某油田地面單井管道腐蝕原因分析

李 鵬, 蔡 銳

(1. 中國石油化工股份有限公司 西北油田分公司 中國石化縫洞型油藏提高采收率重點實驗室, 烏魯木齊 830011; 2. 中國石油天然氣集團公司 管材研究所 石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室, 西安 710077)

長期以來，腐蝕是影響油氣田管道服役安全和使用壽命的主要因素之一。隨著我國越來越多的油氣田逐漸進入開發中后期，產出液含水率逐漸升高，加之地層中含有CO2和H2S等腐蝕性氣體，導致油氣田地面管道面臨的腐蝕環境越來越惡劣。近年來，我國部分老油田地面管道因腐蝕失效的事故頻發，不僅造成了巨大的經濟損失，還會造成環境污染甚至存在安全隱患[1-8]。因此，油氣管道的腐蝕控制及服役安全問題尤為重要。

某單井管道全長2.2 km，在投入使用3 a(年)后開始頻繁穿孔，一年內穿孔共計21處，穿孔部位均為管線底部，嚴重影響了油田的安全生產。管道材料為20鋼，規格為φ114 mm×4 mm，運行壓力為0.83～1.01 MPa，運行溫度為33 ℃，內壁無防腐措施。該井H2S氣體含量為11 314.46 mg·m-3，CO2氣體含量為9%(質量分數,下同)，綜合含水率為71%，日均產液量為34 m3，投入使用后7次因含水率過高而關井。

為避免類似事故再次發生，筆者針對其中一起典型的腐蝕失效事故，通過理化檢驗和模擬試驗來分析腐蝕穿孔失效的原因，并提出預防措施。

1 理化檢驗

1.1 宏觀觀察

截取發生穿孔的管道,對剖后觀察其內、外壁的腐蝕情況，并用數碼相機拍照。可見管道外壁的腐蝕程度較輕，無明顯的腐蝕產物及腐蝕坑，如圖1所示;管道內壁的整體腐蝕程度比較嚴重，可見明顯的腐蝕產物，且位于管線中下部位的腐蝕程度較其他部位的嚴重，有明顯的腐蝕坑，有一處已穿孔，如圖2所示。

圖1 管道外壁宏觀形貌Fig.1 Macro morphology of outer wall of pipe

圖2 管道內壁宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of inner wall of pipe

1.2 金相檢驗

在管道的腐蝕穿孔附近部位及遠離腐蝕穿孔部位取樣，經鑲嵌、打磨、拋光后采用體積分數為2%的硝酸酒精溶液浸蝕，按照GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗方法》、GB/T 6394—2017《金屬平均晶粒度測定方法》和GB/T 10561—2005《鋼中非金屬夾雜物含量的測定 標準評級圖顯微檢驗法》的要求，采用MEF4M型光學顯微鏡觀察試樣的顯微組織,并對試樣的晶粒度和夾雜物進行評級。如圖3和圖4所示，試樣的顯微組織中無超大尺寸的夾雜物，等級為A0.5，B1.5，D0.5；顯微組織無異常，均為鐵素體+珠光體(F+P)；晶粒尺寸均勻且晶粒細小，晶粒度等級為8.0級。腐蝕穿孔附近部位的顯微組織與遠離腐蝕穿孔部位的相同。

圖3 遠離腐蝕穿孔部位的顯微組織Fig.3 Microstructure far away from corrosion perforation

圖4 穿孔附近內表面腐蝕坑及周圍的顯微組織Fig.4 Microstructure of corrosion pit and surrounding structure on inner surface near perforation

1.3 化學成分分析

在管道腐蝕穿孔附近部位取樣，依據GB/T 4336—2016《碳素鋼和中低合金鋼 多元素含量的測定 火花放電原子發射光譜法(常規法)》，采用ARL 4460型直讀光譜儀對試樣進行化學成分分析，結果如表1所示。可見管道材料的化學成分符合GB 6479—2013《高壓化肥設備用無縫鋼管》對20鋼成分的要求。

表1 管道腐蝕穿孔附近部位的化學成分(質量分數)Tab.1 Chemical compositions near corrosion perforationarea of pipe (mass fraction) %

1.4 掃描電鏡及能譜分析

在管道腐蝕穿孔部位取樣，采用TESCAN VEGAⅡ型掃描電鏡(SEM)對腐蝕表面進行微觀形貌觀察，并用掃描電鏡附帶的能譜儀進行微區成分分析。圖5為管體內壁腐蝕部位的微觀形貌，圖6為試樣腐蝕穿孔附近部位的微觀形貌。從不同部位的微觀形貌觀察結果可以看出，管體內壁腐蝕產物呈片層狀，腐蝕穿孔部位及附近的腐蝕產物數量多且較為疏松。

圖5 管體內表面腐蝕微觀形貌Fig.5 Micro morphology of corrosion on inner surface of pipe

圖6 管體內表面腐蝕穿孔部位微觀形貌Fig.6 Micro morphology of corrosion perforation on inner surface of pipe

對管體內壁不同部位的腐蝕產物進行能譜分析，分析位置如圖7所示，分析結果如圖8～10所示。從分析結果可以看出：腐蝕產物均主要含有鐵、碳、氧、硫和氯元素，其中腐蝕坑內主要含鐵、碳、氧和氯元素，而腐蝕坑外主要含鐵、碳、氧和硫元素；從管體內壁到腐蝕穿孔附近部位，即從A1點到A3點，氯元素質量分數提高，而硫元素質量分數降低；腐蝕坑內的硫元素質量分數比腐蝕坑外的低，但氯元素質量分數明顯比腐蝕坑外的高。

