李其撫 黃薇薇 王玉彬 程磊 徐靖巖 王曉博

1中國(guó)石油管道科技研究中心

2中國(guó)石油山東輸油有限公司

海底管道是海上油氣輸送的主要通道，經(jīng)濟(jì)、安全、節(jié)能、快捷的優(yōu)勢(shì)使其在海上油氣田開(kāi)發(fā)及海上油氣運(yùn)輸過(guò)程中發(fā)揮著重要的作用[1]。截至2018 年底，我國(guó)已建成超過(guò)4 000 km 的海底管道，海底管道的安全運(yùn)行直接關(guān)系到世界油氣的正常運(yùn)轉(zhuǎn)和國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)發(fā)展[2-4]。海底管道在輸送含硫原油的過(guò)程中由于原油含水量較高很容易造成管道腐蝕，腐蝕不僅會(huì)縮短管道的使用壽命，同時(shí)因?yàn)楣艿喇a(chǎn)生腐蝕也會(huì)降低管道的輸送效率，增加管道的運(yùn)行維護(hù)難度[5-7]。管道的腐蝕甚至可能造成原油泄漏，對(duì)周邊水體和土壤環(huán)境造成嚴(yán)重污染，產(chǎn)生嚴(yán)重的社會(huì)危害。我國(guó)原油管道改輸或者間歇性輸送含硫原油（特別是含硫量較高）時(shí)，必須考慮各種腐蝕性含硫物質(zhì)對(duì)管道的腐蝕影響，重新標(biāo)定原有的管道管材在各種含硫原油中的腐蝕速率，合理地評(píng)估管道的使用壽命，做到防范于未然[8-11]。

1 實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)管材試樣選用當(dāng)前在役輸油管道中常用的X65 鋼，其化學(xué)組成成分（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）如下：C 為0.18%，Si 為0.45%，Mn 為1.55%，P 為0.01%，S為0.01%，V 為0.11%，Nb 為0.05%，Ti 為0.02%，Cu 為0.15%。試樣制作的尺寸為50 mm×10 mm×3 mm 的條形。先將其表面進(jìn)行拋光，然后用無(wú)水乙醇清洗，丙酮除油，最后用冷風(fēng)吹干備用。

實(shí)驗(yàn)采用的原油取自渤海灣的海上原油，物性參數(shù)見(jiàn)表1。

采用自行研制的原油腐蝕實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，設(shè)計(jì)最高壓力為4.0 MPa，通過(guò)高壓循環(huán)泵將原油從進(jìn)油管輸入實(shí)驗(yàn)箱體形成循環(huán)流動(dòng)，最高流速可達(dá)5.0 m/s。腐蝕裝置內(nèi)箱箱體分為動(dòng)態(tài)和靜態(tài)兩個(gè)實(shí)驗(yàn)區(qū)，動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)區(qū)的試樣架可放置兩排，24 個(gè)試樣，靜態(tài)實(shí)驗(yàn)區(qū)的試樣架可以放置一排，12 個(gè)試樣，當(dāng)進(jìn)油流速為零時(shí)，動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)區(qū)變成靜態(tài)實(shí)驗(yàn)區(qū)，裝置的結(jié)構(gòu)示意圖見(jiàn)圖1。

表1 海上原油物性測(cè)試結(jié)果Tab.1 Physical property test results of marine crude oil

圖1 原油腐蝕實(shí)驗(yàn)裝置結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Structure diagram of crude oil corrosion test device

采用腐蝕試件前后質(zhì)量的變化來(lái)測(cè)定X65鋼的腐蝕速率，即采用失重法測(cè)試腐蝕速率，計(jì)算公式為

式中：V為腐蝕速率，mm/a；m1為腐蝕前試樣的質(zhì)量，g；m2為腐蝕后試樣的質(zhì)量，g；ρ為密度，g/cm3；A為試樣表面積，cm2；t為腐蝕時(shí)間，d。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

