某滩海油田输油管道腐蚀成因检测分析

范家僖

中国石油冀东油田南堡油田作业区，河北唐山063200

近年来，国内油田油气集输管道的腐蚀情况日趋严重[1-4]，尤其是CO2驱油作业，夹带CO2的油井采出液会严重腐蚀碳钢管道[5-9]，油田不得不采取措施随时修补管道甚至更换管道材质。某滩海油田NP2-3外输油管道2008年建设投入运行，管道规格D273mm×7.8mm，材质为L360MB管道钢，设计压力2.5 MPa，运行压力1.65 MPa，运行温度40.5℃，管道外防腐保温结构为聚乙烯冷缠带+聚氨酯黄夹克，无内防腐，介质为多口油井的油水采出液，管道运行前期混输过CO2注入井返排液。从2018年开始，NP2-3外输油管道多次发生腐蚀泄漏。为了查明NP2-3外输油管道腐蚀原因，在管道腐蚀减薄严重部位截取一段管体，进行各项检测和分析，以便采取相应的技术措施，延长管道使用寿命。

1 管道内壁腐蚀形貌宏观分析

截取段管道外壁防腐保温层完好，管体外壁基本无腐蚀痕迹。管道内壁底部结垢清理前后的形貌如图1所示。

由图1（a）可以看出，管道腐蚀减薄发生在管道内壁一侧；管道内壁在圆周方位偏于底部的区域存在结垢较多的现象，而其他区域结垢很少。

图1 管道内壁底部清理前后的形貌

由图1（b）可以看出，管道内壁底部结垢严重的部位清理干净后，露出很多的腐蚀坑，这些腐蚀坑与结垢部位相对应，形成了垢下腐蚀；管道内壁无结垢现象的其他区域基本无腐蚀坑，这说明管道内壁的严重腐蚀与结垢现象存在直接对应关系；锈垢沉积层最厚的部位腐蚀减薄最大，并且是以腐蚀坑的形式出现，腐蚀坑的直径达到15 mm左右，腐蚀形态符合垢下腐蚀的形貌特征。

2 管道内壁腐蚀微观检测分析

在管道腐蚀严重的区域截取供检测分析用的小试样，试样用酒精清洗除油后，试样内壁通过扫描电镜观察腐蚀微观形貌（见图2），通过能谱仪检测腐蚀产物成分（见表1）来分析腐蚀机理。

图2 试样内壁腐蚀坑里的微观形貌

表1 管道内壁腐蚀产物成分

由图2可以看出，管道试样内壁有些大腐蚀坑的中心会有一个凸台，而其圆周区域有腐蚀凹陷，这不符合常规油水条件下垢下腐蚀的形貌（一般为中间最深、边缘较浅），而符合CO2腐蚀的“台地”特征。另外，大部分的腐蚀坑边缘界限明显，外侧基本不腐蚀，这也不符合常规油水条件下垢下腐蚀的形式（一般腐蚀坑边缘外侧也有腐蚀，呈现逐渐过渡形态）。腐蚀坑里的腐蚀产物呈现细结晶状特点，这是CO2腐蚀产物的微观形貌特征。由此判断，管道内壁腐蚀坑多数是CO2腐蚀产生的。

从表1可以看出，管道内壁腐蚀产物的化学成分主要为C、O、Fe元素，判断主要为CO2腐蚀产物，总反应式为：CO2+H2O+Fe=FeCO3+H2。腐蚀产物中检测出少量Cl元素，Cl-的存在将大大加速腐蚀进程，特别是会促进点蚀和垢下腐蚀的速率。

3 管道试样酸洗后内壁检测分析

用盐酸和乌洛托品配制特殊酸洗剂，将管道试样浸泡酸洗，清洗除掉试样内壁腐蚀产物，试样酸洗前后的腐蚀表面形貌如图3所示。用显微镜检查试样内壁是否有裂纹等缺陷，检测管体最薄处厚度，估算管道的腐蚀速率。

