注水海底管道穿孔原因分析

徐一龍,韋龍貴,劉智勤,孫愛平,林 軍,薛 艷,李 婷,張家梅,張曉東,雷 丹

(1. 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，湛江 524057； 2. 中海油能源發(fā)展工程技術公司 油田化學分公司，湛江 524057；3. 西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司，西安 710065； 4. 西安石油大學 材料科學與工程學院，西安 710065)

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注水海底管道穿孔原因分析

徐一龍1,韋龍貴1,劉智勤1,孫愛平2,林 軍2,薛 艷3,李 婷4,張家梅2,張曉東2,雷 丹3

(1. 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，湛江 524057； 2. 中海油能源發(fā)展工程技術公司 油田化學分公司，湛江 524057；3. 西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司，西安 710065； 4. 西安石油大學 材料科學與工程學院，西安 710065)

采用宏、微觀形貌觀察，化學成分、腐蝕產物分析等方法對某油田平臺注水穿孔海底管道的穿孔原因進行了分析。結果表明：穿孔彎管段碳含量超標，管道內壁疏松的腐蝕產物為Fe2O3和Fe3O4，是氧腐蝕產物；彎管段穿孔由沖蝕和垢下腐蝕共同作用引起，垢層下的穿孔則是由于垢下腐蝕導致的。

海底管道;穿孔;氧腐蝕;垢下腐蝕;沖蝕

海底管道(以下簡稱海管)作為鉆井平臺之間、陸地與鉆井平臺之間的紐帶，被稱為油氣運輸的“大動脈”，是油氣資源開發(fā)的關鍵因素之一[1-2]。管道流體中含有H2S、CO2和O2等多種腐蝕介質，這些腐蝕介質會導致管道腐蝕，甚至引起管道泄漏、爆炸等事故，造成巨大的經濟損失、嚴重的環(huán)境污染[3-4]。而在腐蝕破壞事件中，局部腐蝕占91.5%[5]。

某油田平臺注水海管材料為X65，尺寸為φ219.1 mm×12.7 mm，2003年開始使用，2012年在彎管外弧側發(fā)現穿孔，采用包扎法修復后繼續(xù)使用，2014年更換新的海管。管線內流動介質為海水,流量通常在30～100 m3/d。海管內溫度為自然溫度(15～25) ℃,無CO2或H2S等腐蝕性氣體。本工作對該海管的腐蝕穿孔原因進行了分析，以期為后續(xù)腐蝕防護工作提供技術支撐。

1　理化檢驗

1.1宏觀形貌

圖1為穿孔海管宏觀形貌。由圖可見，注水海管外壁采用涂層保護，未見明顯腐蝕。

圖2～圖4為海管內壁宏觀形貌。由圖可見：海管內壁覆蓋一層厚厚的腐蝕產物；腐蝕產物與基體結合疏松，底層產物為黑色，表層產物為磚紅色或土黃色；內弧側有明顯流體沖刷的痕跡。

圖5為海管內弧側和外弧側去除腐蝕產物后的宏觀形貌。由圖可見：內弧側和外弧側出現多處穿孔；外弧側局部有多處較深的腐蝕坑，說明穿孔是由內部腐蝕引起的，內部腐蝕不斷向縱深發(fā)展，最后導致穿孔。

海管2003年開始投入使用，2012年發(fā)現穿孔，使用時間為9 a，原始壁厚為12.7 mm，則最大局部腐蝕速率為1.411 1 mm/a。2014年更換海管時測量得到，未穿孔的管壁最薄處為1.65 mm，則最大的均勻腐蝕速率為1.004 5 mm/a。依據NACE SP 0775-2013標準中對碳鋼均勻腐蝕和點蝕嚴重程度的規(guī)定，判斷海管的局部腐蝕和均勻腐蝕均屬于極嚴重腐蝕程度。

