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海上某油田海底管線腐蝕失效研究

2016-06-03 11:13:19 作者：楊寨來源：網(wǎng)絡(luò) 分享至：

海底管道是海上油氣田開發(fā)的大動脈，是海洋油氣資源開發(fā)工程的重要組成部分。但是這些大規(guī)模的海底油氣運輸管道，必然會受到海洋環(huán)境的腐蝕侵害。

海底管道的腐蝕問題主要來自以下幾個方面：管線內(nèi)流體的腐蝕、海洋環(huán)境所引起的外腐蝕、交叉作業(yè)和自然災(zāi)害造成的機械損傷等。我國每年因腐蝕造成的經(jīng)濟損失至少有200億元，尤其是在石油化工企業(yè)腐蝕損失量更大。

1 失效件概述

某油田管線所在海區(qū)水深約為30m，年平均氣溫為22.9℃，底層流速達1.08m/s。XX12-1B平臺和XX12-1A平臺之間采用立管（RISER）和輸送管（PIPELINE）連接。XX12-1B平臺高度31.4m，XX12-1A平臺高度30.2m，輸送管線總長度為2.3km。B平臺下岸海底管道壓力范圍為1.5MPa~2.0MPa，A平臺上岸海底管道壓力基本維持在約1.6MPa。下岸海底管道與上岸海底管道內(nèi)壓力間存在0.5Mpa的壓降。B平臺至A平臺間立管和輸送管道均為雙層管，雙層管結(jié)構(gòu)由外向內(nèi)依次為：防腐蝕層、外管、聚氨酯保溫層、內(nèi)管。間隔一定距離安裝隔離木，用于支撐外管與內(nèi)管間距離。由B平臺輸送至油田A中心平臺的流體包括：原油、油田產(chǎn)出水和天然氣。B平臺至A平臺間海底管道外腐蝕采用犧牲陽極陰極保護。輸送過程中，在流體中加注緩蝕劑和防垢劑用于管線防護。目前，B平臺外輸管線采用緩蝕劑HYH-80-N和阻垢劑HYZ-121，加注方式為連續(xù)加注，質(zhì)量濃度均為30mg·L。

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圖1 B平臺至A平臺海底管道示意圖

2 試樣形貌

2.1宏觀形貌

失效件取樣位于彎管4處內(nèi)管膨脹彎管一段，尺寸為Φ273.1*11.1mm，鋼號為X65。

圖2中樣品放置方向為服役時的6點方向朝上，可觀察到樣品自彎管下游起6點方向存在成串的穿孔，從距下游焊縫0.57m處開始出現(xiàn)穿孔，成串的穿孔延伸至下游直管段。樣品外壁6點方向存在局部腐蝕，直管段外壁有成片的腐蝕坑，彎管外壁6點方向存在腐蝕坑。將樣品剖開，觀察分析樣品腐蝕情況，見圖3。

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圖2樣品宏觀形貌

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（a）內(nèi)壁腐蝕穿孔

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（b）內(nèi)壁焊縫處腐蝕形貌

圖3樣品內(nèi)壁腐蝕形貌

由圖2、3可見，樣品外壁腐蝕主要集中在6點方向，腐蝕區(qū)域從管端至焊縫，腐蝕方式為點蝕，最大腐蝕坑深度2.12mm直徑27.24mm，部分腐蝕坑出現(xiàn)穿孔，參考海底管道服役工況，推斷穿孔是由海底管道內(nèi)壁腐蝕造成的，穿孔方向由內(nèi)壁至外壁。

海底管道內(nèi)壁附著有黑色油泥導致管體內(nèi)壁呈黑色。為進一步觀察樣品內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物形貌，用丙酮清洗除油后，觀察內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物形貌。樣品管體內(nèi)壁覆蓋致密腐蝕產(chǎn)物層，厚度約為0.6~1.0mm。腐蝕產(chǎn)物表面凹凸不平，但凹凸處邊緣圓滑，各方向腐蝕產(chǎn)物均無龜裂現(xiàn)象。腐蝕產(chǎn)物主要為黑灰色，部分區(qū)域呈紅棕色，估計為樣品腐蝕產(chǎn)物在大氣中氧化所致。值得注意的是，樣品焊縫處測量點壁厚與其他位置測量點壁厚相差不大，且腐蝕程度相似，因此焊縫并非海底管道的腐蝕薄弱環(huán)節(jié)，這與宏觀分析結(jié)果吻合。

2.2微觀形貌分析

為觀察海底管道內(nèi)壁腐蝕形貌，在樣品彎管段12點方向、6點方向切取15×15mm塊狀試樣，用丙酮清洗烘干后，并用SEM觀察其橫截面形貌并進行EDS分析。如圖4.

