西部某油田20#鋼管線失效原因分析

丁 晗，林冠發，龍 巖，李 磊

(中國石油集團石油管工程技術研究院 陜西 西安 710077)

·失效分析與預防·

西部某油田20#鋼管線失效原因分析

丁 晗，林冠發，龍 巖，李 磊

(中國石油集團石油管工程技術研究院 陜西 西安 710077)

為弄清西部某油田集輸管線穿孔原因，對失效20#鋼管樣品進行了宏觀形貌分析、化學成分分析、金相試驗分析、腐蝕產物的組成與結構分析。結果表明，引起該鋼管腐蝕穿孔和形成腐蝕坑的主要原因是高含CO2和高含氯離子環境下鋼管發生局部腐蝕，20#鋼不適合在這種含腐蝕介質環境中使用。

20#鋼；CO2；氯離子；腐蝕

0 引 言

西部某油田集輸管線于2014年8月15日發生刺漏。管段外壁均有輕微的腐蝕，內壁腐蝕較為嚴重，存在非常明顯的腐蝕坑，如圖1所示。根據作業區提供的生產資料，該管線于2000年9月投入使用，材質為20#無縫鋼管，制造標準為GB/T 8163-2008《輸送流體用無縫鋼管》，工作溫度為52 ℃，工作壓力為1.28 MPa，含水率為52%，輸送介質含CO2和氯離子。

相關研究表明，在相同CO2分壓下，20#鋼55 ℃時的腐蝕速率明顯大于3Cr鋼甚至接近3倍，但較低溫度30℃時3Cr和20#鋼的腐蝕速率較接近，這表明溫度會增加CO2對20#鋼的腐蝕速度[1]。CO2分壓相同的情況下，15CrMo鋼、20G鋼和20#鋼在模擬含腐蝕介質的集輸環境中，20#鋼腐蝕情況最為嚴重[2]。CO2環境下高濃度的氯離子及高礦化度的地層水是腐蝕穿孔頻發的主要原因[3]。西部某氣田氣體中CO2含量為0.72%,分壓為0.6 MPa,pH值為5.91～7.23,可以確定主要的腐蝕因素為CO2和Cl-的腐蝕,且后者對前者有促進作用[4]。為確定西部氣田腐蝕介質對20#鋼的影響，進行了以下材料性能研究。

圖1 管段外壁及內壁腐蝕情況

1 試驗方法

1.1 化學成分分析

依據GB/T 4336-2002《碳素鋼和中低合金鋼火花源發射光譜分析方法(常規法)》，采用ARL 4460直讀光譜儀對鋼管母材進行化學成分分析

1.2 金相組織分析

依據GB/T 13298-1991《金屬顯微組織檢驗方法》、GB/T 6394-2002《金屬平均晶粒度測定方法》及GB/T 10561-2005 《鋼中非金屬夾雜物含量的測定方法》，采

用MEF4M金相顯微鏡及圖像分析系統對送檢管段的顯微組織、晶粒度及非金屬夾雜物進行分析。

1.3 腐蝕產物分析

采用TESCAN VEGAII掃描電子顯微鏡及其附帶的XFORD INCA350能譜分析儀對穿孔處內外壁的腐蝕產物進行形貌觀察和成分分析。

2 試驗結果與討論

2.1 化學成分

送檢管段的化學成分見表1，其化學成分符合GB/T 699-1999中對20#鋼管的要求。

2.2 金相組織

送檢管段管體和穿孔處的金相分析結果見表2。

表1 送檢管段管體的化學成分 %

表2 油管金相組織分析結果

管段管體的金相組織為鐵素體和珠光體(如圖2所示)，晶粒度級別為7.5級，非金屬夾雜物包括A0.5，B0.5，D0.5。穿孔處腐蝕坑周圍組織未見異常(如圖3所示)。

圖2 管段管體的顯微組織

圖3 管線穿孔試樣(縱向)穿孔附近組織(內表面)

2.3 腐蝕產物分析

管線穿孔處內壁的形貌如圖4所示，腐蝕產物為絮狀，十分蓬松導致大量孔隙存在。20#鋼在高含氯離子、高礦化度的CO2水溶液中，局部腐蝕極其嚴重，呈局部點蝕狀及苔蘚狀，屬典型的CO2腐蝕特征[5]。對3個區域的腐蝕產物進行能譜分析，結果見表3?？梢钥闯觯簠^域1的主要成分為C、O和Fe，并含有少量的Na、Si、Cl、和Ca；區域2的主要成分為C 、O 和Fe，含有一定量的Al、Si、Ca 和Cl；區域3的主要成分為C、O和Fe，并含有少量的Na和Ca元素。

