某海底管道腐蚀失效分析

李发根 韩 燕 赵雪会

(中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管工程重点实验室 陕西 西安 710077)

1 概 况

某海域两平台间海底管线长度为2.3 km，设计落差1.2 m，于2003 年6 月投入使用。管线采用油气混输，初期下岸端压力范围为1.5 MPa ～2.0 MPa，2009 年以后维持在2.0 MPa 左右，下岸温度60℃，上岸温度降为55℃，输送介质CO2含量为2.49%。管线服役后，含水量逐渐上升，2010 年6 月时含水率已达40%。输送管线为双层管结构，其中内管为规格273.1 mm×11.1 mm 的X65 管线。管道外腐蚀采用牺牲阳极阴极保护，内部采用加注缓蚀剂和防垢剂作为内防腐措施，加注方式为连续加注，并在管线上岸处安装有腐蚀监测挂片。

2010 年6 月22 日，X65 内管发生刺漏，刺漏位置位于管线下游膨胀弯上岸端前的直管段。检查送检管道发现在6 点钟方向有四处穿孔，最大孔径40 mm，穿孔周围留有白色盐垢，盐垢下方有少量腐蚀坑，直径均不超过5 mm，宏观形貌见图1。将管段沿纵向剖开，沿穿孔处纵向轴线陆续分布有12 个条状腐蚀坑，如图2 所示。穿孔形貌总体呈现内壁大外壁小，初步分析穿孔为内腐蚀引起。

图1 刺漏管段宏观照片(箭头所指处为穿孔)

图2 刺漏管段内部宏观照片(箭头所指处为穿孔)

2 试验分析

2.1 化学成分分析

从刺漏管段未腐蚀管体上取样进行化学成分分析，结果见表1。从分析结果看，化学成分符合API Spec 5L标准要求。

表1 化学成分分析结果 Wt%

2.2 金相分析

对刺漏管段管体未腐蚀处和腐蚀穿孔处取样进行组织结构观察与对比分析，结果表明未腐蚀管体和腐蚀穿孔处组织无差异，均为B粒且未发现粗大组织，腐蚀坑底部没有裂纹(见图3 ～图5)，非金属夹杂物分析结果见表2。

图3 未腐蚀部位样品金相组织

图4 腐蚀坑表面形貌

图5 腐蚀坑周围组织

表2 非金属夹杂物分析结果

2.3 腐蚀产物分析

采用扫描电镜及能谱对穿孔处和未穿孔腐蚀坑处试样的微观形貌和成分分析可知，腐蚀坑处四周覆盖有浅红色附着物，附着物结构疏松，分布不均，掀开附着物下部是黑色腐蚀产物，同时裸露腐蚀坑处也同样附着黑色腐蚀产物，微观形貌见图6。能谱分析发现黑色腐蚀产物主要由C、O、S、Cl 和Fe 元素组成，而在周围的附着物中又发现了Ba 元素，如图7 所示。结合XRD 衍射分析，可知管道主要发生了CO2腐蚀，腐蚀产物主要为Fe-CO3和Fe3O4，另外表层腐蚀产物中还存在BaSO4沉积物，如图8 所示。

图6 管样内壁腐蚀微观形貌

图7 腐蚀产物能谱分析图

图8 腐蚀产物XRD 分析结果

2.4 综合分析

材料腐蚀失效的主要因素包括两大类:一是材质因素，二是环境因素。通过对材质理化性能检测可知该失效管样化学成分符合API 5L 标准要求，腐蚀处金相组织未见异常，腐蚀穿孔并非材质质量原因导致。

海底管线采用油气混输，流体介质含水率高达40%，而且Cl 离子含量为18 974 mg/L，天然气中CO2含量达到0.05 MPa，输送温度介于55℃～60℃之间，综合来看该种腐蚀工况具有较高CO2腐蚀性，从刺漏管端腐蚀产物能谱及XRD 分析也表明管道内部发生了CO2腐蚀。该段管线输送介质含水率高，刺漏管段位于整条管线下流并且存在高程差，液相流速不足0.5 mm/s，该流速下极易促成管道底部积液，进而导致管道底部腐蚀。管道为碳钢材料，耐蚀性能有限，现场腐蚀监测也验证了这点，如图9 所示，腐蚀速率最高达到0.116 mm/a，已达到中等腐蚀程度。同时，管体内部附有较多BaSO4沉积物，结构疏松分布不均，为局部区域垢下腐蚀创造了条件，另外输送介质中含有较高的Cl 离子，由于半径小极易穿透垢样，促使垢下形成闭塞腐蚀电池导致酸性增加，从而促进局部腐蚀的发生［1～3］。

图9 腐蚀产物XRD 分析结果

该段管线内部输送介质流态以层流和段塞流为主，同时管道服役过程中输送压力不稳定，会加速流动条件的波动。在层流状态下加注缓蚀剂达到有效地缓蚀是比较困难的，管道底部局部的紊流并不能使流体与缓蚀剂充分地混合。段塞流在流动过程中会不断产生涡流，涡流会按照动量平衡的原理对腐蚀产物膜造成冲击破坏，流动过程中不仅会形成涡流对腐蚀产物膜造成损伤，而且液体段塞团会卷入气体，形成大量气泡，这些气泡破裂可对局部区域产生巨大冲击作用，从而造成腐蚀产物膜的破坏，加剧局部腐蚀［4、5］。

总之，该段管线工况环境具有较高腐蚀性，管段材料耐蚀性能有限，一旦加注缓蚀剂防腐措施效果不佳，管道将会发生严重腐蚀。

3 结论及建议

1)刺漏管段主要发生了CO2腐蚀，高腐蚀性环境、介质流态、管段位置和疏松结垢等多种因素交集促使管线底部积水，缓蚀剂防腐效果不佳，最终造成底部腐蚀及穿孔。

2)建议定期清管作业，减少管道底部积水，加强缓蚀剂等防腐措施有效性管理。

［1］王绪华，林冠发，白真权. 油气田CO2腐蚀机理、预测与防护［J］. 石油管工程，2008，15(2):25 -29(资料)

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［4］M.B. 克曼尼，L. M. 史密斯. 油气生产中的CO2腐蚀控制——设计考虑因素［M］. 北京. 石油工业出版社，2002.42.

［5］叶 帆.介质流态对凝析气集输管道的腐蚀影响分析［J］.天然气与石油，2009，27(6):22 -25.