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（a）樣品12點方向

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（b）樣品12點方向

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（c）樣品6點方向

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（d）樣品6點方向

圖4樣品內(nèi)壁橫截面形貌及腐蝕產(chǎn)物能譜分析

表1樣品內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果（原子百分比atom%）

QQ截圖20160603134533

如圖4所示，樣品直管段內(nèi)壁12點方向腐蝕產(chǎn)物較薄，內(nèi)壁可見底大口小的葫蘆狀腐蝕坑，坑內(nèi)填滿由Fe、C、O和少量S組成的腐蝕產(chǎn)物。圖2（c）為6點方向原有的較厚腐蝕產(chǎn)物脫落處，殘留的腐蝕產(chǎn)物呈碎屑狀。緊貼金屬壁的腐蝕產(chǎn)物由Fe、C、O組成。在彎管內(nèi)壁可觀察到鱗片狀晶體，該晶體以Fe、C、O元素比為1:1:3并含有少量的S元素，根據(jù)晶體形貌和能譜分析結(jié)果的原子百分比推斷，管體內(nèi)壁鱗片狀晶體為FeCO3。

對現(xiàn)場取得的典型部位腐蝕產(chǎn)物清洗研磨后進行XRD分析，XRD測試環(huán)境真空度為10-8Torr，輻射光源為AlKα（1486.71eV）單色光源，光源強度為100W（10mA，10kV），采用中核電荷補償表面電荷影響，鍵能標定采用C-H鍵（標準峰283.6eV，試驗峰284.8eV，Δ=1.2eV）。

通過對XRD譜擬合可以發(fā)現(xiàn)，腐蝕產(chǎn)物主要以有少量Fe的氧化物、等沉積物，樣品中還含一定量細砂。在油田生產(chǎn)中還是不可避免帶入少量細砂，因此，在后續(xù)的高壓閥模擬試驗中加入少量的細砂進行模擬。通過腐蝕產(chǎn)物分析這表明海底管道內(nèi)壁覆蓋的硫酸鍶鋇鹽結(jié)垢層，垢層表面存在較多裂紋，其在局部形成了垢下腐蝕環(huán)境，加速了海底管道內(nèi)壁腐蝕。

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圖5內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物XRD譜

3 模擬試驗

根據(jù)現(xiàn)場提取的油水混合樣，進行初步油水分離后與現(xiàn)場運回的硫酸鹽還原菌（SRB）培養(yǎng)液混合，室內(nèi)進行結(jié)垢預測，本實驗參照《SY-T 0026-1999 水腐蝕性測試方法》，《SY-T5273-2000 油田采出水用緩蝕劑評價方法》，使用高溫高壓釜進行掛片實驗，掛片條件如下：（A）有細菌環(huán)境+細砂；（B）無細菌環(huán)境+細砂；（C）無細菌環(huán)境+細砂+掛片上有碳酸鈣和硫酸鋇垢層；（D）有細菌+細砂+掛片上有碳酸鈣和硫酸鋇垢層；

試驗中海底管道的實際出口溫度為48℃，出口壓力為1.6MPa，含水率21%，試驗周期30d。試驗環(huán)境有油水混合液環(huán)境1、2和高壓釜環(huán)境，其中，油田混合液直接取自現(xiàn)場，高壓釜底環(huán)境模擬油田采出水環(huán)境。試驗結(jié)束后，觀察局部腐蝕情況，并對掛片失重進行測量，計算腐蝕速率，對腐蝕后的掛片進行電鏡掃描分析。

表2試片在不同試驗條件下掛片試驗30d后的腐蝕速率

QQ截圖20160603134622

表3試片在不同試驗條件下掛片試驗30d后的最大點蝕深度（mm）

QQ截圖20160603134630

由表2、3可見：釜底的掛片都要比同條件油水介質(zhì)中的掛片腐蝕嚴重，根據(jù)水質(zhì)分析和結(jié)垢預測并結(jié)合現(xiàn)場垢樣分析結(jié)果，現(xiàn)場管內(nèi)有鋇鹽、有結(jié)垢物質(zhì)，所以試驗工況中：有SRB、有細砂、有碳酸鈣硫酸鋇垢層最符合現(xiàn)場工況。

將試驗后的掛片用石油醚清洗表面的油污后，進行SEM分析，如圖6。很明顯，在高壓釜實驗條件（a）、（b）中，SRB的存在導致腐蝕產(chǎn)物增多，在（c）、（d）中，碳酸鈣硫酸鋇垢層的存在，導致腐蝕更為嚴重。在實驗條件D（有SRB，有細砂，有碳酸鈣硫酸鋇垢層）下，腐蝕最為嚴重，出現(xiàn)大量點蝕坑，而且蝕坑深度最深，說明SRB+碳酸鈣硫酸鋇垢層的存在對掛片腐蝕影響更為嚴重。

QQ截圖20160603134659
（a）：有SRB，有細砂（b）：無SRB，有細砂（c）：無SRB，有細砂，有碳酸鈣硫酸鋇垢層（d）：有SRB，有細砂，有碳酸鈣硫酸鋇垢層