基于内腐蚀直接评价的管道内腐蚀风险评估技术方法研究

邹慧慧

（南京市锅炉压力容器检验研究院，南京 210000）

0 引言

内腐蚀直接评价方法作为完整性管理的重要手段之一，目前其在各类型油气管道上得到了广泛的应用。谢进宜[1]针对某海上油田井口平台至中心平台的超期服役海底混输管线，运用内腐蚀直接评价方法，从积砂、结垢、冲刷等6个角度进行分析，并建立评价模型，得出海管超设计寿命但可继续安全运行的结论。曾维国等[2]在分析管道属性、实际工况、介质参数、失效历史、缓蚀剂应用等参数的基础上，应用内腐蚀直接评价法预测某输油管道内腐蚀敏感位置，并通过开挖验证其准确率。董培林等[3]以崖城某含CO2天然气管线为背景，使用Norsok模型[4]和De Waard模型[5]分别对腐蚀速率进行预测，并结合内检测数据对WG-ICDA的预测结果进行反向验证，结果显示管道实际工况参数（如温度、压力、输气量）的选取对腐蚀速率预测结果具有较大的影响。

内腐蚀直接评价方法[6～11]是在对大量数据的充分收集与分析基础上才能有效开展的。收集的数据一般包括管道设计参数、路由高程、运行工艺、输送介质参数等。因此，对于数据管理基础差的管道来说，数据现状往往不能满足开展内腐蚀直接评价的要求。那么，基于内腐蚀直接评价方法，结合现场取样分析、腐蚀模拟试验、失效分析的技术方法，则能满足一部分管道的迫切需求，即亟需快速通过科学方法了解内腐蚀风险，并制定针对性措施降低安全风险。

1 方法

1.1 现场取样测试

内腐蚀直接评价方法中比较关键的一步是获取金属材料的腐蚀速率。通常的方法是利用腐蚀预测模型（如Norsok、De Waard、Shell等）或基于经典腐蚀预测模型开发的商业腐蚀预测软件（如Predict、Hydrocor等）进行模拟计算。模拟计算的实施有赖于各项参数的充分性和有效性，如介质中HCO3

-含量、缓蚀剂有效性等数据在计算中均会考虑。数据不充分，获得的模拟计算结果是基于大量的假设。数据有效性低，计算结果往往误差较大。

通过现场取样的方法，获取实际管材与管材服役的介质环境，包括：气相和液相腐蚀介质、SRB、铁离子、化学剂（如缓蚀剂、阻垢剂），结合实验室腐蚀模拟，极大程度地还原管材的服役环境，从而准确获得管材对现场工况的适用性及其效果信息。

1.2 管道内腐蚀现状分析

主要从三个方面对管道内腐蚀现状予以分析：

（1）实际管材的耐蚀性。根据气相中腐蚀性气体含量测试结果，采用现场采集的液相腐蚀性介质，利用高温高压反应釜，模拟管道的工况环境参数，评估管材的耐蚀性；

（2）水质腐蚀性分析。利用电化学方法，对水质腐蚀性进一步分析；

（3）化学剂性能评价。利用腐蚀模拟试验，评价化学剂在现场工况环境参数下的适用性，分析化学剂的有效性。

1.3 失效管段分析

取管道的典型失效管段，对其进行详细分析，分析其失效原因，一定程度上反映管道目前可能面临的内腐蚀风险。分析内容主要包括：

（1）宏观形貌分析；

（2）金相组织分析；

（3）材质硬度测试；

（4）腐蚀或结垢产物分析。

1.4 内腐蚀风险分析与腐蚀发展预测

绝大部分腐蚀问题发生的前提条件是有液态水的存在，水相存在的状态直接影响了腐蚀发生的机制和形态，由此带来不同类型的腐蚀风险和评估策略。由于多相混输管道往往输送介质中含水率较高且为层流，在管道底部容易形成积水或固相颗粒沉积，均使得管道底部内壁接触连续水相，为介质中的CO2、H2S、SRB等腐蚀性物质提供了腐蚀发展的局部环境。

