海洋石油平臺閉排管道腐蝕分析

秦俊嶺 高大義 陳 超 陳 武 王 臣

（中海油常州涂料化工研究院有限公司，江蘇 常州 213016）

0 引言

海洋石油平臺常年處于高鹽、高濕、高紫外線環(huán)境，金屬管道外表面涂層常常會因此失效，產(chǎn)生嚴重腐蝕；海上油田的部分閉排管道由于內(nèi)部流體組分復(fù)雜，流量波動大，內(nèi)部腐蝕也非常嚴重[1,2]。

在某海洋石油平臺大修之際，截取了閉排管道中的一段彎頭進行腐蝕分析， 研究和探討腐蝕發(fā)生的原因，為擬定防腐措施做依據(jù)。

1 腐蝕分析方法

所截取的閉排管道使用年限不詳，外腐蝕和內(nèi)腐蝕比較嚴重。

本文在做腐蝕分析時，自管道外表面涂層至管道內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物，從宏觀到微觀，對腐蝕形貌、腐蝕產(chǎn)物、金相組織、管道材質(zhì)等都進行了表征。

用到的檢測設(shè)備有：3D光學(xué)數(shù)碼顯微鏡VHX-6000、掃描電子顯微鏡MIRA3、X射線能譜分析儀X-Max 50、數(shù)顯洛氏硬度計410HRS-150、直讀光譜儀3460 OES、X射線衍射儀PANaly- tical X′Pert PRO。

2 宏觀形貌分析

圖1是所截取的閉排管道樣品。宏觀上看樣品外表面，一側(cè)腐蝕面積較大；另一側(cè)及內(nèi)弧面腐蝕面積相對較小。腐蝕主要以單個腐蝕斑，多個腐蝕斑連片，已破裂腐蝕鼓包，未破裂腐蝕鼓包組成，腐蝕斑呈紅色及暗紅色。腐蝕鼓包是有機保護涂層下管道金屬表面腐蝕產(chǎn)物體積膨脹所致，初期為未破裂小鼓包，隨著腐蝕物量的增多，小鼓包長大、破裂，發(fā)展為小腐蝕斑，大腐蝕斑，多個腐蝕斑連片[3,4]。

剖開管道彎頭處，觀察內(nèi)表面，如圖2所示，腐蝕物呈暗褐色或黑色（呈紅色的區(qū)域為腐蝕物取走后顏色）。直管區(qū)域的腐蝕層厚度，比彎管區(qū)域的要厚些，這可能與流體的流速有關(guān)，彎曲處的流速要大于直管位置，會減少腐蝕產(chǎn)物的沉積[5]。經(jīng)測試，直管處的壁厚約5～6mm，彎管處約8～9mm。因此推斷，適當?shù)牧魉俨⒉粫饹_刷腐蝕，反而能減輕腐蝕。

圖2 閉排管道彎頭處剖面

剖開管道直管段時，剛好經(jīng)過直管處外表面一個較嚴重的腐蝕斑，如圖3所示，其凹坑處壁厚只有約3mm，而非腐蝕斑處壁厚達到約7mm。由此可見，外表面腐蝕斑的危害，比管內(nèi)壁相對較均勻腐蝕層的危害更大，外表面腐蝕斑的不斷深入腐蝕，可能是產(chǎn)生管道發(fā)生腐蝕穿孔泄漏的主要因素。

圖3 閉排管道直管處剖面

3 微觀形貌分析

隨機挑選一處管道外表面腐蝕鼓包未破裂處和腐蝕鼓包破裂處，做切片，測量壁厚和腐蝕坑深度。

對未破裂鼓包及破裂鼓包做切片分析，如圖4和圖5所示，從截面可以看出，鼓包未破裂處管壁厚度是6.30mm，腐蝕坑深度是0.62mm，鼓包破裂處管壁厚度4.98mm，腐蝕坑深度是0.41mm。鼓包的內(nèi)部腐蝕是往基材深度方向及四周擴展，這也佐證了宏觀觀察到結(jié)果，腐蝕斑局部腐蝕的危害性更大。

圖4 管道外表面腐蝕鼓包未破裂處切片

圖5 管道外表面腐蝕鼓包破裂處切片

圖6 管道內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物SEM及EDS圖

4 腐蝕產(chǎn)物分析

4.1 掃描電鏡分析

管道內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物EDS能譜分析數(shù)據(jù)如表1所示，管道內(nèi)腐蝕產(chǎn)物中均含有C、O、S、Cl、Si、Na、Mg、Ca、Fe等元素，其中O、S、Cl等屬于腐蝕性元素，Ca、Mg等屬于成垢元素，這些都可能以某種化合物形式沉積在管道內(nèi)壁，對管道造成腐蝕。