1.2化學成分

表1為海管各位置處化學成分的分析結果及相應標準。由表可見，彎管的內弧側和外弧側的碳含量超過API Spec 5L-2012標準的要求值。

1.3顯微組織

由圖6可見，直管段、彎管內弧側和彎管外弧側的組織均為鐵素體+珠光體，晶粒度分別為7.0、9.5、10.0。

1.4硬度

對海管內部、中部和外部進行硬度測試。結果表明，海管內部、中部和外部的硬度分別為134.5，135.2，135.8 HV10，均符合API Spec 5L-2012標準要求(≤345 HV10)。

1.5腐蝕產物成分

由表2可知，彎管內壁腐蝕產物的主要組成元素有碳、氧和鐵，另外少量的鈉、氯和鈣來自海管內輸送的海水介質。分別對黑色底層腐蝕產物和磚紅色表層腐蝕產物進行XRD分析，結果如圖7所示。由圖7結合EDS分析結果可知，表層腐蝕產物為Fe2O3，底層腐蝕產物為Fe3O4，兩種產物均為氧腐蝕產物。

表2　穿孔海管內壁腐蝕產物EDS分析的結果 (質量分數)Tab. 2　EDS analysis results of corrosion products in inner surface of perforated subsea pipeline (mass)　%

2　穿孔原因分析

材料和環(huán)境是海管失效分析的兩個主要因素[6]。化學成分分析表明：內弧側和外弧側的碳含量是直管段的2.5～2.6倍，且超過標準要求。由圖6可以看出，內弧側和外弧側的晶粒比直管段的小，且珠光體含量明顯高于直管段的。毛紅艷等[7]研究發(fā)現：組織為鐵素體+珠光體的材料，碳含量較高時(質量分數0.1%)其均勻腐蝕速率是碳含量較低時(質量分數0.048%)的4.3倍；含碳量高時，材料的腐蝕電位負于含碳量低時的，而腐蝕電流密度大于含碳量低時的，極化電阻小于含碳量時的。王力偉等[8]通過微區(qū)電化學測試研究發(fā)現,珠光體的電位負于鐵素體。珠光體的耐蝕性比鐵素體的差,原因主要是珠光體相是鐵素體與滲碳體的共析體，珠光體相內部存在較嚴重的微電偶腐蝕，滲碳體作為陰極會加速珠光體中鐵素體的腐蝕。因此碳含量較高時，彎管段的耐蝕性較直管段的差。

調研資料顯示海管內無CO2或H2S等腐蝕性氣體。EDS和XRD分析結果也表明,注水海管內壁腐蝕產物成分為Fe2O3和Fe3O4，為氧腐蝕產物。因此,氧是引起海管內壁腐蝕的主要因素。

形成銹垢層的沉積物主要有三大類。第一類為腐蝕產物，如Fe2O3、Fe3O4、FeOOH、FeCO3、FeS等；第二類為無機鹽垢，如CaCO3、CaSO4、BaSO4等。第三類為微生物的黏液[9]。穿孔海管內壁附著的腐蝕產物為Fe2O3和Fe3O4，屬于第一類銹垢層。

海水中NaCl的質量分數為3%～5%，Cl-雖然不參與金屬的陰極反應，但可促進金屬的陽極溶解，如式(1)～(3)所示，并且Cl-在產物膜表面某些活性位置(如夾雜、位錯或晶界)吸附，與表面膜內的陽離子形成可溶性配合物，當這種配合物脫離金屬表面時，會引起鈍化膜的減薄和破壞，造成基底金屬的溶解[10]。

陽極反應為：

(1)

(2)

(3)

陰極反應為：

(4)

Fe2+與OH-相遇生成固體Fe(OH)2，Fe(OH)2在含氧的介質中不穩(wěn)定，和氧氣反應、脫水后生成各種鐵的氧化物，如α-FeOOH、β-FeOOH、γ-FeOOH、Fe3O4、Fe2O3等[11-14]，為形成垢下腐蝕提供條件。

