集油管道失效原因分析*

宋成立，方 艳，陈庆国，苗 健，李孝军

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室 陕西 西安 710077；2.中国石油塔里木油田分公司 新疆 库尔勒 841000)

0 引 言

集油管道是将各单井的原油汇集后输送至油气处理站或计量间，是油田集输管道中比较重要的联络线，但随着油气开采的深入，综合含水不断上升，伴生气也含有H2S、CO2等酸性气体，导致管道的腐蚀问题越来越严重[1-2]。而管道一旦穿孔泄漏将造成资源浪费、环境污染甚至对生命安全造成威胁[3]。

西部某油田的一条集油管道在运行5年后发生穿孔泄漏，总长度为9 051 m，采用埋地敷设，材质为高压锅炉无缝热轧钢管20G，规格为Φ325 mm×8 mm，制造标准为GB 5310—2008《高压锅炉用无缝钢管》，其基本信息见表1。因泄漏造成周围棉花地地表污染面积约6 m2，连接的三口生产单井累计影响日产量93.95 t。为了避免此类事故的再次发生以及制定针对性的防范措施，本文对该管道开展失效分析。

表1 管道基本信息

1 试验

1.1 宏观检查

图1为失效管样的外观。由图1可知，该管样外防腐层良好，肉眼可见一个直径约6 mm的圆形穿孔。而内壁穿孔处的面积更大，如图2所示。轴向最大长度为43 mm，表面附着了一层黑色的油污和腐蚀产物，管样其他部位未见明显腐蚀。

图1 失效管样外壁宏观形貌

图2 失效管样内壁宏观形貌

同时，依据GB/T 11344-2008《无损检测接触式超声脉冲回波法测厚方法》，采用Olympus 27MG型超声测厚仪，对该管样的壁厚进行了测量。测量点的选择以10 cm为环带截面间距，每个环带截面等间距测量10个点壁厚，测试点位置如图3所示。测量结果显示：最大测量值为8.40 mm，最小测量值为7.63 mm，而GB 5310—2008规定：公称壁厚为8 mm的20G钢管壁厚允许偏差为±0.8 mm，据此判断，该管样的壁厚符合GB 5310—2008的要求，而且除了穿孔处，其他部位未见明显减薄。

图3 壁厚测量示意图

1.2 化学成分

依据GB/T 4336—2016《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直读光谱仪对该管样进行化学成分分析，结果见表2。由表2可知，该管样化学成分符合GB 5310—2008中对20G钢管的要求。

表2 化学成分分析结果(质量分数) %

1.3 金相组织

依据GB/T 13298—2015《金属显微组织检验方法》、GB/T 6394—2017《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该管样本体及穿孔处进行金相分析，结果见表3，金相组织如图4所示。

表3 金相分析结果

由表3和图4可知，该管样的显微组织、晶粒度和非金属夹杂物均符合GB 5310—2008中对20G钢管的要求，穿孔处显微组织未见异常。

图4 失效管样的金相组织

1.4 微观分析

采用TESCAN VEGA II扫描电子显微镜(SEM)及其附带的XFORD INCA350 X射线能谱分析仪(EDS)对穿孔处的腐蚀产物进行形貌观察和成分分析，结果如图5所示，腐蚀产物成分及含量见表4。由图5可知，穿孔处表面存在明显的腐蚀痕迹，产生凹凸不平的形貌，表面附着一层腐蚀产物，其主要组成元素有C、O、Fe、S和Cl。同时，采用D8 ADVANCE X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物进行物相分析，结合其能谱分析结果，试验结果如图6所示。由图6可知，腐蚀产物包含的物相主要有Fe2O3、FeS、FeCO3和FeO(OH)，以及含有一部分SiO2。

图5 管样穿孔处的微观形貌及能谱分析照片

表4 腐蚀产物的EDS能谱分析结果(质量分数) %

图6 腐蚀产物的XRD图谱

2 分析讨论

失效管样的理化试验结果表明：管体的壁厚、化学成分、显微组织、晶粒度和非金属夹杂物均满足GB 5310—2008中对20G钢管的要求，且穿孔处的显微组织未见异常。这表明该管道的材料性能未见异常。

从管道穿孔的宏观特征分析，管道内壁附着了一层腐蚀产物，穿孔处呈“内大外小”的锥状腐蚀形貌，而外壁防腐层良好，这表明失效行为是局部内腐蚀穿孔。该管道输送的介质中气相含有H2S(2 500 mg/m3)和CO2(2.03 mol%)，此类酸性气体在水中溶解后形成酸性液体，对碳钢管道产生电化学腐蚀，腐蚀产物主要为FeS和FeCO3[4]，反应过程如下：

Fe+CO2+H2O→FeCO3+H2

Fe+H2S→FeS+H2

XRD分析中也证实了这两种物相的存在，见图6，表明该管道发生了H2S和CO2腐蚀。同时，水相中Cl-含量较高(90 200 mg/L)，根据以往的研究结果证实，Cl-的存在致使钢管内表面钝化膜在组织结构上发生改变并加速钝化膜溶解，尺寸较小的Cl-极易穿过垢层的疏松区域或缺陷处到达金属表面而诱发点蚀坑，导致蚀孔的发展[5]。

此外，该管道外输液日产液量较少，导致流速约为0.01 m/s，一般认为携水原油的流速小于1 m/s时为层流，油水两相有足够的时间进行沉淀和分离，其中水相易在管道底部沉积从而导致底部的局部腐蚀[6]。此外，流速太低，不利于缓蚀剂的扩散，降低缓蚀剂的效果，而且该管道未安装收发球装置，无法对缓蚀剂进行预膜处理[7]，将导致缓蚀剂的保护作用下降，在管道底部可能出现局部缓蚀剂未附着的区域而发生局部腐蚀[8-9]。

由上述分析可知，该集油管道在局部发生了内腐蚀而导致穿孔失效，主要是由CO2和H2S溶于管道底部的沉积水而引起电化学腐蚀，以及高含量的Cl-、缓蚀剂效果较差等因素也可能间接地加剧了管道的局部腐蚀速率。

3 结论及建议

1)失效管样的壁厚、化学成分、显微组织、晶粒度和非金属夹杂物均满足GB 5310—2008中对20G钢管的要求，且穿孔处的显微组织未见异常。

2)该集油管道在局部发生了内腐蚀而导致穿孔失效，主要是由CO2和H2S溶于管道底部的沉积水而引起电化学腐蚀，以及高含量的Cl-、缓蚀剂效果较差等因素也可能间接地加剧了管道的局部腐蚀速率。

3)建议对管道增加收发球装置，对管道全线实施内检测以评价目前的腐蚀状况，并采取相应的防治措施；同时建议对管道进行定期清管和缓蚀剂预膜。