当腐蚀过程具有适宜的环境时，腐蚀的发生就依赖所谓的“腐蚀剂”，即能够引起腐蚀反应或夺取金属电子的物质，如管道常见的CO2腐蚀、H2S腐蚀、微生物腐蚀（或细菌腐蚀）等。从腐蚀的各类层次角度，有可能腐蚀是CO2直接导致的，但由于处于垢下环境，有时也可以说是垢下腐蚀，在内腐蚀评估过程中一般予以兼容并蓄、综合分析。另外，细菌腐蚀中的硫酸盐还原菌（SRB）腐蚀，实际上只是参与了对阴极反应形成的氢原子的消耗，促进了腐蚀过程，但由于其菌落繁殖和生物膜结痂附着于管道内壁表面，往往诱发严重的点蚀。同时，输油管道更为突出的促进腐蚀问题的原因还在于管道内部的温度和压力环境，简单而言，CO2腐蚀存在一定敏感温度区间，SRB腐蚀也依赖与其适宜生长的温度，压力的变化使得溶解在水中的腐蚀性介质的量变化，都会显著影响腐蚀过程，由此影响对内腐蚀风险的判断和内腐蚀发展趋势的分析预测。

2 案例

某油水混输管道，其建成至今运行7年整。于投产第6、7年，站内管线分别破损7次、8次，外输管线分别破损6次、6次。管道长为4.5km，内径67mm，壁厚4.5mm，材质为20#钢，外为黄夹克保温层，管线设计压力为4MPa，实际运行外输压力为1.6MPa。外输温度为45℃，外输液量130m3左右。经计算，表观液速约为0.45m/s。现场调研时缓冲罐出口处发生泄漏，故取回一段失效管材进行辅助分析。

2.1 现场取样测试

按照相关标准要求，实施现场取样测试工作。于管道入出口各获取液相腐蚀介质1份；获得管材1段，为该管道的备用管材；获得药剂1份，为注入该管道的阻垢剂；于管道入出口测试气相腐蚀性，CO2含量为10%，H2S含量为16ppm；于管道入出口测试SRB含量，均未检出；利用比色法测试入出口铁离子含量，入口铁离子含量为1.98ppm，出口铁离子含量超过5.0ppm。

2.2 管道内腐蚀现状分析

（1）管材组分与基本性能

因管道材质为20#钢，可参考GB/T 8163、GB/T 699判断其组分与基本性能是否符合要求。对比结果可见，管材在元素组成与基本性能上均满足标准 要求。

图1 SRB检测与培养

20#管线钢的原始组织为铁素体+少量珠光体。20号管线钢属于优质结构碳素钢，由于碳当量较低，无回火脆性、冷变形塑性较高，在常规焊接时有良好的焊接性；

（2）管材耐蚀性模拟

在入、出口的环境参数下，通过腐蚀模拟实验获得的腐蚀速率分别为0.34mm/a、0.06mm/a。参考NACE RP0775以及SY/T 0026，入口属于严重腐蚀，出口属于中度腐蚀。入口环境参数下，试样表面附着大量腐蚀产物；出口环境参数下，试样表面腐蚀轻微。

表1 20#钢的元素组成与基本性能测试

在CO2和少量H2S共存条件下，腐蚀产物膜由FeS和FeCO3组成，一方面，由于H2S较CO2易溶于水、易电离；另一方面，由于FeS溶度积常数远小于FeCO3，FeS较FeCO3易沉积成膜，即使在少量H2S条件下，也能很快生成FeS膜，该腐蚀产物膜薄而致密，对钢基体的保护性优于纯CO2腐蚀条件下晶体堆垛状的FeCO3膜，因此，腐蚀速率显著降低，并在一定H2S分压范围内，保持不变；随着H2S分压进一步提高，腐蚀产物膜仍由FeS和FeCO3组成，FeS含量较高，FeCO3含量较低，这可能是由于H2S分压增大，溶液中的S2-含量较大，导致FeS沉积速率过快，腐蚀产物膜变厚，且疏松、易开裂，因此，对钢基体的保护性下降，使腐蚀速率提高。