4.2 X射線衍射分析

進一步用X射線衍射對腐蝕產(chǎn)物進行分析。 X射線采用Cu Ka，靶電壓：40 kV；靶電流：20mA；掃描速度：2°/3s；在衍射角2 Theta 10～80°之間進行掃描。X射線驗收結(jié)果如圖7所示。

圖7 管道內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的XRD圖譜

通過XRD圖譜與標準圖譜的匹配，分析腐蝕產(chǎn)物的物相組成如表2所示。

表2 管道內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的物相組成

管道內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的XRD物相分析表明，管道內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物主要是Fe3O4、FeCl3、FeS?Fe2S3，說明管道內(nèi)腐蝕主要是由H3S、Cl-和O3引起[6]，從管道內(nèi)檢測到NaCl，也可說明高礦化度海水對腐蝕的影響。另外，管道內(nèi)也有CaSO4、MgCl2等水垢成分。

5 金相分析

5.1 顯微組織分析

挑選管道外表面腐蝕嚴重和未腐蝕部位的基材進行切片，再經(jīng)研磨、拋光、腐蝕后，在顯微鏡下進行分析觀察。如圖8所示。

圖8 管道外表面基材金屬晶粒組織切片（1000X）

對腐蝕較嚴重部位和正常部位基材做金相、晶粒度測試。正常未腐蝕部位基體組織為鐵素體和片層狀珠光體，呈帶狀分布，帶狀組織評為3級，平均晶粒截距為12.32μm，晶粒度評為9.4級。腐蝕嚴重部位基體組織為鐵素體和片層狀珠光體，呈帶狀分布，帶狀組織評為3級，平均晶粒截距為12.43μm，晶粒度評為9.4級。未腐蝕部位和嚴重腐蝕部位，沒有大的差異，結(jié)果基本一致。

5.2 非金屬夾雜物分析

對管道外表面未腐蝕部位和嚴重腐蝕部位基材做非金屬夾雜物測試。如圖9所示。

圖9 管道外表面基材非金屬夾雜物圖片（300X）

表3是對管道外表面基材非金屬夾雜物的評級，未腐蝕部位和嚴重腐蝕部位沒有大的差異，結(jié)果基本一致。

表3 管道外表面基材非金屬夾雜物評級

6 討論

通過對閉排管道的測試，我們對管道內(nèi)外表面的腐蝕原因進行分析。

閉排管道外表面以局部腐蝕為主，腐蝕較嚴重部位和未腐蝕部位基材金相組織和非金屬夾雜物等級基本一致。說明管道不同部位表現(xiàn)出來的耐腐蝕差異，與基材性能及微觀結(jié)構(gòu)沒有關(guān)聯(lián)。南海東部海域，高溫、高濕的環(huán)境條件下，管道外部的鹽分通過防護涂層缺陷滲入內(nèi)部，與金屬發(fā)生電化學(xué)腐蝕而形成鼓包。一定數(shù)量的鼓包隨著腐蝕內(nèi)容物增加而長大、破裂形成腐蝕斑，腐蝕斑的徹底外露又加快了腐蝕速度，腐蝕向深度方向及四周的擴展，多個大腐蝕斑連成一片，形成較大面積的腐蝕。腐蝕斑向深度方向的發(fā)展，相比管內(nèi)較均勻腐蝕，其對管道的威脅性最大、腐蝕問題更嚴重，可能會造成管道壁由外向內(nèi)局部穿孔。因此，加強對管道外部腐蝕鼓包的檢查及處理，是避免發(fā)生管道穿孔的必要手段。另外，對不同外部防護涂層的技術(shù)優(yōu)化和不同品牌涂層的優(yōu)化選擇，也是提高管道外部防護的有效途徑。

閉排管道內(nèi)部沒有局部腐蝕現(xiàn)象，腐蝕層較均勻，腐蝕由H2S、Cl-和O2等腐蝕性環(huán)境因素所致。通過比較管內(nèi)腐蝕層厚度、管壁厚度變化，得出直管區(qū)域的腐蝕速率大于彎管區(qū)域。相同的輸送內(nèi)容物卻產(chǎn)生了不同的腐蝕效果，這與流體在直管與彎管處的流速不同有關(guān)，彎管處的流速大于直管位置。大的流速可以減緩腐蝕的發(fā)生，但卻能增加砂礫的沖刷磨損作用。而本次檢驗得出的彎管區(qū)腐蝕速率低于直管區(qū)，也說明油田在采取降低輸送速率減低沖刷失重的措施過程中，可以再適當提高輸送速率，以減緩直管腐蝕速率，達到均勻直管、彎管腐蝕速率的效果。同時在石油輸送過程中，也可以適當添加緩蝕劑、優(yōu)化內(nèi)壁防護層，以達到減緩管道腐蝕的目的。