某海底管道失效原因

矯濱田，王建豐，常 煒，賈 旭

（1.中海石油（中國）有限公司，北京100010；2.中海油研究總院，北京100027）

1 概況

某油田的20.3／30.5mm雙層海底混輸管道，截面見圖1，管道相關參數如表1所示，長約為5.34km，2008年6月投入使用，2011年7月發生穿孔，在維修作業過程中，發現多處漏點。為了查明海底管道腐蝕穿孔原因，為后續相關工作提供支撐，本工作通過管道失效長度分析和腐蝕速率模擬計算，內檢測數據分析，實物管段檢測分析，內腐蝕模擬試驗與緩蝕劑有效性分析逐步篩查和澄清導致海底管道泄漏的各種可能機制，分析和還原了海底管道腐蝕泄漏的關鍵成因，為以后海底管道的安全運行提供借鑒。

表1 海底管道完工參數Tab.1 The completion parameters of subsea pipeline

2 內檢測情況分析

為了更好地了解此海底管道的腐蝕情況，2011年10月開展了內檢測作業。根據內檢測結果，共發現內管內壁腐蝕點68 642個，其中腐蝕深度30%～49%的點有7 374個點，占總腐蝕點數的10.7%，外腐蝕缺陷41個，腐蝕深度大于50%的15個。對應腐蝕深度情況如表2所示。

表2 內管內腐蝕缺陷統計數據Tab.2 The statistics of the inner pipe corrosion defects

由檢測結果分析得到了海底管道內管的內外表面缺陷分布圖，如圖2和圖3所示。

圖2 內管內表面缺陷統計圖及鐘點位置分布圖Fig.2 The statistical and hour location figure of the inner surface defects of inner pipe

從圖2中可以看出從海底管道內管的內表面缺陷沿海底管道全長分布，海底管道內管的內表面腐蝕主要發生在管體底部，4點至8點之間且以管道KP3000至KP5000的內腐蝕最為嚴重。從圖3中可以看出從海底管道內管的外表面缺陷集中分布在KP4000至KP5000之間，海底管道內管的外表面腐蝕主要發生在管道橫截面上半部分。其中第一個外表面缺陷發生在KP4068，，最后一個外表面缺陷發生在KP4473，腐蝕深度與原始壁厚比大于80%的點有三個，分別位于KP4413的01：14位置（84%），KP4413的09∶33位置（83%）和KP4461的03∶29位置（82%）。

圖3 內管外表面缺陷統計圖及缺陷鐘點位置分布圖Fig.3 The statistical and hour location figure of the outer surface defects of inner pipe

3 腐蝕速率模擬計算

為了找出這條海底管道的失效原因，對其開展了腐蝕速率模擬計算。

海底管道設計時CO2含量為8.91%～9.95%，但投產后CO2含量在8%～20%范圍內變化，如表3所示，高于設計時考慮的CO2含量，CO2分壓約0.2～0.4MPa，屬于較為嚴重的腐蝕環境；且氣體組分中出現極少量的H2S，可能會海底管道內腐蝕產生影響。

表3 海底管道氣樣分析數據Tab.3 The gas sample data of the subsea pipeline

根據所收集的海底管道運行數據，采用ECE4和DW95腐蝕模擬預測軟件進行計算，運行參數及預測計算結果如表4所示。其中，海底管道的油、氣、水輸量以及出入口溫度、壓力是根據油田生產日報表分析總結得出，出入口CO2含量、H2S含量根據歷年氣相分析數據得出，出入口HCO3－含量根據歷年水質分析數據得出。

表4 海底管道運行參數及預測計算結果Tab.4 The operation parameters and calculation results of the subsea pipeline

2009年12月至2011年6月，ECE4軟件預測的腐蝕速率在4.88mm／a至10.59mm／a之間，DW95軟件預測的腐蝕速率在4.03～9.50mm／a之間。腐蝕模擬預測軟件計算顯示，腐蝕速率最大值出現在2010年12月，ECE4和DW95軟件的預測結果分別為10.59mm／a和9.50mm／a。從模擬計算結果來看，該海底管道的腐蝕速率較高，且局部腐蝕產生的風險很高，特別是2010年12月時，若緩蝕劑達不到預測的效果，海底管道將產生局部腐蝕，且以較快的速度腐蝕穿孔。

4 海底管道實物管段檢測分析

2012年5月，針對腐蝕較嚴重的500m海底管道進行了臨時更換，并成功打撈了部分失效管段運抵實驗室進行了實物管段的檢測分析。

4.1 腐蝕產物分析

打撈上來的數根管道內管內壁存在大量腐蝕坑，特別是位于4點和8點時鐘之間。宏觀腐蝕形貌主要存在著四個典型點蝕坑，分別為小點蝕坑、大點蝕坑、半圓式蝕坑及臺地狀蝕坑。

以35號蝕坑為例，腐蝕坑呈規則圓形，蝕坑底部腐蝕產物呈疏松狀，部分產物表面呈現開裂跡象。對蝕坑底部腐蝕產物進行EDS分析，結果表明腐蝕產物主要由鐵、碳、氧等元素組成，即腐蝕產物主要為FeCO3。

圖4 35號蝕坑的微觀形貌和能譜圖Fig.4 The micro morphology and energy spectrum analysis of No.35corrosion pit

