李國民

中國石油冀東油田公司，河北唐山 063200

冀東油田某陸上油田作業(yè)區(qū)進入高含水開發(fā)后期，為提高采收率和降低采油成本，自2010年10月以來，在開發(fā)中陸續(xù)配套實施了CO2吞吐采油工藝，使得采出液和伴生氣中CO2含量升高。含CO2的油田采出液，除對油氣水處理后的產(chǎn)品質(zhì)量帶來負(fù)面影響外，給地面集輸管道也造成嚴(yán)重腐蝕。自2012年以來，陸上油田作業(yè)區(qū)集輸管道多次發(fā)生穿孔失效，環(huán)保壓力增大，維修費用增加，給作業(yè)區(qū)的正常生產(chǎn)帶來了不利影響。在油氣管道失效事故發(fā)生后，及時對失效模式、機理和原因進行分析和診斷[1-2]，對于減少管道失效事故、防止類似事故的重演具有非常重要的意義。

2014年某計量間外輸管道共發(fā)生了5次穿孔，均位于彎頭部位，管道基本信息見表1。為預(yù)防此類事件的再次發(fā)生，對該管道的失效原因進行了分析，并針對性地提出了建議。

表1 某計量間外輸管道基本信息

1 二氧化碳腐蝕機理

CO2腐蝕機理為[3-5]：

其總腐蝕反應(yīng)為：

實際上，CO2腐蝕往往表現(xiàn)為全面腐蝕和一種典型的沉積物下方的局部腐蝕的共同出現(xiàn)[3-4]，通過對陸上油田作業(yè)區(qū)大量穿孔管道進行剖開分析，發(fā)現(xiàn)CO2的嚴(yán)重腐蝕性就是造成管道局部腐蝕穿孔失效的主因，而管道壁厚的均勻減薄并不嚴(yán)重。

2 穿孔管道試驗分析

2.1 宏觀分析

選取該計量間管道某個典型穿孔管段進行管壁內(nèi)部和外部觀察，可以清楚看到管樣外壁完好，無明顯的腐蝕坑及腐蝕產(chǎn)物，如圖1（a）所示。管體內(nèi)表面無明顯的疏松狀物質(zhì)存在，但存在嚴(yán)重的局部腐蝕，腐蝕主要集中在彎頭轉(zhuǎn)向部位的外側(cè)，發(fā)生腐蝕部位呈明顯的網(wǎng)狀特征，局部減薄極其嚴(yán)重；彎頭內(nèi)側(cè)、外側(cè)非轉(zhuǎn)向部位均完好，無明顯的腐蝕，如圖1（b）、（c） 所示。

圖1 管樣內(nèi)外表面宏觀形貌

2.2 化學(xué)成分分析

按照GB/T 4336-2002標(biāo)準(zhǔn)，用ARL 4460直讀光譜儀對管樣進行化學(xué)成分分析，結(jié)果見表2，從表2可以看出，樣品化學(xué)成分符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。

表2 化學(xué)成分分析結(jié)果（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）/%

2.3 金相分析

依據(jù)GB/T 13298-1991、GB/T 10561-2005和GB/T6394-2002標(biāo)準(zhǔn)對管樣進行組織、非金屬夾雜物、晶粒度分析，并對腐蝕坑周圍進行觀察，分析結(jié)果如表3及圖2、圖3所示。從分析結(jié)果可看出，管樣組織均勻且無異常、無超尺寸夾雜物。

表3 金相分析結(jié)果

圖2 樣品金相組織圖

圖3 樣品腐蝕坑附近組織及形貌

2.4 微觀形貌及能譜分析

對管樣腐蝕嚴(yán)重部位取樣，采用掃描電鏡對腐蝕表面進行形貌觀察和能譜分析。圖4為試樣腐蝕表面的微觀形貌，可以看出，試樣表面覆蓋有一層相對致密的腐蝕產(chǎn)物，局部腐蝕極其嚴(yán)重。圖5及表4為試樣腐蝕表面能譜分析結(jié)果，從分析結(jié)果可以看出，腐蝕產(chǎn)物主要含有Fe、C、O三種元素。

