宋成立，方 艷，陳慶國，苗 健，李孝軍

(1.中國石油集團石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點實驗室 陜西 西安 710077；2.中國石油塔里木油田分公司 新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

集油管道是將各單井的原油匯集后輸送至油氣處理站或計量間，是油田集輸管道中比較重要的聯(lián)絡(luò)線，但隨著油氣開采的深入，綜合含水不斷上升，伴生氣也含有H2S、CO2等酸性氣體，導(dǎo)致管道的腐蝕問題越來越嚴(yán)重[1-2]。而管道一旦穿孔泄漏將造成資源浪費、環(huán)境污染甚至對生命安全造成威脅[3]。

西部某油田的一條集油管道在運行5年后發(fā)生穿孔泄漏，總長度為9 051 m，采用埋地敷設(shè)，材質(zhì)為高壓鍋爐無縫熱軋鋼管20G，規(guī)格為Φ325 mm×8 mm，制造標(biāo)準(zhǔn)為GB 5310—2008《高壓鍋爐用無縫鋼管》，其基本信息見表1。因泄漏造成周圍棉花地地表污染面積約6 m2，連接的三口生產(chǎn)單井累計影響日產(chǎn)量93.95 t。為了避免此類事故的再次發(fā)生以及制定針對性的防范措施，本文對該管道開展失效分析。

表1 管道基本信息

1 試驗

1.1 宏觀檢查

圖1為失效管樣的外觀。由圖1可知，該管樣外防腐層良好，肉眼可見一個直徑約6 mm的圓形穿孔。而內(nèi)壁穿孔處的面積更大，如圖2所示。軸向最大長度為43 mm，表面附著了一層黑色的油污和腐蝕產(chǎn)物，管樣其他部位未見明顯腐蝕。

圖1 失效管樣外壁宏觀形貌

圖2 失效管樣內(nèi)壁宏觀形貌

同時，依據(jù)GB/T 11344-2008《無損檢測接觸式超聲脈沖回波法測厚方法》，采用Olympus 27MG型超聲測厚儀，對該管樣的壁厚進行了測量。測量點的選擇以10 cm為環(huán)帶截面間距，每個環(huán)帶截面等間距測量10個點壁厚，測試點位置如圖3所示。測量結(jié)果顯示：最大測量值為8.40 mm，最小測量值為7.63 mm，而GB 5310—2008規(guī)定：公稱壁厚為8 mm的20G鋼管壁厚允許偏差為±0.8 mm，據(jù)此判斷，該管樣的壁厚符合GB 5310—2008的要求，而且除了穿孔處，其他部位未見明顯減薄。

圖3 壁厚測量示意圖

1.2 化學(xué)成分

依據(jù)GB/T 4336—2016《碳素鋼和中低合金鋼火花源發(fā)射光譜分析方法(常規(guī)法)》，采用ARL 4460直讀光譜儀對該管樣進行化學(xué)成分分析，結(jié)果見表2。由表2可知，該管樣化學(xué)成分符合GB 5310—2008中對20G鋼管的要求。

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

1.3 金相組織

依據(jù)GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗方法》、GB/T 6394—2017《金屬平均晶粒度測定方法》及GB/T 10561—2005 《鋼中非金屬夾雜物含量的測定方法》，采用MEF4M金相顯微鏡及圖像分析系統(tǒng)對該管樣本體及穿孔處進行金相分析，結(jié)果見表3，金相組織如圖4所示。

表3 金相分析結(jié)果

由表3和圖4可知，該管樣的顯微組織、晶粒度和非金屬夾雜物均符合GB 5310—2008中對20G鋼管的要求，穿孔處顯微組織未見異常。

圖4 失效管樣的金相組織

1.4 微觀分析

采用TESCAN VEGA II掃描電子顯微鏡(SEM)及其附帶的XFORD INCA350 X射線能譜分析儀(EDS)對穿孔處的腐蝕產(chǎn)物進行形貌觀察和成分分析，結(jié)果如圖5所示，腐蝕產(chǎn)物成分及含量見表4。由圖5可知，穿孔處表面存在明顯的腐蝕痕跡，產(chǎn)生凹凸不平的形貌，表面附著一層腐蝕產(chǎn)物，其主要組成元素有C、O、Fe、S和Cl。同時，采用D8 ADVANCE X射線衍射儀(XRD)對腐蝕產(chǎn)物進行物相分析，結(jié)合其能譜分析結(jié)果，試驗結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，腐蝕產(chǎn)物包含的物相主要有Fe2O3、FeS、FeCO3和FeO(OH)，以及含有一部分SiO2。