1.5 模擬試驗

試驗使用尺寸為50 mm×10 mm×3 mm的20鋼掛片，為現場所取的管道試樣加工而成。采用現場收集的地層水及原油，在高壓釜內進行模擬腐蝕試驗，分析20鋼在服役環境下的腐蝕規律。腐蝕介質的成分檢測結果如表2所示，腐蝕試驗參數如表3所示。

圖7 腐蝕穿孔附近部位微觀形貌及能譜測試點Fig.7 Micro morphology and EDS test areas near corrosion perforation

圖8 A1部位EDS分析結果Fig.8 EDS analysis results of area A1

圖9 A2部位EDS分析結果Fig.9 EDS analysis results of area A2

圖10 A3部位 EDS分析結果Fig.10 EDS analysis results of area A3

表2 腐蝕介質的成分Tab.2 Component of corrosive medium

表3 腐蝕試驗參數Tab.3 Corrosion test parameters

試驗前先將高壓釜內通入高純氮除氧10 h，再裝上3組試樣，一組位于油水界面之下(下部)，一組位于油水界面處(中部)，一組位于油水界面以上(上部)，每組3個試樣。將高壓釜密封，通入高純氮除氧2 h，然后將高壓釜升溫直至設定溫度后通入CO2和H2S氣體，高壓釜內的總壓力用氮氣維持。試驗結束后，每個試樣用去污劑、金屬絲刷及去膜劑清洗，以除去試樣表面的腐蝕產物，然后將試樣放進干燥皿中進行24 h干燥處理。采用FR2300MK型電子天平稱量，通過計算試樣的腐蝕失重來計算平均腐蝕速率。

結果表明，20鋼在水相中的腐蝕速率最高，為0.240 8 mm·a-1；在油相中的腐蝕速率最低，為0.009 3 mm·a-1；在油水兩相中的腐蝕速率居中，為0.103 5 mm·a-1。圖11為模擬試驗后試樣表面的微觀形貌，可見腐蝕介質為水相的試樣表面存在大量的腐蝕坑；腐蝕介質為油水兩相的試樣表面無明顯的腐蝕坑，但局部存在明顯的腐蝕痕跡；腐蝕介質為油相的試樣表面腐蝕程度較輕，無明顯的腐蝕痕跡，可觀察到原始表面的磨痕。

圖11 在不同介質中進行模擬試驗后試樣的表面形貌Fig.11 Surface morphology of sample after simulation test in different media:a) water phase; b) oil-water two-phase; c) oil phase

2 分析與討論

宏觀觀察和金相檢驗分析結果表明，管道的腐蝕以內壁為主，外壁基本無腐蝕。通過對服役環境進行檢測和分析，可知管線內介質為高腐蝕性介質，其基本特征為：①高含水率，綜合含水率高達71%，且多次因含水率過高而關井；②高CO2，H2S氣體含量，其中CO2質量分數為9%，H2S含量為11 314.46 mg·m-3；③高氯離子質量濃度，達到1×105mg·L-1以上；④高礦化度。掃描電鏡及能譜分析結果表明，腐蝕穿孔部位及附近形成了大量的腐蝕產物且較為疏松，而管體內壁腐蝕產物則呈片層狀。腐蝕穿孔部位與內壁無明顯腐蝕坑的部位呈現出不同的腐蝕情況。腐蝕坑內主要含鐵、碳、氧和氯元素，而腐蝕坑外主要含鐵、碳、氧和硫元素；從管體內壁遠離腐蝕穿孔到腐蝕穿孔附近部位，氯元素相對含量大幅提高，而硫元素相對含量大幅降低。由此可知，管道內壁的均勻腐蝕為CO2，H2S氣體在高礦化度地層水中的電化學腐蝕所致；而局部腐蝕及腐蝕穿孔是高礦化度地層水的CO2電化學腐蝕、氯離子局部催化所致，并伴隨一定程度的H2S腐蝕。

CO2引起碳鋼材料的電化學腐蝕是一種類似潰瘍狀的不均勻全面腐蝕，嚴重時呈蜂窩狀，并在表面形成許多大小、形狀不同的腐蝕坑、溝槽等。CO2電化學腐蝕是氫去極化腐蝕，在夾雜物、晶界等處，H+被還原成H原子，隨后聚合成氫氣析出[9-12]。氯離子具有極強的穿透性，很容易穿透腐蝕產物，產生自催化效應，加速腐蝕坑的形成[13-17]。H2S造成的電化學腐蝕主要表現為全面腐蝕和潰瘍狀腐蝕，在表面形成形狀、大小、深度各異的腐蝕條帶，促進了腐蝕坑的形成[15]。

此外，管道的腐蝕及穿孔部位位于管線中下部，現場發生的多起腐蝕穿孔事故也均位于管道的底部。根據現場提供的產量數據，經測算流體流速非常低(小于0.1 m·s-1)，導致流體呈層流狀態。模擬試驗結果表明，在現場服役條件下，20鋼在水相中的均勻腐蝕速率最高，為0.240 8 mm·a-1，且存在明顯的腐蝕坑。依據NACE RP0775:2005StandardRecommendedPracticePreparation,Installation,Analysis,andInterpretationofCorrosionCouponsinOilfieldOperations判斷，屬于嚴重腐蝕，甚至接近極嚴重腐蝕。

3 結論及建議

管道內壁的均勻腐蝕為CO2和H2S氣體在高礦化度地層水中的電化學腐蝕；局部腐蝕及腐蝕穿孔是高礦化度地層水中的CO2電化學腐蝕、氯離子局部催化所致，并伴隨一定程度的H2S腐蝕。

管線內的介質為高腐蝕性介質，20鋼材料在該介質中的耐腐蝕性能較差，建議應采取一定的防護措施或更換材料。