 063200

冀東油田某陸上油田作業區進入高含水開發后期，為提高采收率和降低采油成本，自2010年10月以來，在開發中陸續配套實施了CO2吞吐采油工藝，使得采出液和伴生氣中CO2含量升高。含CO2的油田采出液，除對油氣水處理后的產品質量帶來負面影響外，給地面集輸管道也造成嚴重腐蝕。自2012年以來，陸上油田作業區集輸管道多次發生穿孔失效，環保壓力增大，維修費用增加，給作業區的正常生產帶來了不利影響。在油氣管道失效事故發生后，及時對失效模式、機理和原因進行分析和診斷[1-2]，對于減少管道失效事故、防止類似事故的重演具有非常重要的意義。

2014年某計量間外輸管道共發生了5次穿孔，均位于彎頭部位，管道基本信息見表1。為預防此類事件的再次發生，對該管道的失效原因進行了分析，并針對性地提出了建議。

表1 某計量間外輸管道基本信息

1 二氧化碳腐蝕機理

CO2腐蝕機理為[3-5]：

其總腐蝕反應為：

實際上，CO2腐蝕往往表現為全面腐蝕和一種典型的沉積物下方的局部腐蝕的共同出現[3-4]，通過對陸上油田作業區大量穿孔管道進行剖開分析，發現CO2的嚴重腐蝕性就是造成管道局部腐蝕穿孔失效的主因，而管道壁厚的均勻減薄并不嚴重。

2 穿孔管道試驗分析

2.1 宏觀分析

選取該計量間管道某個典型穿孔管段進行管壁內部和外部觀察，可以清楚看到管樣外壁完好，無明顯的腐蝕坑及腐蝕產物，如圖1（a）所示。管體內表面無明顯的疏松狀物質存在，但存在嚴重的局部腐蝕，腐蝕主要集中在彎頭轉向部位的外側，發生腐蝕部位呈明顯的網狀特征，局部減薄極其嚴重；彎頭內側、外側非轉向部位均完好，無明顯的腐蝕，如圖1（b）、（c） 所示。

圖1 管樣內外表面宏觀形貌

2.2 化學成分分析

按照GB/T 4336-2002標準，用ARL 4460直讀光譜儀對管樣進行化學成分分析，結果見表2，從表2可以看出，樣品化學成分符合相關標準要求。

表2 化學成分分析結果（質量分數）/%

2.3 金相分析

依據GB/T 13298-1991、GB/T 10561-2005和GB/T6394-2002標準對管樣進行組織、非金屬夾雜物、晶粒度分析，并對腐蝕坑周圍進行觀察，分析結果如表3及圖2、圖3所示。從分析結果可看出，管樣組織均勻且無異常、無超尺寸夾雜物。

表3 金相分析結果

圖2 樣品金相組織圖

圖3 樣品腐蝕坑附近組織及形貌

2.4 微觀形貌及能譜分析

對管樣腐蝕嚴重部位取樣，采用掃描電鏡對腐蝕表面進行形貌觀察和能譜分析。圖4為試樣腐蝕表面的微觀形貌，可以看出，試樣表面覆蓋有一層相對致密的腐蝕產物，局部腐蝕極其嚴重。圖5及表4為試樣腐蝕表面能譜分析結果，從分析結果可以看出，腐蝕產物主要含有Fe、C、O三種元素。

圖4 試樣表面微觀形貌

圖5 能譜測試結果

表4 能譜測試得到的腐蝕產物成分/%

3 管道失效原因綜合分析

3.1 CO2腐蝕判據

可以用PCO2作為CO2腐蝕的預判依據[6-7]：

3.2 該計量間管道失效原因分析

該計量間外輸管道含水率高達92.26%，發生CO2腐蝕的傾向加大[4]；經過計算可知：該計量間外輸管道PCO2=0.25 MPa，屬于CO2嚴重腐蝕。

同時，管樣的宏觀形貌、微觀形貌及金相分析的結果表明，管樣外壁基本無腐蝕，主要為內壁腐蝕。能譜分析結果表明，管樣表面腐蝕產物主要含有Fe、C、O三種元素，按元素組成分析腐蝕產物為FeCO3；該管道腐蝕表現為局部的點蝕，屬于典型的CO2腐蝕特征之一[4，8]。

吳歡歡[9]、徐鳴泉[10]等通過數值仿真模擬現場工況，采用有限元分析了彎管的沖蝕規律，認為彎管的轉向部位外側容易受到沖刷。該計量間外輸管道內表面無明顯的疏松狀物質存在，腐蝕主要集中在彎頭轉向部位的外側，發生腐蝕部位呈明顯的網狀特征，局部減薄極其嚴重；彎頭內側、外側非轉向部位均完好，無明顯的腐蝕。由此可判斷，管樣內壁腐蝕集中主要是由于流體流向發生急劇變化對管道造成的沖刷。

4 結論及建議

針對某計量間管道發生多次穿孔的問題，選取一段典型失效管段開展了試驗分析和綜合分析，給出了以下結論和建議：

（1）管段減薄及穿孔主要是由于CO2腐蝕及流體沖刷聯合作用所致，屬于極嚴重腐蝕，腐蝕產物主要是FeCO3；為減緩腐蝕速率，應降低管道內CO2的含量，并添加緩蝕劑進行保護。

（2）彎頭處流體流向的急劇變化導致對管道的沖刷，使得局部腐蝕特別嚴重，結構設計有待優化；新建或改建管道時，應采用大倍率彎管[9]。

[1]袁軍濤，林冠發，熊新民，等.西部某油田處理站外輸氣彎管爆裂原因分析[J].腐蝕與防護，2016，37（2）：175-182.

[2]楊寨.海上某油田海底管線的腐蝕失效原因[J].腐蝕與防護，2016，37（1）：76-79.

[3]李全安，張清，文九巴，等.CO2對油氣管材的腐蝕規律及預測防護[J].腐蝕科學與防護技術，2004，34（7）：381-384.

[4]李春福，王斌，張穎，等.油氣田開發中的CO2腐蝕研究進展[J].西南石油學院學報，2004，26（2）：42-46.

[5]傅朝陽，羅逸，鄭家燊，等.中原油田氣井油管腐蝕因素灰關聯分析[J].天然氣工業，2000，20（1）：74-77.

[6]李國敏，李愛魁，郭興蓬，等.油氣田開發中的CO2腐蝕及防護技術[J].材料保護，2003，36（6）：1-5.

[7]顏芳蕤，季宏，刑澤，等.南堡油田3號構造集輸管道的腐蝕及防護[J].石油工程建設，2016，42（2）：67-69.

[8]周琦，王建剛，周毅.二氧化碳的腐蝕規律及研究進展[J].甘肅科學學報，2005，17（1）：37-40.

[9]吳歡歡.輸油壓力管道典型部位的沖蝕模擬[D].杭州：中國計量學院，2014：18-30.

[10]徐鳴泉.管道沖蝕破壞的多相流數值模擬研究[D].杭州：浙江大學，2005：57-58.