某计量间外输管道失效分析

2018-02-26李国民

石油工程建设 2018年1期

李国民

中国石油冀东油田公司，河北唐山 063200

冀东油田某陆上油田作业区进入高含水开发后期，为提高采收率和降低采油成本，自2010年10月以来，在开发中陆续配套实施了CO2吞吐采油工艺，使得采出液和伴生气中CO2含量升高。含CO2的油田采出液，除对油气水处理后的产品质量带来负面影响外，给地面集输管道也造成严重腐蚀。自2012年以来，陆上油田作业区集输管道多次发生穿孔失效，环保压力增大，维修费用增加，给作业区的正常生产带来了不利影响。在油气管道失效事故发生后，及时对失效模式、机理和原因进行分析和诊断[1-2]，对于减少管道失效事故、防止类似事故的重演具有非常重要的意义。

2014年某计量间外输管道共发生了5次穿孔，均位于弯头部位，管道基本信息见表1。为预防此类事件的再次发生，对该管道的失效原因进行了分析，并针对性地提出了建议。

表1 某计量间外输管道基本信息

1 二氧化碳腐蚀机理

CO2腐蚀机理为[3-5]：

其总腐蚀反应为：

实际上，CO2腐蚀往往表现为全面腐蚀和一种典型的沉积物下方的局部腐蚀的共同出现[3-4]，通过对陆上油田作业区大量穿孔管道进行剖开分析，发现CO2的严重腐蚀性就是造成管道局部腐蚀穿孔失效的主因，而管道壁厚的均匀减薄并不严重。

2 穿孔管道试验分析

2.1 宏观分析

选取该计量间管道某个典型穿孔管段进行管壁内部和外部观察，可以清楚看到管样外壁完好，无明显的腐蚀坑及腐蚀产物，如图1（a）所示。管体内表面无明显的疏松状物质存在，但存在严重的局部腐蚀，腐蚀主要集中在弯头转向部位的外侧，发生腐蚀部位呈明显的网状特征，局部减薄极其严重；弯头内侧、外侧非转向部位均完好，无明显的腐蚀，如图1（b）、（c）所示。

图1 管样内外表面宏观形貌

2.2 化学成分分析

按照GB/T 4336-2002标准，用ARL 4460直读光谱仪对管样进行化学成分分析，结果见表2，从表2可以看出，样品化学成分符合相关标准要求。

表2 化学成分分析结果（质量分数）/%

2.3 金相分析

依据GB/T 13298-1991、GB/T 10561-2005和GB/T6394-2002标准对管样进行组织、非金属夹杂物、晶粒度分析，并对腐蚀坑周围进行观察，分析结果如表3及图2、图3所示。从分析结果可看出，管样组织均匀且无异常、无超尺寸夹杂物。

表3 金相分析结果

图2 样品金相组织图

图3 样品腐蚀坑附近组织及形貌

2.4 微观形貌及能谱分析

对管样腐蚀严重部位取样，采用扫描电镜对腐蚀表面进行形貌观察和能谱分析。图4为试样腐蚀表面的微观形貌，可以看出，试样表面覆盖有一层相对致密的腐蚀产物，局部腐蚀极其严重。图5及表4为试样腐蚀表面能谱分析结果，从分析结果可以看出，腐蚀产物主要含有Fe、C、O三种元素。

图4 试样表面微观形貌

图5 能谱测试结果

表4 能谱测试得到的腐蚀产物成分/%

3 管道失效原因综合分析

3.1 CO2腐蚀判据

可以用PCO2作为CO2腐蚀的预判依据[6-7]：

3.2 该计量间管道失效原因分析

该计量间外输管道含水率高达92.26%，发生CO2腐蚀的倾向加大[4]；经过计算可知：该计量间外输管道PCO2=0.25 MPa，属于CO2严重腐蚀。

同时，管样的宏观形貌、微观形貌及金相分析的结果表明，管样外壁基本无腐蚀，主要为内壁腐蚀。能谱分析结果表明，管样表面腐蚀产物主要含有Fe、C、O三种元素，按元素组成分析腐蚀产物为FeCO3；该管道腐蚀表现为局部的点蚀，属于典型的CO2腐蚀特征之一[4，8]。

吴欢欢[9]、徐鸣泉[10]等通过数值仿真模拟现场工况，采用有限元分析了弯管的冲蚀规律，认为弯管的转向部位外侧容易受到冲刷。该计量间外输管道内表面无明显的疏松状物质存在，腐蚀主要集中在弯头转向部位的外侧，发生腐蚀部位呈明显的网状特征，局部减薄极其严重；弯头内侧、外侧非转向部位均完好，无明显的腐蚀。由此可判断，管样内壁腐蚀集中主要是由于流体流向发生急剧变化对管道造成的冲刷。