圖4 管段內壁腐蝕產物形貌

%

3 集輸管線失效原因分析

化學和金相性能檢測結果表明：材料的化學成分及金相組織均符合GB/T 699-1999中對20#鋼管的要求，20#鋼的金相組織主要為粗大和片狀珠光體以及鐵素體，同時還存在偏析和夾雜。相關文獻報道20#鋼在60℃時比在20℃時腐蝕嚴重，并呈現先結垢后腐蝕的特點，見表4，水中氧和氯離子的存在使得20#鋼不易生成鈍化膜，加速了腐蝕，pH值在較小范圍內下降也會使20鋼的腐蝕速率明顯變大[6]。

表4 不同溫度下20#鋼的腐蝕速率[6]

對管段腐蝕部分的宏觀觀察及掃描電鏡分析均表明，腐蝕主要是由于高含CO2和高含Cl-發生局部腐蝕導致的結果。輸送介質溫度較高，達到52 ℃，增強了液體對管線的腐蝕能力。

集輸管線流體介質輸送壓力高，流速快，含有一定量的二氧化碳，二氧化碳在水中的溶解度很高，而介質中含水率為52%，在有水或者水膜存在的情況下，二氧化碳溶于水形成弱碳酸，使pH值下降，反應形成碳酸鐵和碳酸亞鐵，引起鋼鐵腐蝕[7]。

由于碳酸鹽在管壁上呈現不均勻覆蓋，使不同區域間形成腐蝕電偶，從而造成二次腐蝕。同時，輸送過程中不可避免地存在一定量的固體顆粒和雜質，在高速氣液流體的流動過程中這些顆粒和雜質以很高的速度沖擊管壁，加劇流體對管壁金屬表面的剪切力，使管壁金屬表面被剝落、沖蝕。在重力的作用下，管段底部較易附著固體顆粒和腐蝕產物，易于形成腐蝕萌生，一旦有表層破損和脫落，在高速流體的沖擊下將加劇腐蝕，故底部局部腐蝕較其他部位嚴重。另外，由于輸送介質含水率達到了52%，油氣水存在密度差，故密度較重的液體在底部形成了腐蝕穿孔。

4 結 論

1)該管線的材質化學成分及基材與腐蝕坑周圍的金相組織均符合GB/T699-1999中對20#鋼管相關的要求。

2)該管線的腐蝕穿孔及形成的腐蝕坑均是由于是含CO2的高氯環境下發生的局部腐蝕導致的結果。

3)該管線內未加注緩蝕劑和采取其它的內防腐措施，建議需要考慮加注緩蝕劑，但加注的緩蝕劑須通過篩選評價來確定。

[1] 王 珂，尹志福，楊 帆,等.模擬CO2驅環境下3Cr和20#集輸管線鋼防腐性能對比[J].全面腐蝕控制，2013，27(7)：45-48.

[2] 任呈強，曹然偉，鄭云萍，等.管線鋼的CO2腐蝕行為研究[J].腐蝕與防護，2011，29(2)：58-61.

[3] 蔡 銳，田 偉，李發根，等.某油田地面管線腐蝕原因分析[J].腐蝕與防護，2011，32(2)：140-142.

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[5] 張學元，邸 超，雷良才.二氧化碳腐蝕與控制[M].北京：化學工業出版社，2000.

[6] 孟 江，趙學芬，高修欽，等.含H2S氣田污水對20鋼的腐蝕研究[J].焊管，2014，37(10)：16-19.

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Failure Analysis of Ground Pipeline in the Western Oil Field

DING Han, LIN Guanfa, LONG Yan, LI Lei

(CNPCTubularGoodsResearchInstitute,Xi′an,Shaanxi710077,China)

The cause of the gathering pipelines perforation in one western oil field was studied. The failure line pipe was examined through morphological analysis, chemical composition analysis, metallography analysis, composition and structure of corrosion products analysis. The results showed that high CO2content in line pipes and high chlorine ion environment cause local corrosion that induced the pipeline corrosion perforation and formation of corrosion pits. And the 20#steel line pipe is not suitable for this kind of corrosion environment.

20#steel； CO2； chlorine ion； corrosion

丁 晗，男，1987生，助理工程師，2014年畢業于中國地質大學(北京)油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現主要從事石油管工程技術研究及失效分析工作。E-mail: dinghan@cnpc.com.cn

TE988.2

A

2096-0077(2017)01-0056-03

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.01.013

2016-06-02 編輯：葛明君)