油气井的产出水中常含有Ca2+、Mg2+，易生成碳酸盐垢。腐蚀产物FeCO3及结垢产物CaCO3或不同的生成物膜在钢铁表面不同的区域覆盖度不同，它们之间形成具有很强自催化特性的腐蚀电偶，CO2的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。因此，电化学作用在发生及扩展过程中发生了作用，现场一旦发生上述过程时局部腐蚀会突然变得非常严重；

图2 扫描电镜下的微观形貌（入口环境参数）

（3）水质腐蚀性分析

水化学分析结果显示水相中钙离子、氯离子含量较高，说明结垢倾向较高，且高氯离子含量容易引发点蚀倾向。

利用电化学方法测试20#钢在入出口工况下的腐蚀速率，通过换算可知，腐蚀速率分别为 0.14mm/a、0.08mm/a；

图3 入出口电化学极化曲线

（4）阻垢剂评价

表2 典型离子含量（单位：mg/L）

该管道的上下游工艺流程中添加的主要药剂为阻垢剂，加注浓度为30ppm。在针对入口站内的管段失效分析中，发现管内结垢严重，故参考SY/T 5673，采用模拟溶液评价其所用阻垢剂的作用效果。结果显示，所采用的阻垢剂作用效果可能受制于实际加注浓度的影响，目标管道内部垢沉积的敏感性较高。

2.3 失效管段分析

从宏观形貌、金相组织、硬度、结垢产物分析等方面对失效管段进行充分分析。结果显示：失效管段为在内腐蚀和外腐蚀的交互作用下导致失效的。管流物流速较低，且水质结垢倾向较重，垢层较厚，且垢层致密度不均匀，局部较疏松，易导致腐蚀性介质浸入，优先发生腐蚀。焊缝处材料组织成分存在差异，导致焊缝-热影响区-母材在腐蚀介质环境中，表现出不同的腐蚀电位，由此在焊缝附近形成电偶腐蚀电池，局部位置成为阳极，被快速腐蚀形成沟槽，成为腐蚀的薄弱环节。管道外部局部保温层剥落，导致局部腐蚀严重，成为阳极。

图4 腐蚀穿孔处取样位置宏观形貌

2.4 内腐蚀风险分析

管道自投产以来，泄漏维护记录显示：第6年外输管线泄漏6次，第7年泄漏6次，说明管道面临着严重的腐蚀风险。

（1）垢下腐蚀风险

该管道液相流速0.45m/s左右，且水质组分表现出严重的结垢倾向，结合站内失效管段的内部情况，表明目标管段面临着严重的垢下腐蚀风险，且垢的主要成分为碳酸钙、硫酸钡；

（2）焊缝腐蚀风险

根据站内失效管段的实际情况，2处漏点均位于直管-弯管焊接接头焊缝上及焊缝附近被冲刷部位。结合管道的空间位置，在焊缝附近的腐蚀失效情况表明冲刷作用加重了本就腐蚀严重的基体，致使漏点多发。而位于焊缝及其附近位置成为腐蚀的薄弱环节，更主要是由于焊缝处材料组织成分差异，导致焊缝-热影响区-母材在腐蚀介质环境中，表现出不同的腐蚀电位，由此在焊缝附近形成电偶腐蚀电池，局部位置成为阳极，被快速腐蚀形成沟槽。一旦腐蚀沟槽形成，由于盐分更容易在沟槽内积聚，沟槽内部流体更新缓慢，进一步加大了沟槽内外的电化学状态差异，在电偶腐蚀电池的基础上叠加了闭塞电池效应，进一步加速沟槽底部局部出现腐蚀穿孔。同时，冲刷作用叠加电偶效应，协同作用使得焊缝沟槽处漏点多发；

