某氣田地面集輸管線的腐蝕原因及控制措施

(1. 中國石油塔里木油田分公司，庫爾勒 841000； 2. 中國石油獨山子石化分公司，庫爾勒 841000；3. 大慶油田設計院有限公司，大慶 163000)

西部某氣田自投產(chǎn)以來，地面集輸管線發(fā)生了多起剌漏或穿孔事件，統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)多數(shù)事件發(fā)生在三通、法蘭、彎頭及其附近區(qū)域。例如，井1在二級節(jié)流后直管段、儀表法蘭及彎頭等處局部嚴重減薄，如圖1(a)所示。對直管段進行為期2.5個月的定點測厚，結果發(fā)現(xiàn)管壁減薄量達2.41 mm，腐蝕速率達11.57 mm/a，安全生產(chǎn)風險極高。再如，井2投產(chǎn)1 060 d后，其入地彎頭部位就發(fā)生了爆管，年平均腐蝕速率為4.22 mm/a，剖開管道觀察到彎頭前后有馬蹄狀大坑。井3的支線三通也發(fā)生爆管[1]，如圖1(b)所示，使整個氣田停產(chǎn)2 d，嚴重影響了該氣田的生產(chǎn)。

(a) 壁厚減薄 (b) 三通刺漏圖1 地面集輸管線的腐蝕Fig. 1 Corrosion of ground gathering and transportation pipeline: (a) thinning of wall thickness; (b) leakage of T connecter

1 流體性質和腐蝕產(chǎn)物

該氣田單井產(chǎn)量高(30～70萬m2/d)，溫度高(60～74 ℃)，集輸管線生產(chǎn)壓力高(12～15 MPa)。表1為該氣田天然氣和地層水的成分分析結果。可見，天然氣中不含H2S，CO2質量分數(shù)為0.25%～0.65%，處于會引起較嚴重CO2腐蝕的含量區(qū)間。

集輸管材主要為L245N、L360N、L415N等管線鋼。井1采用L245N管線鋼，其組織為鐵素體+珠光體。對腐蝕管線水平對刨，其腐蝕形貌如圖2所示。由圖2可見，管內壁分布著呈蜂窩狀的腐蝕坑和軸向沖刷溝槽，法蘭和三通部分腐蝕最嚴重，法蘭面及頸部整體減薄3～5 mm；管內壁經(jīng)流體沖刷，幾乎觀察不到腐蝕產(chǎn)物的存在，僅可見沖蝕溝槽；三通表面呈現(xiàn)蜂窩狀腐蝕坑，在腐蝕坑底部也幾乎沒有腐蝕產(chǎn)物，僅能看到流體沖刷后形成的高低不平的溝槽。

從圖2所示管道內壁選取4個區(qū)域，先進行超聲波清洗，再采用TESCAN VEGA II掃描電子顯微鏡附帶的XFORD INCA350能譜分析儀對這4個區(qū)域進行能譜分析，結果如表2所示。由表2可見，管道內壁腐蝕坑內和腐蝕坑邊沿主要元素有Fe、O、C，此外還含少量Si、K等元素；在混輸管道的內腐蝕產(chǎn)物中，C、O、Fe的出現(xiàn)多是由于管道發(fā)生了CO2腐蝕而形成鐵的碳酸鹽所致。雖然EDS分析的定量輸出數(shù)據(jù)偏差較大，但是從定性分析可知該氣田碳鋼管線的腐蝕均以CO2腐蝕為主。

表1 某氣田天然氣和地層水的成分分析結果Tab. 1 Component analysis results of natural gas and formation water in a gas field

圖2 腐蝕管段內壁的宏觀形貌Fig. 2 Macro morphology of the inner wall of the corroded pipe section

2 CO2腐蝕分析

氣田管線內腐蝕一般是多種因素共同作用的結果，通常是由CO2,H2S,電位差以及注水、注氮帶來的SRB菌,O2等引起的電化學腐蝕[2-3]。該氣田集輸管線的輸送介質主要是原油和天然氣，其中含有CO2和高礦化度地層水，不含H2S、O2和SRB。CO2溶解到水中會形成H2CO3，再電離出H+、HCO3-，發(fā)生電化學腐蝕。關于CO2的陰極和陽極反應機理有多種不同的觀點，但是其總的腐蝕反應式不變，見式(1)。CO2腐蝕的形貌特征主要呈環(huán)狀、臺面狀、蜂窩狀的蝕點、蝕坑、蝕溝，局部腐蝕嚴重。影響因素包括溫度、CO2分壓、pH、流型、流速、腐蝕產(chǎn)物膜、Cl-含量、鋼材特性等。

