氣液分離器液相出口管線的腐蝕原因分析

賈雅妮 韓守鵬 劉天慶 李燕姣 盧雪梅

（1.機械工業上海藍亞石化設備檢測所有限公司 上海 201620）

（2.上海市特種設備監督檢驗技術研究院 上海 200062）

天然氣開采過程中由于會攜帶大量雜質,因此需要使用氣液兩相分離器對井口來氣進行初步分離。只有經過氣液分離才能達到集輸標準,否則會對輸氣管道和下游設備造成堵塞或腐蝕,導致設備停運,進而影響產能并帶來巨大的經濟損失,因此,氣液分離器在天然氣開采時起著關鍵作用。然而,近年來氣液分離器腐蝕失效情況屢有發生。例如,2023 年9 月,內蒙古鄂爾多斯市一生態農業開發公司氣化車間工作人員檢修分離器底部盲板法蘭時發生高壓氣體噴出事故,造成了人員傷亡及巨大的經濟損失。由于氣液分離器腐蝕原因較為復雜,涉及CO2腐蝕、細菌腐蝕、縫隙腐蝕、H2S 腐蝕、垢下腐蝕、沖刷腐蝕、涂層失效等[1]或者幾種因素綜合影響,因此對氣液分離器的腐蝕原因分析比較困難,要分析各個因素帶來的影響來進行綜合判定。

某油田氣液分離器于2022 年12 月在采油氣井投用；2023 年1 月對該井進行了酸化作業；4 月該井又進行了氮氣循環氣舉作業,并通過氣液分離器進行液相排液；6 月氣液分離器的液相出口彎頭及直管段處出現2 處穿孔泄漏。

1 工藝流程及參數

氣液分離器基本參數見表1,接觸介質組分見表2,由表1、表2 可知,接觸介質為油氣水,介質中含有大量Cl-、SO42-、Ca2+和Mg2+,操作壓力為0.1 ～0.2 MPa,操作溫度為30 ～40 ℃,排液量約為72 m3/d。工藝流程如圖1 所示,失效部位位于分離器液相出口彎頭及直管段,具體位置見圖2。

表1 基本參數

表2 介質組分

圖1 分離器工藝流程

圖2 分離器管道泄漏位置

2 試驗方法

2.1 宏觀檢查

失效部位見圖3,由宏觀檢查發現,帶彎頭管段管外壁灰色防腐漆基本完好,無明顯腐蝕減薄痕跡,彎頭管段的內彎側壁厚度約10.2 mm,外彎側壁厚存在明顯減薄；在彎頭與直管之間的連接焊縫處,壁厚較小,為泄漏部位。管道最底部的腐蝕孔呈喇叭形,其內壁口較大、外壁口較小,外壁穿孔尺寸約為5 mm×2.5 mm。觀察管道內壁,腐蝕呈現“V”字形,在焊縫至直管段的管內壁上,存在明顯的不均勻腐蝕減薄特征,壁厚最大處約9.8 mm,最小約5.3 mm。焊縫及其周邊區域存在環形的腐蝕溝槽,其寬度約20 mm,熱影響區腐蝕較深。后方的直管段則以局部腐蝕特征為主。

圖3 宏觀檢查圖

帶焊縫直管管外壁灰色防腐漆基本完好,內壁附著較厚灰色、黃色和白色垢物,去除管內垢物,上部管壁最大厚度約9.9 mm,最小厚度約5.5 mm；下部區域管內壁存在較大腐蝕坑,以均勻腐蝕+局部腐蝕特征為主；直管與法蘭連接焊縫處特征同帶彎頭管段,亦存在腐蝕溝槽,下部存在一泄漏部位,附近部位最小壁厚約1.5 mm。

法蘭接管側壁厚約6 mm,接管內附著大量灰色和白色的堅硬垢物,最大厚度約17 mm。在法蘭密封面里側,附著有灰色和黃色的垢物,并且存在較大的腐蝕坑。內部壁厚局部減薄,穿孔位置在減薄部位的中心區域,說明穿孔主要是由于內腐蝕所致。

總體來說,管段內壁附著有大量垢物,焊接接頭腐蝕嚴重,2 處泄漏部位均位于焊縫熱影響區附近,處于同一水平位置,在管線底部。彎頭段外彎側（底部）壁厚減薄明顯,近彎頭側焊縫直管段母材壁厚整體減薄。而直管段底部存在明顯較大的腐蝕坑,壁厚減薄明顯,管線頂部壁厚減薄不明顯,見圖4。

圖4 內壁宏觀檢查

2.2 化學成分分析

采用直讀光譜儀,對失效直管段樣品進行化學成分分析,結果見表3,化學成分結果符合GB/T 8163—2018《輸送流體用無縫鋼管》[2]中Q345B 牌號的要求。

表3 直管段材料化學成分質量分數，%

2.3 金相組織分析

●2.3.1 非金屬夾雜物

按GB/T 10561—2023《鋼中非金屬夾雜物含量的測定 標準評級圖顯微檢驗法》[3]對樣品進行非金屬夾雜物評級,直管段非金屬夾雜物級別為D0.5 級,彎頭和法蘭為D1 級。非金屬夾雜物結果顯示均正常。