圖4 試樣表面微觀形貌

圖5 能譜測試結(jié)果

表4 能譜測試得到的腐蝕產(chǎn)物成分/%

3 管道失效原因綜合分析

3.1 CO2腐蝕判據(jù)

可以用PCO2作為CO2腐蝕的預(yù)判依據(jù)[6-7]：

3.2 該計量間管道失效原因分析

該計量間外輸管道含水率高達(dá)92.26%，發(fā)生CO2腐蝕的傾向加大[4]；經(jīng)過計算可知：該計量間外輸管道PCO2=0.25 MPa，屬于CO2嚴(yán)重腐蝕。

同時，管樣的宏觀形貌、微觀形貌及金相分析的結(jié)果表明，管樣外壁基本無腐蝕，主要為內(nèi)壁腐蝕。能譜分析結(jié)果表明，管樣表面腐蝕產(chǎn)物主要含有Fe、C、O三種元素，按元素組成分析腐蝕產(chǎn)物為FeCO3；該管道腐蝕表現(xiàn)為局部的點蝕，屬于典型的CO2腐蝕特征之一[4，8]。

吳歡歡[9]、徐鳴泉[10]等通過數(shù)值仿真模擬現(xiàn)場工況，采用有限元分析了彎管的沖蝕規(guī)律，認(rèn)為彎管的轉(zhuǎn)向部位外側(cè)容易受到?jīng)_刷。該計量間外輸管道內(nèi)表面無明顯的疏松狀物質(zhì)存在，腐蝕主要集中在彎頭轉(zhuǎn)向部位的外側(cè)，發(fā)生腐蝕部位呈明顯的網(wǎng)狀特征，局部減薄極其嚴(yán)重；彎頭內(nèi)側(cè)、外側(cè)非轉(zhuǎn)向部位均完好，無明顯的腐蝕。由此可判斷，管樣內(nèi)壁腐蝕集中主要是由于流體流向發(fā)生急劇變化對管道造成的沖刷。

4 結(jié)論及建議

針對某計量間管道發(fā)生多次穿孔的問題，選取一段典型失效管段開展了試驗分析和綜合分析，給出了以下結(jié)論和建議：

（1）管段減薄及穿孔主要是由于CO2腐蝕及流體沖刷聯(lián)合作用所致，屬于極嚴(yán)重腐蝕，腐蝕產(chǎn)物主要是FeCO3；為減緩腐蝕速率，應(yīng)降低管道內(nèi)CO2的含量，并添加緩蝕劑進行保護。

（2）彎頭處流體流向的急劇變化導(dǎo)致對管道的沖刷，使得局部腐蝕特別嚴(yán)重，結(jié)構(gòu)設(shè)計有待優(yōu)化；新建或改建管道時，應(yīng)采用大倍率彎管[9]。

[1]袁軍濤，林冠發(fā)，熊新民，等.西部某油田處理站外輸氣彎管爆裂原因分析[J].腐蝕與防護，2016，37（2）：175-182.

[2]楊寨.海上某油田海底管線的腐蝕失效原因[J].腐蝕與防護，2016，37（1）：76-79.

[3]李全安，張清，文九巴，等.CO2對油氣管材的腐蝕規(guī)律及預(yù)測防護[J].腐蝕科學(xué)與防護技術(shù)，2004，34（7）：381-384.

[4]李春福，王斌，張穎，等.油氣田開發(fā)中的CO2腐蝕研究進展[J].西南石油學(xué)院學(xué)報，2004，26（2）：42-46.

[5]傅朝陽，羅逸，鄭家燊，等.中原油田氣井油管腐蝕因素灰關(guān)聯(lián)分析[J].天然氣工業(yè)，2000，20（1）：74-77.

[6]李國敏，李愛魁，郭興蓬，等.油氣田開發(fā)中的CO2腐蝕及防護技術(shù)[J].材料保護，2003，36（6）：1-5.

[7]顏芳蕤，季宏，刑澤，等.南堡油田3號構(gòu)造集輸管道的腐蝕及防護[J].石油工程建設(shè)，2016，42（2）：67-69.

[8]周琦，王建剛，周毅.二氧化碳的腐蝕規(guī)律及研究進展[J].甘肅科學(xué)學(xué)報，2005，17（1）：37-40.

[9]吳歡歡.輸油壓力管道典型部位的沖蝕模擬[D].杭州：中國計量學(xué)院，2014：18-30.

[10]徐鳴泉.管道沖蝕破壞的多相流數(shù)值模擬研究[D].杭州：浙江大學(xué)，2005：57-58.