表2 腐蝕管段內壁不同位置的能譜分析結果Tab. 2 EDS analysis results of different positions on the inner wall of the corroded pipe section %

(1)

該管線的腐蝕環(huán)境一般，根據(jù)相關標準中對CO2腐蝕的分級，當CO2的分壓介于0.021～0.21 MPa時，為中等腐蝕，腐蝕可能發(fā)生。利用半經(jīng)驗的De WAARD95模型對3個氣井腐蝕管線的腐蝕速率進行計算，并與實測數(shù)據(jù)進行比較，結果見表3。由表3可知，De WAARD95模型計算的管線腐蝕速率為0.8～1.8 mm/a，但通過壁厚實測得到的最大壁厚減薄速率達4～7.11 mm/a，已達到極嚴重腐蝕程度。顯然天然氣中的CO2分壓尚不足以引起如此嚴重的腐蝕，管線還疊加了嚴重的沖刷腐蝕，其他管線也存在類似的情況。

表3 不同油氣井中管線腐蝕速率的模型計算結果與實測結果Tab. 3 Model calculation results and actual measurement results of corrosion rate of pipeline served in different oil and gas wells

3 沖蝕模型計算

當流體的流速過快時，會對管道彎管、三通等處產(chǎn)生沖蝕。采用GB/T 23803-2009《石油和天然氣工業(yè)海上生產(chǎn)平臺管道系統(tǒng)的設計和安裝》中推薦的模型計算臨界沖蝕流速，見式(2)，結果如表4所示。

(2)

式中：C為經(jīng)驗常數(shù)，取值122～180(有緩蝕劑保護取180，此處取122)；ρ為操作壓力和溫度條件下氣液混合物密度，kg/m3。

由表4可見，當實際流速小于臨界沖蝕流速時，管線還是發(fā)生了嚴重的腐蝕。這主要是因為該模型較為粗糙，未考慮流態(tài)分布、介質中Cl-和CO2組分、溫度、腐蝕產(chǎn)物膜等情況的影響，該模型對彎頭三通閥門等復雜流場也不適用。

表4 臨界沖蝕流速和實際生產(chǎn)流速Tab. 4 Critical erosion flow rate and actual production flow rate

4 流場耦合分析

使用Ansys Fluent軟件對腐蝕部位進行流場模擬，通過局部流場分析和腐蝕監(jiān)控數(shù)據(jù)相互耦合來輔助判斷沖刷腐蝕傾向。從分析情況看，三通、彎頭處速度場分布不均勻，高流速、液相沖刷速度快和湍流位置沖刷腐蝕最嚴重。

流動影響包括流速、流態(tài)、攻角、流體性質、顆粒等。流速增大會導致流體對壁面的剪切力增大，沖刷掉已形成的腐蝕產(chǎn)物膜，加速裸露金屬面和腐蝕介質接觸[4-5]。在實際操作中，流速是比較容易量化和具有操作意義的參數(shù)。在較低流速下，鈍化占主導，腐蝕鈍化膜能很好地保護金屬基體，將沖刷腐蝕速率維持在較低水平。在較高流速下，沖刷腐蝕占主導，腐蝕鈍化膜不能及時形成，沖刷腐蝕速率快速上升，由鈍化占主導轉變?yōu)闆_刷腐蝕占主時的流速被稱為臨界沖刷流速。

井1管線的緩蝕劑加注口在油嘴后1.2 m處，故油嘴后1.2 m的管段無緩蝕劑保護，1.2 m后管段才受到緩蝕劑保護，如圖3所示。流場模擬結果(圖略)可知，液相主要在管道底部流動，且流速較低，氣相流速為10～11.5 m/s，液相流速為3～5 m/s，在彎頭處液相流速達到6 m/s。無緩蝕劑保護管段的最大腐蝕速率達到7.11 mm/a，有緩蝕劑保護的彎頭處腐蝕速率最高達1.07 mm/a，說明在氣相和液相流速超過一定數(shù)值時，緩蝕劑的緩蝕率大大降低，但是相比較無緩蝕劑保護段，腐蝕速率還是要小得多，兩者相差了6～7倍。

