西部某油田20#钢管线失效原因分析

丁 晗，林冠发，龙 岩，李 磊

(中国石油集团石油管工程技术研究院 陕西 西安 710077)

·失效分析与预防·

西部某油田20#钢管线失效原因分析

丁 晗，林冠发，龙 岩，李 磊

(中国石油集团石油管工程技术研究院 陕西 西安 710077)

为弄清西部某油田集输管线穿孔原因，对失效20#钢管样品进行了宏观形貌分析、化学成分分析、金相试验分析、腐蚀产物的组成与结构分析。结果表明，引起该钢管腐蚀穿孔和形成腐蚀坑的主要原因是高含CO2和高含氯离子环境下钢管发生局部腐蚀，20#钢不适合在这种含腐蚀介质环境中使用。

20#钢；CO2；氯离子；腐蚀

0 引 言

西部某油田集输管线于2014年8月15日发生刺漏。管段外壁均有轻微的腐蚀，内壁腐蚀较为严重，存在非常明显的腐蚀坑，如图1所示。根据作业区提供的生产资料，该管线于2000年9月投入使用，材质为20#无缝钢管，制造标准为GB/T 8163-2008《输送流体用无缝钢管》，工作温度为52 ℃，工作压力为1.28 MPa，含水率为52%，输送介质含CO2和氯离子。

相关研究表明，在相同CO2分压下，20#钢55 ℃时的腐蚀速率明显大于3Cr钢甚至接近3倍，但较低温度30℃时3Cr和20#钢的腐蚀速率较接近，这表明温度会增加CO2对20#钢的腐蚀速度[1]。CO2分压相同的情况下，15CrMo钢、20G钢和20#钢在模拟含腐蚀介质的集输环境中，20#钢腐蚀情况最为严重[2]。CO2环境下高浓度的氯离子及高矿化度的地层水是腐蚀穿孔频发的主要原因[3]。西部某气田气体中CO2含量为0.72%,分压为0.6 MPa,pH值为5.91～7.23,可以确定主要的腐蚀因素为CO2和Cl-的腐蚀,且后者对前者有促进作用[4]。为确定西部气田腐蚀介质对20#钢的影响，进行了以下材料性能研究。

图1 管段外壁及内壁腐蚀情况

1 试验方法

1.1 化学成分分析

依据GB/T 4336-2002《碳素钢和中低合金钢火花源发射光谱分析方法(常规法)》，采用ARL 4460直读光谱仪对钢管母材进行化学成分分析

1.2 金相组织分析

依据GB/T 13298-1991《金属显微组织检验方法》、GB/T 6394-2002《金属平均晶粒度测定方法》及GB/T 10561-2005 《钢中非金属夹杂物含量的测定方法》，采

用MEF4M金相显微镜及图像分析系统对送检管段的显微组织、晶粒度及非金属夹杂物进行分析。

1.3 腐蚀产物分析

采用TESCAN VEGAII扫描电子显微镜及其附带的XFORD INCA350能谱分析仪对穿孔处内外壁的腐蚀产物进行形貌观察和成分分析。

2 试验结果与讨论

2.1 化学成分

送检管段的化学成分见表1，其化学成分符合GB/T 699-1999中对20#钢管的要求。

2.2 金相组织

送检管段管体和穿孔处的金相分析结果见表2。

表1 送检管段管体的化学成分 %

表2 油管金相组织分析结果

管段管体的金相组织为铁素体和珠光体(如图2所示)，晶粒度级别为7.5级，非金属夹杂物包括A0.5，B0.5，D0.5。穿孔处腐蚀坑周围组织未见异常(如图3所示)。

图2 管段管体的显微组织

图3 管线穿孔试样(纵向)穿孔附近组织(内表面)

2.3 腐蚀产物分析

管线穿孔处内壁的形貌如图4所示，腐蚀产物为絮状，十分蓬松导致大量孔隙存在。20#钢在高含氯离子、高矿化度的CO2水溶液中，局部腐蚀极其严重，呈局部点蚀状及苔藓状，属典型的CO2腐蚀特征[5]。对3个区域的腐蚀产物进行能谱分析，结果见表3。可以看出：区域1的主要成分为C、O和Fe，并含有少量的Na、Si、Cl、和Ca；区域2的主要成分为C 、O 和Fe，含有一定量的Al、Si、Ca 和Cl；区域3的主要成分为C、O和Fe，并含有少量的Na和Ca元素。