將X65鋼試片放置于腐蝕實(shí)驗(yàn)箱中，充入海上原油，使試片浸泡腐蝕7天，然后取出試片，采用失重法測(cè)得腐蝕速率為0.013 mm/a，屬于輕微腐蝕程度，采用掃描電鏡得到其腐蝕產(chǎn)物分布及點(diǎn)蝕形貌圖（圖2）。從圖2可以看出：腐蝕產(chǎn)物在試樣表面分布不均勻，有點(diǎn)蝕坑出現(xiàn)，在點(diǎn)蝕坑位置出現(xiàn)較多腐蝕產(chǎn)物，在顯微鏡下呈現(xiàn)反白色顯示。

將點(diǎn)蝕坑位置出現(xiàn)的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行EDS 分析，可以看出腐蝕產(chǎn)物中含有較高的氧、氯、硫和金屬基體元素，除金屬基體元素以外，氧、硫、氯等元素主要來(lái)自于腐蝕介質(zhì)中，由于實(shí)驗(yàn)前對(duì)腐蝕介質(zhì)進(jìn)行了除氧操作，因此腐蝕介質(zhì)里面含氧量相對(duì)較低，所以導(dǎo)致X65管線(xiàn)鋼腐蝕的主要原因可歸為氧化性硫的作用。在X 射線(xiàn)的能譜可見(jiàn)顯著的硫峰，因海水中氯鹽含量高，不考慮氯元素的影響。

圖2 X65鋼在海上原油腐蝕環(huán)境中的腐蝕產(chǎn)物分布和點(diǎn)蝕形貌Fig.2 Corrosion product distribution and pitting topography of X65 steel in marine crude oil corrosion environment

為研究硫含量和含水率對(duì)X65 鋼的腐蝕情況，將海上原油中的水和硫成分都分離出來(lái)，再按照一定比例加入活性硫和水，按照質(zhì)量分?jǐn)?shù)比進(jìn)行配比，硫含量分別為0.35%、0.64%、1.54%、2.11%、2.92%，含水率分別為0%、0.2%、0.5%、0.7%、1%、2%、3%（其中硫含量和含水率都不高于3%），配置成不同比例的各種原油（按照國(guó)內(nèi)當(dāng)前長(zhǎng)輸管道輸送脫水含硫原油的比例范圍配置），然后對(duì)X65 鋼試件在不同溫度下（常溫20 ℃和高溫80 ℃，管道輸送溫度范圍內(nèi)）進(jìn)行腐蝕試驗(yàn)，分別測(cè)試在對(duì)應(yīng)溫度下的腐蝕速率（圖3、圖4）。

從圖3、圖4 可以看出，在硫含量和含水率均低于3%時(shí)，腐蝕速率與硫含量、含水率基本都呈線(xiàn)性遞增關(guān)系，管輸溫度范圍內(nèi)溫度對(duì)腐蝕速率基本沒(méi)有影響。

圖3 不同溫度下腐蝕速率隨硫含量的變化規(guī)律Fig.3 Change law of corrosion rate with sulfur content at different temperature

圖4 不同溫度下腐蝕速率隨含水率的變化規(guī)律Fig.4 Change law of corrosion rate with moisture content at different temperature

3 結(jié)論

（1）海底管道在輸送含硫原油過(guò)程中，主要是由于氧化性硫?qū)е鹿懿母g不均勻，出現(xiàn)點(diǎn)蝕現(xiàn)場(chǎng)。在80 ℃以下，硫含量和含水率均低于3%時(shí)，腐蝕速率與硫含量、含水率基本都呈線(xiàn)性遞增關(guān)系，管輸溫度范圍內(nèi)溫度對(duì)腐蝕速率基本沒(méi)有影響。

（2）海底管道輸送含硫原油時(shí)，必須定期進(jìn)行壁厚檢測(cè)；當(dāng)輸送原油的硫含量較高時(shí)，應(yīng)該添加緩蝕劑運(yùn)行或者在輸送前對(duì)原油中的活性硫進(jìn)行脫硫處理。