雅克拉氣田單井進站集輸管線腐蝕原因分析

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 阿克蘇 842017)

雅克拉凝析氣田于2005年11月開始投入生產，原設計單井集輸管線和進站閥組管線均為16Mn材質。管線運行1年后，單井集輸管線開始出現腐蝕爆管現象。2007年YK1和YK5H井口回壓管線先后出現爆管現象，不僅造成產量損失，還給正常生產帶來了安全隱患。為此，開展了單井集輸管線腐蝕的防護工作，先后將井口回壓管線和集輸主管線更換為更耐蝕的高壓玻璃鋼管、20號鋼+316L雙金屬復合管、06Cr13不銹鋼和柔性復合管[1-2]。目前，單井集輸主管線腐蝕得到一定程度的控制，管線腐蝕逐漸由井口向站內方向轉移。柔性復合管通過鈦合金轉換接頭與進站閥組16Mn管線焊接,20號鋼+316L雙金屬復合管直接與進站閥組16Mn管線焊接，不同材質管線焊接在油田腐蝕介質中易發生電偶腐蝕[3]。站內20號鋼+316L雙金屬復合管通過絕緣接頭與進站閥組16Mn管線焊接，在距絕緣接頭焊縫5 cm的16Mn管線底部發生腐蝕開裂[4]。

1 腐蝕情況

2018年9月，在YK5H井中，距20號鋼+316L雙金屬復合管與16Mn管線焊縫3 cm的集輸管線底部發生開裂，腐蝕開裂長度8 cm，管線底部最小壁厚僅有2.11 mm，見圖1。原管線規格為φ168.3 mm×11 mm，管壁整體腐蝕減薄，上部最大壁厚7.89 mm，材質為16Mn。進站埋地集輸管線前為抗腐蝕特殊材質管線，其后為16Mn鋼管線。

在YK2井中，距進站閥組絕緣接頭焊縫5 cm的集輸管線底部發生腐蝕開裂，腐蝕開裂長度約70 cm，管線底部最小壁厚為2.16 mm，見圖2。原管線規格為φ114.3 mm×8 mm，管壁整體腐蝕減薄，管線上部最大壁厚3.46 mm，管線材質為16Mn。圖3為進站閥組埋地集輸管線流程示意。圖3中紅色圈處為腐蝕開裂的位置。

圖1 YK5H井16Mn管線底部開裂

2 腐蝕環境

YK2井產氣量13×104m3/d，產液量25 m3/d，進站壓力6.5 MPa，溫度35 ℃。該井天然氣中甲烷體積分數平均85.45%，乙烷體積分數平均5.31%，丙烷體積分數平均2.07%，平均相對密度0.66；CO2體積分數為2.6%～3.4%。

圖2 YK2井16Mn管線底部開裂

圖3 進站閥組埋地集輸管線示意

YK5H井產氣量50×104m3/d，產液量110 m3/d，進站壓力6.5 MPa，溫度45 ℃。該井天然氣中甲烷體積分數平均86.15%，乙烷體積分數平均5.21%，丙烷體積分數平均2.10%，平均相對密度0.66，CO2體積分數為2.1%～3.5%。

天然氣中水質量分數為2.4%～15%，水型均為CaCl2，氯離子質量濃度為66 000～74 000 mg/L，總礦化度為120 000～160 000 mg/L。

3 腐蝕原因分析

3.1 管線材質和腐蝕產物分析

3.1.1 材質成分

采用光譜分析儀對單井集輸管線腐蝕管段進行化學成分分析，結果見表1。從表1可以看出，該管線材質成分未見異常，符合16Mn材質成分要求。

表1 服役管線材質化學成分 w，%

3.1.2 金相組織

對單井進站集輸管線失效管段取樣進行金相分析，管線底部開裂部位內表面金相組織見圖4。

圖4 腐蝕開裂部位內表面組織

3.1.3 腐蝕產物

底部開裂部位腐蝕產物微觀形貌見圖5。圖6為失效管段底部腐蝕產物X射線衍射分析圖譜。腐蝕產物能譜分析結果見表2。

圖5 腐蝕產物微觀形貌

圖6 腐蝕產物X射線衍射圖譜

元素x,%C19.16O56.97Si0.39P0.40S0.85元素x,%Mn0.48Fe20.32Cu0.45Zn0.60Ca0.38

由表2可見，腐蝕產物主要由氧、鐵、碳、硫、磷以及少量其他元素構成，其中磷和硫元素來自凝析油。鐵、碳、氧的原子比基本符合FeCO3的原子比，結合圖6的X射線衍射圖譜，可以判定腐蝕產物主要為FeCO3。

3.2 電偶腐蝕

現場使用情況表明，不管20號鋼+316L雙金屬復合管與16Mn直接焊接[5],還是通過絕緣接頭焊接，均在距焊縫3～5 cm的16Mn管線底部發生腐蝕開裂。20號鋼+316L雙金屬復合管是由基層(20號鋼)和覆層(316L)組成，316L不銹鋼開路電位為-0.3 V，16Mn鋼開路電位為-0.7 V，在有水的CO2腐蝕環境下，16Mn鋼和316L不銹鋼焊接處易發生電偶腐蝕，其中16Mn鋼為陽極，316L不銹鋼為陰極。在集輸管線內底部容易積聚液態水，水溶解CO2形成典型的酸性腐蝕環境，為16Mn鋼和316L不銹鋼發生電偶腐蝕提供了條件[6]。

