CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

鲜 宁汤晓勇施岱艳荣 明朱昌军

1.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610017

2.中国石油集团石油管工程重点实验室，四川 成都 610017

3.中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

鲜 宁1，2汤晓勇1施岱艳1，2荣 明1朱昌军3

1.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610017

2.中国石油集团石油管工程重点实验室，四川 成都 610017

3.中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输，站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后，产气量剧增，在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析，并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析，结果表明：流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因，流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制，仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀，在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。

0 前言

某CO2凝析气田采用气液混输的集输工艺，液相为凝析油和少量凝析水，气相为含少量CO2的天然气。井口来气管道为Ф168的316 L复合管，集气站站内管道为碳钢管道，加注缓蚀剂进行内腐蚀控制，站场内每口单井来气的碳钢管道均由Ф168变径成Ф114后进入Ф219的汇管。单井产气量66×104～100× 104m3/d，凝析油产量约60～80 m3/d，凝析水产量约1～2 m3/d。投产运行6个月后，碳钢管道在Ф168转为Ф114附近区域的Ф114碳钢管段出现严重的壁厚减薄，靠近大小头处发生穿孔泄漏。为了找出导致管道壁厚减薄穿孔的原因，降低或避免凝析气田在以后的开发过程中发生类似问题，对该大小头后小直径管道穿孔原因进行了分析。

1 腐蚀特征分析

通过现场调研发现：该站场内Ф168的碳钢管道未出现明显的壁厚减薄现象，壁厚减薄现象主要集中在流场突变附近区域，特别是连接Ф168碳钢管道和Ф114碳钢管道用大小头后的Ф114碳钢直管段。从现场取回一段靠近大小头的Ф114样品管段（约70 cm长），并按图1所示将样品管段截为三段，采用超声波测厚仪对减薄区域进行壁厚检查。穿孔区域的最小管道壁厚仅为0.2～0.3 mm，沿远离大小头的方向（流体介质流动方向）壁厚逐渐增加，至取回管段的末端，其最小管道壁厚在3～4 mm左右。结合现场调研情况和对取回样品管段的壁厚测试，描绘出管道内壁的壁厚减薄特征示意图，见图1。

图1碳钢管道内壁减薄特征

由图1可见：管底壁厚减薄，距离大小头越近，管道内壁减薄越严重，横截面上的减薄区域越大；距离大小头越远管道内壁减薄的严重程度相对减弱，横截面上的减薄区域缩小。

管道内壁减薄严重的部位，几乎没有残留的腐蚀产物，但是相同截面的管道上部可以观察到明显的腐蚀产物。为了进一步分析出管道内壁腐蚀行为的主要类型，从样品管段进行腐蚀产物取样，采用X射线衍射物相分析技术（XRD）对管道内壁的腐蚀产物进行了分析，腐蚀产物图谱见图2。腐蚀产物分析结果显示：腐蚀产物中主要为FeCO3，含有极少量的FeOOH。其中FeCO3和FeOOH均为钢铁在CO2环境下的腐蚀产物，即管道腐蚀主要是CO2腐蚀行为。

2材料的理化检验

材料在现场腐蚀失效的主要因素包括两大类：一是材料因素；二是环境因素。为了验证本次壁厚减薄失效是否与材质质量有关，对管道母材和焊缝的化学成分、金相组织、硬度进行了取样分析。化学成分分析结果见表1，硬度测试结果见表2，金相组织见图3。

化学分析结果显示：母材的化学成分符合GB/T 9711.2中L360钢级的化学成分要求，根焊的化学成分与母材相当，未见异常。

样品焊缝与母材的金相分析结果显示：管道母材的金相组织为铁素体+珠光体，晶粒度6.5级；根焊处的金相组织为铁素体+珠光体，晶粒度7.5～8级；靠近管道一侧的焊接热影响区的金相组织为铁素体+珠光体+少量魏氏体，魏氏体主要集中在融合线附近。