通過流場耦合分析可知，管道內氣液單相在不同部位的流速存在較大的不均勻性。對比實際腐蝕情況，當局部液相速度大于5 m/s時，腐蝕速率開始急劇增大(1.07 mm/a)，而處理廠內輸送濕氣的管線，其流速達到10 m/s以上時，腐蝕速率卻并不高(0.02 mm/a)。主要原因是液體對管壁的剪切力遠大于氣體，液體在彎頭、三通等處的流態(tài)及其復雜，同時液體有利于腐蝕介質和電荷的傳遞，故液體在較低流速下就能產(chǎn)生較高的沖刷腐蝕。

圖3 井1管線示意Fig. 3 Schematic of pipeline in well No. 1

流場模擬結果(圖略)可知，井2管線中的流體流速高，氣相流速為10～13 m/s，在彎頭處流體流態(tài)由分層流轉變?yōu)橐合嗝撾x的混合流態(tài)，在流態(tài)變化和沖角最大的部位，沿著流速方向有大量的腐蝕坑，沖刷腐蝕結果和流場分布一致。

井3單井支線接入干線，單井支線沒有加注緩蝕劑，干線加注緩蝕劑。流場模擬結果(圖略)可知，干線在靠近支線內側形成低流速區(qū)，支線中的液相(無緩蝕劑)貼內壁流動，在三通至下游位置形成3～5 m長的腐蝕溝。

通過對20余口單井流場分析和現(xiàn)場腐蝕檢測數(shù)據(jù)耦合，得到氣田混輸碳鋼管線的沖刷腐蝕速率與管內流體流速的關聯(lián)擬合圖，如圖4所示。由圖4可見，在無緩蝕劑保護時，管線平均腐蝕速率較高，隨管內流體流速的增大，腐蝕速率由1 mm/a逐步增至4～5 mm/a；當流速為5～7 m/s時，沖刷腐蝕開始逐步占主導。在有緩蝕劑保護時，管線平均腐蝕速率非常低，隨管內流體流速的增大，腐蝕速率由0.02 mm/a逐步增至1～1.5 mm/a；當流速為3～8 m/s時，腐蝕速率整體非常低，當流速為8～9 m/s時，緩蝕劑的緩蝕率開始降低，腐蝕速率增大，但仍較無緩蝕劑保護時小很多。

由圖4還可見，當管內流體流速為7.0～8.5 m/s時，腐蝕速率由穩(wěn)定區(qū)急劇上升至過渡區(qū)。受到緩蝕劑的吸附效率，CO2含量，液相速度，以及管徑、局部三通、彎、變徑部位流場的復雜性等多方面影響，臨界腐蝕速率的關聯(lián)流速在過渡區(qū)內微小浮動。同時，考慮到大部分工程設計時不會對局部流場進行耦合分析，流體流速以均以直管內流速計算，不會考慮彎頭、三通、變徑等部分流場的復雜性和不均勻性。因此，從工程應用角度，建議在運行過程中監(jiān)控和調整流速，使氣相平均流速不高于7 m/s，局部流速不高于8 m/s，液相流速不高于4 m/s。在以上流速條件下，即使局部位置沖刷腐蝕嚴重，也不會發(fā)生急劇的破壞性腐蝕，腐蝕速率一般不會超過0.5 mm/a。因此，上述流速控制條件對該氣田是一個有實踐意義臨界流速指標，可應用于該氣田混輸管道設計和指導日常生產(chǎn)運行。

圖4 某氣田混輸碳鋼管線的沖刷腐蝕速率與管內流體流速關系Fig. 4 Relationship between erosion corrosion rate and fluid velocity of mixed transport carbon steel pipeline in a gas field

5 結論和措施

(1) CO2腐蝕是該氣田集輸管線腐蝕的起因，管內流體的高流速使緩蝕劑的吸附能力及緩蝕率降低，腐蝕加劇，腐蝕速率達正常腐蝕速率的3～8倍。

(2) 采用傳統(tǒng)沖刷模型計算的臨界沖蝕流速偏大，不適合用于該氣田。通過現(xiàn)場實際腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)和腐蝕位置流場耦合分析得出，應控制氣相流速不高于7 m/s，液相流速不超過4 m/s，該流速控制標準可有效指導生產(chǎn)運行和集輸管道設計，具有重要的實踐意義。

(3) 該氣田還可采取以下措施防范局部腐蝕發(fā)生：井口無緩蝕劑保護段使用316L、2205等耐蝕性較好的鋼材；將單井碳鋼管換成復合管，三通采用純不銹鋼內襯+涂層過渡+檢查孔方案；改進霧化頭配管方案。