（3）SRB腐蚀风险

虽然在现场测试环节未检出管道中的SRB，但是，管道中硫酸根离子的含量为26.5～45.1ppm，运行温度为20～45℃，含水率为50～60%，且积有垢层等，各项因素都有利于SRB的滋生与繁衍。因此，管道存在SRB腐蚀风险；

（4）CO2微量H2S腐蚀风险

根据文献调研显示，管道所属油田的井下面临严重的内腐蚀，其主要腐蚀来源为CO2、H2S。根据管道的工艺流程，其入口上游即为生产井组，未经处理，管流物即进入站点。现场测试时，H2S含量为16ppm。说明管道可能面临着CO2微量H2S腐蚀风险。

2.5 内腐蚀发展趋势预测

针对本次评估的管道，时间分段原则主要受数据完整性影响：

时间分区一：投产至第5年，无法搜集到有效生产工艺参数信息；

时间分区二：第6～7年，生产工艺参数信息波动不大。

根据这种分段方式，分别针对不同时间区间，进行每个里程评估点的全面腐蚀速率预测和局部腐蚀发展风险预测。然后将预测的壁厚损失进行累加，获得评估结果，即剩余壁厚估计值。

表3 不同方式获得的腐蚀速率预测结果

当利用专业腐蚀预测软件进行腐蚀预测时，管道在投产至第5年期间，最大壁厚损失为2.24mm，最小壁厚损失为0.40mm；管道设计壁厚为4.5mm，那么剩余壁厚为2.26～4.10mm；同时存在局部腐蚀风险。根据管道入、出口铁离子含量的测试结果，也可以估算当管道发生均匀腐蚀时全面腐蚀速率的变化范围。若假设在测试时目标管道50%的内管面积被水浸润，那么全面腐蚀速率大于0.16mm/a。说明在进行入、出口铁离子含量测试前后的一段时间内，若50%内管面积发生腐蚀，那么全面腐蚀速率大于0.16mm/a。通过失效管段分析可知，管道内部绝大部分位置可能被垢层覆盖，一方面，垢层不够致密的情况下，积液能够渗透到垢层底部，且有可能长期滞留，导致腐蚀的发生和发展，同时为细菌腐蚀的发生提供有力条件；另一方面，垢层致密但并未均匀覆盖，且未覆盖位置较少，覆盖位置与未覆盖位置形成“大阴极，小阳极”，容易发生电偶腐蚀，促进未覆盖位置腐蚀的发展，即发生局部腐蚀的风险较高，且发生局部腐蚀的腐蚀速率远大于0.16mm/a。利用实验室高温高压腐蚀模拟实验进行预测时，入口腐蚀速率约为0.34mm/a，出口腐蚀速率约为0.06mm/a。电化学测试时，入口腐蚀速率约为0.14mm/a，出口腐蚀速率约为0.08mm/a。将上述不同方式获得的腐蚀预测结果进行对比，结果显示：不同的方式间具有较好的对应关系。

3 结语

本文采用的技术方法，基于内腐蚀直接评价方法，但又不局限于内腐蚀直接评价方法中对于数据完整性的约束，充分结合了现场取样、室内腐蚀模拟试验、失效管道分析等方面，对管道的内腐蚀风险和腐蚀发展情况进行了充分分析。案例中管道的主要内腐蚀风险为垢下腐蚀，其次为焊缝腐蚀、细菌腐蚀和CO2微量H2S腐蚀。利用多种腐蚀预测手段，可预测管道的入口腐蚀速率为0.14～0.34mm/a，出口腐蚀速率为0.03～0.16mm/a。该方法能够在一定程度上为数据管理基础差的管线，厘清内腐蚀风险分析技术思路，梳理完整性管理措施要点。