图2腐蚀产物XRD分析图谱

表1根焊与母材的化学成分分析（w %）

表2硬度测试结果

根据对材料的理化性能检测，未发现材料有明显异常，可以推断碳钢管道的壁厚减薄穿孔并非材料质量原因所致。

图3样品管段的金相图 （100×）

3 腐蚀环境分析

3.1 输送介质的腐蚀性分析

该凝析气田运行期间不产气田水，但产凝析油和少量的凝析水，单井的凝析油产量约60～80 m3/d，凝析水产量约1～2 m3/d。输送的原料气中含有CO2约0.36 %，管网实际运行压力11.5 MPa，CO2分压约0.04 MPa，温度约70℃。当凝析水中溶解CO2气体后，其pH值将降低，根据NORSOK M-506［1］计算得到凝析水溶解CO2后其pH值约为4.2。碳钢在含CO2水溶液中的腐蚀速率随温度的升高而缓慢增大，当到达一定温度时（60℃左右），腐蚀速率会显著增大，随着温度的进一步增加，腐蚀速率会逐渐降低［2～4］。输送介质的腐蚀性分析显示：溶解CO2的凝析水溶液具有较低的pH值，呈酸性，在70℃下具有较强的腐蚀性，当管道内壁被水充分润湿，管壁则会发生腐蚀。

对三相分离器分离出来的液相进行取样分析，水分析资料显示水中盐浓度较低，即目前管网中的液态水为凝析水，pH值在5左右，呈弱酸性。根据现场提供的凝析油分析资料显示，凝析油样品中的含水量约为40 %～60 %，含水率高增加了管道表面水的润湿性。通过综合分析，输送介质具有较高的腐蚀性。如果输送介质的流速过高，导致腐蚀产物膜不能有效地吸附金属表面，从而失去了缓解腐蚀的保护膜，加速腐蚀。

3.2 流速流态分析

在以往凝析气田开发中，已经观察到如果气液混输管道内介质流速过高，会加速腐蚀，导致管壁减薄［5～6］。根据现有多相流腐蚀研究资料显示，流速和流态对流动加速腐蚀有显著影响［4，7～13］。对于气液两相流管道，目前只有API 14E［14］和ISO 13703［15］中提及了一个冲刷腐蚀临界流速限制，国外液相为主的气液两相流试验结果显示，段塞流对腐蚀有明显影响。

依据API 14E规定的冲刷腐蚀临界流速计算公式，不考虑缓蚀剂作用的情况（C=100），计算得到该气田的冲刷腐蚀临界流速大约为10.6 m/s。

对于复杂的多相流流态，尽管研究学者已经提出了一些流型分布图，但各有长短，很难一图概全，对流动形态和流态图的表述相似，但又不尽相同［11，16］。在石油工业中，曼德汉的水平管道两相流流型图应用最为广泛，参考该流型图对气液混输管道的流态进行分析，其结果见表3。

表3不同管径直管段的流速和流态分析

由表3可见，两种不同管径碳钢管道内的气液混合流速均低于根据API 14E计算得到的冲刷腐蚀临界流速（C=100），但是，流态却发生了变化，Ф168×11碳钢管道内的流态为层流，而在Ф114×10管道内的流态为雾状流。碳钢管道通过大小头连接由Ф168变径为Ф114时，管内的流态发生了明显变化，存在流场突变区域，可能会诱发流动加速腐蚀的风险。

4 失效原因分析

综上分析可知，管道腐蚀主要表现为CO2腐蚀。影响CO2腐蚀的因素多种多样，已有的实验室研究表明：水的润湿性、温度、分压、pH值、流速流态等因素都会影响CO2腐蚀速率［2～10，17］。在现场工况环境下，温度、分压、pH值都容易控制，但水润性很复杂，对于多相流管道，水的润湿程度与管网中流动状态有关，因此，在实际管道中的CO2腐蚀，多相流流动状态是一个重要的影响因素。