3.3 CO2腐蝕

CO2溶于水之后形成CO2腐蝕環境，對金屬材料有很強的腐蝕性。在相同pH值下，由于CO2總酸度比鹽酸高，因此CO2對金屬材料的腐蝕程度比鹽酸還要嚴重，該環境對材料造成的局部腐蝕和破壞稱之為CO2腐蝕[7]。CO2腐蝕為電化學腐蝕，在陰極和陽極處表現不同，在陽極處鐵不斷溶解導致了均勻腐蝕或局部腐蝕，表現為金屬壁厚逐漸減薄或點蝕穿孔等局部腐蝕破壞；在陰極處CO2溶解于水形成碳酸，釋放出氫離子，促進陽極鐵溶解而導致腐蝕，同時氫原子進入鋼中，造成鋼材的氫致開裂[8]。實際工況下，CO2腐蝕與CO2分壓、流體溫度、流體速度相關，Cl-等也會對其產生很大影響。

3.3.1 溫度和CO2分壓的影響

(1)溫度影響CO2腐蝕反應速度，同時也影響腐蝕產物成膜機制。溫度影響介質中CO2的溶解度，介質中CO2濃度隨著溫度升高而減小；溫度也影響反應速度，反應速度隨著溫度的升高而加快。溫度的變化，影響了基體表面FeCO3晶核的數量與晶粒長大的速度，從而改變了腐蝕產物膜的結構與附著力，即改變了膜的保護性。在溫度小于60 ℃的低溫區，主要發生均勻腐蝕；在溫度60～150 ℃的中溫區，局部腐蝕嚴重；在溫度大于150 ℃的高溫區，鋼鐵表面形成薄而致密的FeCO3保護膜，腐蝕速率明顯降低。雅克拉凝析氣田集輸溫度處于60 ℃以下的低溫區，主要發生均勻腐蝕[9]。

(2)CO2分壓影響其腐蝕程度。根據NACE相關標準的劃分，CO2分壓在0.02～0.21 MPa時為中等腐蝕，分壓超過0.21 MPa為嚴重腐蝕。雅克拉氣田CO2分壓為0.13～0.23 MPa，其CO2腐蝕屬于中等—嚴重腐蝕區間。

3.3.2 流速和Cl-的影響

(1)高流速增大了腐蝕介質到達金屬表面的傳質速度,高流速也會阻礙金屬表面腐蝕產物的成膜過程,并對已形成的保護膜起破壞作用，因此隨著流速的增大，腐蝕速率增加。某些情況下，流速的增大又能促進可鈍化金屬的鈍化過程，從而提高其耐蝕性。過高的流速將形成空蝕、沖刷腐蝕而加速金屬材料的CO2腐蝕。雅克拉凝析氣田單井集輸管線介質流速為3.32～7.99 m/s,高流速下會發生CO2沖刷腐蝕[10]。

(2)Cl-具有離子半徑小、穿透能力強，并且能夠被金屬表面吸附的特點。Cl-濃度越高，水溶液的導電性越強，電解質的電阻就越低，Cl-就越容易到達金屬表面，加快局部腐蝕的進程。酸性環境中,Cl-的存在會在金屬表面形成氯化物垢層，并破壞具有保護性能的FeCO3膜，從而加速腐蝕。

4 結論及建議

(1)雅克拉氣田單井進站集輸管線內腐蝕是16Mn鋼連接316L不銹鋼發生電偶腐蝕和CO2沖刷腐蝕共同造成的。在酸性環境下，電偶腐蝕和CO2沖刷腐蝕的共同作用使得16Mn管線底部腐蝕最為嚴重，最終導致管線底部腐蝕開裂。

(2)16Mn鋼與不銹鋼管線連接存在電位差，凝析氣氣井流體中CO2和水易在管線底部聚積形成酸性腐蝕環境，為16Mn鋼管線底部發生電偶腐蝕和CO2沖刷腐蝕提供了必要條件。流體中的H2S與Cl-加劇了腐蝕。

(3)建議選用電位接近的耐蝕材料。單井集輸管線用20號鋼+316L的雙金屬復合管時，進站閥組管線材質建議選用與覆層材質(316L)電位相近的06Cr13不銹鋼管材。進站閥組管線選用普通碳鋼材質的金屬管線時，建議對普通碳鋼金屬管線做內防腐蝕處理并添加抗CO2腐蝕緩蝕劑，減緩電偶腐蝕和CO2沖刷腐蝕。

(4)對于產量高、流速大的單井,建議增大管徑以減輕流體對管線的沖刷腐蝕。

(5)不同材質金屬連接時,建議對管線進行陰極保護。使用可靠的絕緣接頭并通過強制電流的陰極保護使兩種不同金屬都變成陰極。