圖5 管樣穿孔處的微觀形貌及能譜分析照片

表4 腐蝕產(chǎn)物的EDS能譜分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù)) %

圖6 腐蝕產(chǎn)物的XRD圖譜

2 分析討論

失效管樣的理化試驗結(jié)果表明：管體的壁厚、化學(xué)成分、顯微組織、晶粒度和非金屬夾雜物均滿足GB 5310—2008中對20G鋼管的要求，且穿孔處的顯微組織未見異常。這表明該管道的材料性能未見異常。

從管道穿孔的宏觀特征分析，管道內(nèi)壁附著了一層腐蝕產(chǎn)物，穿孔處呈“內(nèi)大外小”的錐狀腐蝕形貌，而外壁防腐層良好，這表明失效行為是局部內(nèi)腐蝕穿孔。該管道輸送的介質(zhì)中氣相含有H2S(2 500 mg/m3)和CO2(2.03 mol%)，此類酸性氣體在水中溶解后形成酸性液體，對碳鋼管道產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕，腐蝕產(chǎn)物主要為FeS和FeCO3[4]，反應(yīng)過程如下：

Fe+CO2+H2O→FeCO3+H2

Fe+H2S→FeS+H2

XRD分析中也證實了這兩種物相的存在，見圖6，表明該管道發(fā)生了H2S和CO2腐蝕。同時，水相中Cl-含量較高(90 200 mg/L)，根據(jù)以往的研究結(jié)果證實，Cl-的存在致使鋼管內(nèi)表面鈍化膜在組織結(jié)構(gòu)上發(fā)生改變并加速鈍化膜溶解，尺寸較小的Cl-極易穿過垢層的疏松區(qū)域或缺陷處到達金屬表面而誘發(fā)點蝕坑，導(dǎo)致蝕孔的發(fā)展[5]。

此外，該管道外輸液日產(chǎn)液量較少，導(dǎo)致流速約為0.01 m/s，一般認(rèn)為攜水原油的流速小于1 m/s時為層流，油水兩相有足夠的時間進行沉淀和分離，其中水相易在管道底部沉積從而導(dǎo)致底部的局部腐蝕[6]。此外，流速太低，不利于緩蝕劑的擴散，降低緩蝕劑的效果，而且該管道未安裝收發(fā)球裝置，無法對緩蝕劑進行預(yù)膜處理[7]，將導(dǎo)致緩蝕劑的保護作用下降，在管道底部可能出現(xiàn)局部緩蝕劑未附著的區(qū)域而發(fā)生局部腐蝕[8-9]。

由上述分析可知，該集油管道在局部發(fā)生了內(nèi)腐蝕而導(dǎo)致穿孔失效，主要是由CO2和H2S溶于管道底部的沉積水而引起電化學(xué)腐蝕，以及高含量的Cl-、緩蝕劑效果較差等因素也可能間接地加劇了管道的局部腐蝕速率。

3 結(jié)論及建議

1)失效管樣的壁厚、化學(xué)成分、顯微組織、晶粒度和非金屬夾雜物均滿足GB 5310—2008中對20G鋼管的要求，且穿孔處的顯微組織未見異常。

2)該集油管道在局部發(fā)生了內(nèi)腐蝕而導(dǎo)致穿孔失效，主要是由CO2和H2S溶于管道底部的沉積水而引起電化學(xué)腐蝕，以及高含量的Cl-、緩蝕劑效果較差等因素也可能間接地加劇了管道的局部腐蝕速率。

3)建議對管道增加收發(fā)球裝置，對管道全線實施內(nèi)檢測以評價目前的腐蝕狀況，并采取相應(yīng)的防治措施；同時建議對管道進行定期清管和緩蝕劑預(yù)膜。