管道壁厚减薄的区域主要集中在流场突变附近区域，根据流体动力学原理，天然气流动方向发生突变，天然气流速、压力将发生变化，并可能在该区域产生旋涡。在这些流场突变区域，液相的流速会发生显著变化，造成液相成湍流态，加速腐蚀。图4为以大小头连接的突缩管道中气液两相流的流线分布示意图，输送介质由大口径管道流向小口径管道，大口径管道一侧为层流，小口径管道一侧由于流速变化，流态逐渐过渡变化为雾状流。

图4突缩管段流线分布示意图

由图4可见，在大小头连接小口径管段的附近区域，流态不稳定。在该区域存在湍流情况，流速增大，增加了腐蚀介质的扩散交换，同时，由于湍流作用，该区域的剪切力较大，腐蚀产物在水力学作用下更容易被剥离，无法形成稳定的腐蚀产物膜以保护管道。管道内壁由于没有稳定的腐蚀产物膜保护，使得湍流区的管段内表面一直保持新鲜金属基体暴露在腐蚀性介质中，使得腐蚀速率一直保持在较高水平。

此外，该凝析气田产出大量的凝析油，但凝析油的带水能力远低于原油，凝析油与水形成的乳化液在流体动力学作用下极易破碎，使得管道内壁被充分润湿。对流态稳定区域内的管道，Ф168管道内为层流，由于凝析油含量远高于凝析水量，油水混合物主要以油包水的形式存在，大大降低了凝析水对管壁的润湿程度，减轻管壁腐蚀，起到保护作用；Ф114管道内为雾状流，尽管油水混合物更易破碎，但由于雾化后，液态水可接触管壁的数量降低，接触面积增大，单位面积内管壁的水润湿程度下降，导致管壁内腐蚀降低。但是，对于流场突变的区域，油水混合物更易破碎，液态水充分润湿了紊乱区的管壁，原有的凝析油保护作用消失，因此，腐蚀速率增加。

综合分析，由于流场突变，在这些区域的剪切力将骤然增大，腐蚀反应过程中的传质速度也明显加快。同时，在流场突变区域，由于温度场和压力场也将发生变化，原本溶解在液体中的气体将会释放出来，不断有气泡在金属表面爆裂，对局部表面带来较大的冲击力。在流体动力和腐蚀的共同作用下，湍流区的水润湿程度增加，管壁无法形成稳定的腐蚀产物膜，控制腐蚀速率的传质速度加快，由于流体动力学因素诱导的流速加速腐蚀，导致流场突变区域的壁厚减薄突出。

5 结论与建议

分析结果显示，流动加速腐蚀是该凝析气田碳钢管道壁厚减薄穿孔的主要原因。此外，对于输送有腐蚀性介质的气液混输用碳钢管道，即使流速限制满足API14E标准中规定的冲刷腐蚀临界流速，仍不能完全确保管道不会遭受流动腐蚀。因此，在工程设计中，还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。

根据流动加速腐蚀的特点和腐蚀机理，建议以下改进措施：

a）尽可能减小流体的湍流度。在管网的工艺设计过程中，减少或避免流场突变，选择合适的流速，减小气液两相流的湍流程度。

b）选用耐蚀合金。对于CO2凝析气田，选用奥氏体不锈钢316或316 L、双相不锈钢22 Cr均具有较好的耐蚀性能。

c）当选择碳钢+缓蚀剂方案时，缓蚀剂筛选尽可能采用动态腐蚀试验进行评价。

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1006-5539（2012）03-0064-04

2012-01-05

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司基础研究资助项目（JCF-2011-24）作者简介：

鲜 宁（1980-），男，重庆人，工程师，硕士，从事材料腐蚀与防护技术研究与设计工作。

CO2腐蚀；气液两相流；流动加速腐蚀；凝析气田