图3 试样酸洗前后的腐蚀表面形貌

由图3可以看出，酸洗后管道试样内壁腐蚀坑中心的凸台十分明显，并且腐蚀坑边界清晰，腐蚀坑外侧基本无腐蚀，这符合CO2腐蚀的点蚀坑特征。试样内壁的腐蚀坑及其他区域均未发现微裂纹的痕迹，判断管道内壁不存在应力腐蚀现象。

测量管道试件腐蚀坑深度，最小剩余壁厚只有3.8 mm，管体原始壁厚7.8 mm，剩余壁厚只有原始壁厚的48.72%。NP2-3外输油管道2008年12月投入运行，截止到2019年初，累计运行10年多，按照最大腐蚀深度计算（7.8 mm-3.8 mm=4.0 mm），年平均腐蚀速率为0.40 mm/a，远高于GB/T 23258—2009《钢质管道内腐蚀控制规范》对碳钢的腐蚀率小于0.025 mm/a要求，据此判断属于严重腐蚀。

4 管道金相组织检测分析

在管道上截取加工试样，经金相砂纸和研磨膏研磨和抛光制样，用4%硝酸酒精溶液浸蚀，用金相显微镜分析试样横截面的金相组织（见图4、图5），评级微观组织，查找是否有应力腐蚀裂纹、内外壁脱碳、晶间腐蚀等痕迹，判定微观组织是否正常。

由图4可以看出，管体金相组织为铁素体+少量珠光体，晶粒度为7.5级，未发现粗大的或数量较多的非金属夹杂物，金相组织正常，说明管体材质合格。由图5可以看出，管体内壁附近的腐蚀坑处微观组织中，未发现脱碳、微裂纹和晶间腐蚀痕迹，说明管体不存在H2S等造成应力腐蚀的可能性。

图4 管体中部的金相组织（500倍）

5 管道腐蚀成因分析与结论

NP2-3外输油管道的外壁基本无腐蚀，管道内壁的下部腐蚀严重，上部腐蚀轻微，根据管道的腐蚀形貌，确定管道腐蚀类型为点蚀+垢下腐蚀，排除晶间腐蚀和应力腐蚀的可能性。

根据NP2-3管道前期混输CO2注入井返排液的生产工况，以及管道内壁腐蚀坑形貌和腐蚀产物成分，确定管道腐蚀因素主要为CO2局部点蚀，油水介质里的Cl-加速了点蚀发生。

判断管道腐蚀原因为：管道运行前期混输的注入井返排液中含有大量CO2，在Cl-促进作用下，在管道内壁产生点蚀，并且在管道内壁下部点蚀处逐渐沉积锈垢，进而形成垢下腐蚀，加快了腐蚀速率，形成尺寸较大的腐蚀坑。

6 管道防腐建议措施

根据NP2-3外输油管道目前的运行工况，以及管道腐蚀程度，结合投入成本与技术可行性，提出管道集输工艺改进和在用管道修补方面的指导性措施。

（1）管道集输工艺改进。浅滩区注入井返排液中含有大量CO2，如果与常规油井采出液一起混输，会对碳钢管道产生严重腐蚀。因此，对注入井返排液预先进行CO2分离处理，并采用专用耐蚀材质管道输送，不再混输到碳钢管道里。

图5 管体内壁附近的金相组织（500倍）

（2）在用管道修补措施。根据NP2-3外输油管道的内检测情况，管道全程的前半段腐蚀缺陷较多并且腐蚀减薄较大，管道后半段腐蚀缺陷较少并且腐蚀减薄较小。制定维修计划，将管道前半段腐蚀集中且严重的那部分管段彻底更换，其他分散的腐蚀严重的局部采用碳纤维树脂补强修复。对原NP2-3外输油管道中继续留用的部分，定期进行管道清垢处理，以消除管道垢下腐蚀的因素。