●2.3.2 顯微組織

按GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗方法》[4]對樣品進行金相組織檢查,采用4%硝酸水溶液腐蝕,結果表明管段母材、熱影響區、法蘭顯微組織均為鐵素體+珠光體,焊縫顯微組織為鐵素體+珠光體+貝氏體,見圖5,顯微組織均正常。

圖5 顯微組織

2.4 腐蝕形貌分析

彎管焊縫處腐蝕嚴重,導致壁厚損失較大。表面存在腐蝕坑,且腐蝕坑較大。法蘭表面同樣出現了腐蝕坑。通過掃描電鏡觀察,管壁表面附著較厚的垢物,難以清理。局部區域露出金屬基體,晶面光滑。其腐蝕形貌見圖6、圖7。

圖6 宏觀形貌

圖7 微觀形貌

2.5 垢物成分分析

采用X 射線能譜儀（EDS）對管線內壁垢物成分進行分析,結果見表4,粉末狀垢樣含有較多的O、Fe、Si、S、Cl、W、Cu、Ba 元素和少量的C、Ca、Al、Mn、Ni 等元素,見圖8。對腐蝕坑表面進行EDS 分析,結果見表5,含有較多的O、Fe、Cl、Cu、Mn 元素和少量的C、Si、K、S、Cr 元素,見圖9。

表4 管線內壁垢物成分

表5 腐蝕坑表面垢物成分

圖8 管線內壁垢物能譜分析

圖9 腐蝕坑表面垢物能譜分析

2.6 硬度試驗

按GB/T 4340.1—2009《金屬材料 維氏硬度試驗第1 部分：試驗方法》[5]對其直管彎管及法蘭進行硬度試驗,結果見表6,結果顯示失效部位硬度值均正常。

表6 硬度試驗結果

3 結果及失效原因

3.1 結果

通過宏觀檢查顯示,管線泄漏部位均位于管線底部焊縫根部處,并且底部存在明顯的腐蝕坑,壁厚減薄也比較明顯。但管線的化學成分符合標準要求,管段顯微組織為鐵素體和珠光體,材料硬度值正常。垢物成分分析可知垢樣含有較多的O、Fe、Si、S、Cl、W、Cu 和Ba 元素。

3.2 失效原因

由以上結果可以看出,材料的冶金質量與管壁腐蝕無關。結合現場具體情況及宏觀檢查表明,2023 年6 月停車后,管線未進行任何處理,導致停車期管線內沉積了大量垢物,特別是管線底部區域尤為明顯。由于垢物成分分析中垢樣含有較多的Ba2+,Ba2+易與CO32-、SO42-形成BaCO3和BaSO4在管內結垢[6-8]。

管線因受垢物的影響,形成了覆蓋層,進而形成了局部閉塞區。這種金屬表面覆蓋層下方處于缺氧狀態,而周圍循環水中溶解了大量氧,覆蓋層內外氧濃度差增加,覆蓋層內金屬的電位變負,使覆蓋層內陽極溶解速度增加,覆蓋層內的氧減少,從而中止了覆蓋層內氧的陰極還原反應,使覆蓋層內金屬表面和覆蓋層外自由暴露表面之間組成宏觀電池[9-12]。隨著垢層的不斷增厚,促使腐蝕加劇,垢下腐蝕反應式如下：

陽極反應：M→M2++2e

陰極反應：O2+2H2O+4e→4OH-

由于垢層的阻塞作用,垢下腐蝕產生的M2+難以通過垢物向外擴散,造成垢下正電荷積累,外部環境中的Cl-大量遷入,以維持電荷平衡。遷入后的Cl-在垢下閉塞區不斷濃縮水解,產生酸化自催化效應,使金屬進一步溶解,久而久之,即在該處引起局部腐蝕,并形成蝕坑,形成的蝕坑內Cl-大量聚集,加速垢下腐蝕[13-14],而且此時溶解反應集中在無氧的縫隙區已形成的蝕坑內,并使其加速發展,直至穿孔泄漏。

管線2 處泄漏部位均位于焊接接頭位置,是由于焊縫部位腐蝕焊接接頭的熔合線和熱影響區是焊接接頭最薄弱的區域,原因有3 個方面：1）成分和組織的不均勻分布；2）與焊縫之間存在的電位差；3）焊縫余高帶來的流動影響,導致焊接接頭部位會優先發生腐蝕。此外,設備停車后,管段內的殘存介質中水分長期存在垢層下,而管段底部的水分殘留時間最長,因此下側管壁腐蝕減薄比上側明顯[15]。垢下腐蝕的速率與材料本身及表面狀態有關,跟腐蝕產物的組成、性質有關,同時也跟外界環境的溫度、pH 和流速等有關。由于外彎側流速較內彎側高,介質中的固體顆粒物對管壁沖刷嚴重,所以外彎側管壁減薄明顯；另外,隨著介質流動方向的改變,彎頭后續一區域管段內,介質發生間歇流動現象,管壁出現不均勻腐蝕特征。

4 結論及建議

根據以上分析,垢下腐蝕是導致管壁腐蝕穿孔的主要原因,而介質中存在的Cl-和O2會加速腐蝕。為了避免此類問題再次發生,建議在停車期間對管線進行排液、置換吹掃等處理,以避免管壁結垢和積液。同時,應定期檢測彎頭部位壁厚,并在必要時對易發生腐蝕減薄的彎頭管段（包括與其連接的水平直管段）進行材質升級處理。此外,還需要及時排查分離器底部積液部位的腐蝕情況。