由上文可知，沉積的銹垢層較疏松。介質通過疏松的垢層與基體發(fā)生反應，形成局部腐蝕，即“閉塞區(qū)”[15]。根據閉塞電池自催化機理[16]：垢層的存在使氧氣向垢層下擴散變得十分困難，隨著腐蝕的進行，垢層下成為貧氧區(qū)，與垢層上面形成氧濃差電池。通常腐蝕垢層具有陰離子選擇性，垢層下金屬陽離子難以擴散到外部，隨著Fe2+的積累，正電荷出現過剩，促使外部的Cl-遷入以保持電荷平衡，金屬氯化物的水解使垢層下環(huán)境酸化，進一步加速垢下的腐蝕。圖8為垢下腐蝕示意圖[17]。

由上文分析可知，彎管內弧側有明顯的沖刷痕跡，而直管段未見明顯沖刷痕跡。海管內流體流量通常在30～100 m3/d，海管內溫度為自然溫度，在15～25 ℃之間。根據以上數據，用式(5)計算得海管內流體的雷諾數Re在1 562～6 155，說明管內流體流型、流態(tài)變化較大，會同時出現層流(Re<2 300)、湍流(Re>4 000)。且在彎管處，由于流場發(fā)生突變，流體的流向被強制改變，對彎管造成強烈的沖擊作用，附加流體對金屬表面產生剪切力，較高的剪切力能把已形成的腐蝕垢層剝離并被流體帶走[18-21]，使腐蝕產物層減薄，介質更容易透過疏松的產物層與基體反應，促進了氧腐蝕的進行，在沖蝕和垢下腐蝕共同作用下導致了第一次穿孔，如圖5(b)所示。其他部位由于垢層的覆蓋，且流體對垢層的沖刷作用較小，未表現出穿孔，因此去除腐蝕產物后發(fā)現的穿孔是由于垢下腐蝕導致的。

(5)

式中：Re為雷諾數；v為流體的流速，m/s；ρ為流體的密度，kg/m3；η為流體的黏度， Pa·s；d為管道直徑，m。

3　結論

(1) 穿孔海管的顯微組織無明顯異常，彎管段碳含量超標。

(2) 海管外壁有涂層保護未見腐蝕，內壁腐蝕嚴重，為氧腐蝕，腐蝕產物為Fe2O3和Fe3O4。

(3) 第一次穿孔是沖蝕和垢下腐蝕共同作用的結果。

(4) 去除垢層后發(fā)現穿孔是由垢下腐蝕引起的。

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Analysis of Reasons for Subsea Pipeline Perforation

XU Yi-long1, WEI Long-gui1, LIU Zhi-qin1, SUN Ai-ping2, LIN Jun2, XUE Yan3, LI Ting4,ZHANG Jia-mei2, ZHANG Xiao-dong2, LEI Dan3

(1. Zhan jiang Company， CNOOC， Zhanjiang 524057， China；2. Oilfield Chemistry Filiale of Petroleum Output Technology Service Company， CNOOC， Zhanjiang 524057， China；3. Xi′an Maurer Petroleum Engineering Laboratory Co., Ltd., Xi′an 710065， China；4. School of Material Science and Engineering， Xi′an Shiyou University， Xi′an 710065， China)

Macrograph and microstructure observation, chemical composition and corrosion product analysis were used to analyze the reasons for subsea pipeline perforation in an oil field platform. The results show that the carbon content of the perforated elbow exceeded standard, the lose corrosion products in the inner surface of subsea pipeline were composed of Fe2O3and Fe3O4. The perforation reason of elbow was erosion and under-deposit corrosion. The perforation reason of subsea pipeline covered by fouling layer was under-deposit corrosion.

subsea pipeline; perforation; oxygen corrosion; under-deposit corrosion; erosion

10.11973/fsyfh-201608017

2016-04-15

徐一龍(1981-)，工程師，碩士，主要從事海洋鉆井工藝技術的研究，13720636190，xuyl2@cnooc.com.cn

TG172

B

1005-748X(2016)08-0683-05