图4 管段内壁腐蚀产物形貌

%

3 集输管线失效原因分析

化学和金相性能检测结果表明：材料的化学成分及金相组织均符合GB/T 699-1999中对20#钢管的要求，20#钢的金相组织主要为粗大和片状珠光体以及铁素体，同时还存在偏析和夹杂。相关文献报道20#钢在60℃时比在20℃时腐蚀严重，并呈现先结垢后腐蚀的特点，见表4，水中氧和氯离子的存在使得20#钢不易生成钝化膜，加速了腐蚀，pH值在较小范围内下降也会使20钢的腐蚀速率明显变大[6]。

表4 不同温度下20#钢的腐蚀速率[6]

对管段腐蚀部分的宏观观察及扫描电镜分析均表明，腐蚀主要是由于高含CO2和高含Cl-发生局部腐蚀导致的结果。输送介质温度较高，达到52 ℃，增强了液体对管线的腐蚀能力。

集输管线流体介质输送压力高，流速快，含有一定量的二氧化碳，二氧化碳在水中的溶解度很高，而介质中含水率为52%，在有水或者水膜存在的情况下，二氧化碳溶于水形成弱碳酸，使pH值下降，反应形成碳酸铁和碳酸亚铁，引起钢铁腐蚀[7]。

由于碳酸盐在管壁上呈现不均匀覆盖，使不同区域间形成腐蚀电偶，从而造成二次腐蚀。同时，输送过程中不可避免地存在一定量的固体颗粒和杂质，在高速气液流体的流动过程中这些颗粒和杂质以很高的速度冲击管壁，加剧流体对管壁金属表面的剪切力，使管壁金属表面被剥落、冲蚀。在重力的作用下，管段底部较易附着固体颗粒和腐蚀产物，易于形成腐蚀萌生，一旦有表层破损和脱落，在高速流体的冲击下将加剧腐蚀，故底部局部腐蚀较其他部位严重。另外，由于输送介质含水率达到了52%，油气水存在密度差，故密度较重的液体在底部形成了腐蚀穿孔。

4 结 论

1)该管线的材质化学成分及基材与腐蚀坑周围的金相组织均符合GB/T699-1999中对20#钢管相关的要求。

2)该管线的腐蚀穿孔及形成的腐蚀坑均是由于是含CO2的高氯环境下发生的局部腐蚀导致的结果。

3)该管线内未加注缓蚀剂和采取其它的内防腐措施，建议需要考虑加注缓蚀剂，但加注的缓蚀剂须通过筛选评价来确定。

[1] 王 珂，尹志福，杨 帆,等.模拟CO2驱环境下3Cr和20#集输管线钢防腐性能对比[J].全面腐蚀控制，2013，27(7)：45-48.

[2] 任呈强，曹然伟，郑云萍，等.管线钢的CO2腐蚀行为研究[J].腐蚀与防护，2011，29(2)：58-61.

[3] 蔡 锐，田 伟，李发根，等.某油田地面管线腐蚀原因分析[J].腐蚀与防护，2011，32(2)：140-142.

[4] 晁宏洲，王赤宇，谢天梅，等.克拉2气田CO2腐蚀与防护对策[J].腐蚀与防护，2007，28(10):545-547.

[5] 张学元，邸 超，雷良才.二氧化碳腐蚀与控制[M].北京：化学工业出版社，2000.

[6] 孟 江，赵学芬，高修钦，等.含H2S气田污水对20钢的腐蚀研究[J].焊管，2014，37(10)：16-19.

[7] 胡志兵，宋绍富，李 明，等.大涝坝气田DLK4井集输管线失效原因分析[J].内蒙古石油化工，2009,19(24)：70-71.

Failure Analysis of Ground Pipeline in the Western Oil Field

DING Han, LIN Guanfa, LONG Yan, LI Lei

(CNPCTubularGoodsResearchInstitute,Xi′an,Shaanxi710077,China)

The cause of the gathering pipelines perforation in one western oil field was studied. The failure line pipe was examined through morphological analysis, chemical composition analysis, metallography analysis, composition and structure of corrosion products analysis. The results showed that high CO2content in line pipes and high chlorine ion environment cause local corrosion that induced the pipeline corrosion perforation and formation of corrosion pits. And the 20#steel line pipe is not suitable for this kind of corrosion environment.

20#steel； CO2； chlorine ion； corrosion

丁 晗，男，1987生，助理工程师，2014年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发工程专业，获硕士学位，现主要从事石油管工程技术研究及失效分析工作。E-mail: dinghan@cnpc.com.cn

TE988.2

A

2096-0077(2017)01-0056-03

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.01.013

2016-06-02 编辑：葛明君)