關于CO2及H2S－CO2的局部腐蝕蝕坑發展，查閱國內外相關文獻報道及腐蝕泄漏案例分析[1－5]，了解到這種腐蝕環境下管道腐蝕形態一般為如下幾種：點狀蝕坑、半圓蝕坑以及臺地狀蝕坑，還有流動誘導局部腐蝕蝕坑。本海底管道的腐蝕形態中，最常見的蝕坑形態為點狀、半圓蝕坑及臺地狀蝕坑，為典型的CO2局部腐蝕蝕坑。

4.2 內管外壁檢測

大部分內管外壁未發現嚴重的腐蝕痕跡，唯一較為嚴重的內管外壁腐蝕發生在1號管上，也就是內檢測發現的較嚴重的外腐蝕位置。腐蝕發生在各個時鐘點，基本分布了管段的整個周向，且都在距離焊縫的同一端。2點、6點和8點時鐘位置均出現腐蝕較為嚴重的蝕坑，5點時鐘位置對應的蝕坑與內檢測報告中的外壁83%最大損失處對應，如圖5所示，其腐蝕位置位于焊縫補口處，說明焊縫補口邊緣容易成為流體滯留處從而產生較嚴重腐蝕。

圖5 內管外壁腐蝕宏觀腐蝕形貌Fig.5 The corrosion morphology of the outer surface of inner pipe

對蝕坑內腐蝕產物進行XRD分析，結果表明腐蝕產物主要為鐵的氧化物，以FeCO3、Fe3O4和Fe2O3為主。說明內管泄漏后流體進入環空，在氧、二氧化碳、細菌同時存在的情況下，流體的鹽度和pH值發生變化，此時內管外壁進一步被腐蝕但未達到穿孔。腐蝕產物分析說明，生產液體進入環空產生的CO2腐蝕是本海底管道外管失效的主要原因；腐蝕產物中仍存在的少量鐵的氧化物則表明環空中原有空氣中包含的氧氣也參與了腐蝕過程，使CO2腐蝕過程大大加速并形成氧化物腐蝕產物。

4.3 外管內壁檢測

通過清洗某些外管管段觀察外管內壁的腐蝕情況，發現外管內壁大部分只是輕微的腐蝕，少數管段在焊縫處有一些小半圓蝕坑出現。有兩段外管有嚴重的腐蝕漏點，如圖6所示。

外管漏點區域減薄明顯，由圖6可見，漏點附近的腐蝕形貌呈錐形由內壁向外壁擴展，腐蝕原因是因為生產流體進入環空而產生的內腐蝕造成。

圖6 外管內壁宏觀腐蝕形貌Fig.6 The corrosion morphology of the inner surface of outer pipe

5 內腐蝕模擬試驗與緩蝕劑有效性評價

海底管道投產運行后，因CO2含量一直在變化，且在氣體中還存在極少量的H2S，對緩蝕劑的篩選提出了更高的要求，緩蝕劑先后采用了多種緩蝕劑產品，一直未能定型，注入情況匯總于表5。

表5 緩蝕劑加注情況Tab.5 The injection situation of corrosion inhibitors

根據內、外管的實際運行參數，在實驗室模擬海底管道的腐蝕環境。由于模擬試驗參數太多，結合海管的運行參數，將試驗溫度定為70℃、CO2分壓定為0.3MPa，選取試驗材料、緩蝕劑、流速參數作為變量，開展腐蝕模擬試驗與緩蝕劑有效性評價試驗。圖7給出不同緩蝕劑的緩釋效率，油田所使用的緩蝕劑效果不佳，有明確時間使用的3種緩蝕劑的緩蝕效率均低于90%，只有HAS－06緩蝕劑的緩蝕效率在90%以上，但作業者未明確油田是否使用了該緩蝕劑。圖8給出了在相同條件下分別加入30mg／L的 HYH－151B、TS－719B、RY－21和HAS－06緩蝕劑后的宏觀腐蝕形貌圖。由宏觀腐蝕形貌可以看出，加入緩蝕劑TS－719B和RY－21后的試樣表面出現了嚴重的局部腐蝕，而加入緩蝕劑HYH－151B和HAS－06的試樣表面主要為輕微的均勻腐蝕。

圖7 不同緩蝕劑的緩蝕效率Fig.7 The corrosion inhibition efficiency of different corrosion inhibitors

6 結論與建議

6.1 結論

（1）油田投產后CO2含量在8%～20%范圍內變化，高于設計時考慮的CO2含量8.91%～9.95%，CO2分壓約0.2～0.4MPa，屬于較為嚴重的腐蝕環境。

（2）同時由于輸送介質組份的變化較大，給緩蝕劑篩選造成很大困難，盡管先后使用了6種緩蝕劑，但緩蝕劑效率不佳、且未能有效抑制CO2局部腐蝕。

圖8 不同緩蝕劑下的X65鋼的腐蝕形貌Fig.8 The corrosion morphology under different corrosion inhibitor conditions

6.2 建議

（1）對于碳鋼管道，緩蝕劑是保障內腐蝕控制的重要屏障，必須根據設計要求，從緩蝕劑篩選、加注和運行管理多方面，保障緩蝕劑有效性，確保應用到現場能夠有效抑制局部腐蝕，并及時根據含水率的變化、氣體組分變化調整緩蝕劑類型及注入量。

（2）改善腐蝕監測技術的應用，并及時根據監測數據、工藝參數的波動、氣體組分變化等調整腐蝕控制措施。

（3）加強前期研究階段基礎數據的準確性，并與周邊油氣田進行對比，選取合理的基礎數據；優化選材研究，針對極易產生局部腐蝕的環境開展腐蝕模擬試驗。

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