海上油田生產水管線的腐蝕原因

田 宇

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司,湛江 524057)

海上油氣田是國家重要的油氣生產基地，海上油氣生產系統的穩定運行至關重要。海上油田現場工藝流程包括生產分離器，熱處理器，電脫水器以及氣浮選器和核桃殼過濾器等，生產分離器主要處理來自井口平臺的油氣水混合流體。2019年，渤海某油田生產水系統運行5 a后發生了由于內腐蝕造成的腐蝕穿孔。雖然短時間內通過管卡堵漏解決了泄漏問題，但生產水管線的腐蝕已經成為影響油田安全生產和環境保護的重大隱患。

為了徹底解決生產水管道腐蝕穿孔問題，現場針對泄漏失效管線開展了腐蝕失效分析。圖1所示為海上油田現場生產工藝流程示意圖，失效管道見圖1中加粗線。腐蝕失效管道位于一級生產分離器水相出口與氣浮選器之間，泄漏點位于順流方向6點鐘位置,管線服役時間約5 a。一級分離器入口16英寸(0.406 m)主管線加注反向破乳劑(80 mg/L),緩蝕劑(50 mg/L)和破乳劑(80 mg/L)。三種化學藥劑的效果已經過第三方驗證。

腐蝕穿孔管道于2014年3月投產，2019年4月第一次發生內腐蝕穿孔，相關信息如下：管道材質為A106B碳鋼，管徑8英寸(0.203 m)，壁厚12 mm；管道內水的含油量約400 mg/L，CO2含量為120 mg/L，運行溫度64 ℃，運行壓力250 kPa；管道內介質流速約為0.86～1.14 m/s；管道失效穿孔后的應急處置見圖2。

1 理化檢驗

1.1 材質分析

將失效管道剖開后可見：該失效管道內壁腐蝕嚴重，有嚴重的局部腐蝕，內壁底部覆蓋一層結垢物。對其進行超聲波測厚(除去泄漏穿孔周邊部位)，整個管道呈現整體減薄趨勢，最小壁厚為4.3 mm(減薄率為66.1%)，其最大壁厚約為9.8 mm(22.8%)。按圖3標識部位取樣，進行成分分析，結果見表1。由表1可見：失效管道化學成分符合標準要求。按圖3標識部位取樣進行拉伸性能測試，由表2可見，失效管道拉伸性能符合標準要求。

圖1 渤海某油田生產工藝系統簡圖Fig. 1 Production process system diagram of an oilfield in Bohai Bay

圖2 生產水管道現場泄漏后的緊急處置圖Fig. 2 Emergency treatment for leakage of production water pipeline on site

圖3 生產水管道失效管段剖開后形貌及取樣部位示意圖Fig. 3 Sketch map of appearance and sampling position of production water pipeline failure section after cutting

從失效管道上取樣進行顯微組織分析(取樣位置見圖3)。母材的顯微組織見圖4，可以看出，管道母材組織主要為鐵素體+珠光體，母材晶粒大小均勻，未見組織異常。

1.2 垢樣分析

按圖5所示取四處腐蝕結垢試樣，進行如下處理：首先用石油醚去除腐蝕產物中的污油，多次萃取，直至石油醚透明且與結垢產物有明顯分層。再用丙酮清洗結垢產物，直至丙酮透明。然后用濾紙分離結垢產物，裝入試樣袋，立即進行能譜(EDS)和X射線衍射(XRD)分析，結果見表3和圖6。

表1 腐蝕產物的化學成分(質量分數)Tab. 1 Chemical composition of corrosion products (mass fraction)

表2 拉伸性能試驗結果Tab. 2 Tensile test results

圖4 失效管道母材的顯微組織Fig. 4 Microstructure of failed pipeline base material

圖5 腐蝕部位垢樣的取樣示意圖Fig. 5 Schematic diagram of scale sample sampling distribution in corrosion part

表3 垢樣的EDS分析結果Tab. 3 EDS analysis results of scale samples

由表3可見：腐蝕部位垢樣的主要成分為FeCO3、FeOOH，其中從表層到腐蝕坑，FeCO3含量依次減少，最終腐蝕坑部位全部為FeOOH。

(a) 垢樣1 (b) 垢樣2

(c) 垢樣3 (d) 垢樣4圖6 4種垢樣的XRD圖譜Fig. 6 XRD patterns of 4 scale samples

1.3 SEM形貌

由圖7可見：腐蝕穿孔附近區域裂紋清晰可見，放大100倍還可見二次裂紋，晶粒突出，晶界明顯，是典型的腐蝕形貌。

圖7顯示基體表面覆蓋有一層垢樣，中間有一夾層，與基體和垢樣連接并不緊密。由圖7(b)可見，垢樣層相對致密，中間夾層表面崎嶇不平，相對粗糙，測得夾層的Cl質量分數為14.07%，Cl元素的富集促進了腐蝕的發生。

1.4 水質分析及結垢預測

對生產水組分進行分析，結果見表4。由于該水樣在空氣中放置時間超過1周，因此三價鐵離子可能是由于氧氣氧化亞鐵離子而形成的。

(a) 9X (b) 50X (c) 100X圖7 不同放大倍數下腐蝕穿孔附近區域的形貌Fig. 7 Morphology of the area near the corrosion perforation at different magnifications

表4 生產水的水質分析結果Tab. 4 Water quality analysis results of produced water

采用中海油自主知識產權的結垢預測軟件對該水質進行結垢預測，顯示該水質會生成碳酸鈣垢。

1.5 防垢劑評價

為了檢驗現場防垢劑A及海上油田應用其他防垢劑的有效性，開展了效果確認試驗，同時，考慮垢樣中出現大量FeCO3垢，采用分光光度法對現場防垢劑抑制FeCO3的效果(主要檢測試驗前后鐵離子變化)進行測試，結果見表5。

表5 幾種防垢劑的使用效果Tab. 5 The effect of several anti-scaling agents

由表5可見：現場應用的防垢劑A及本次評價的其他防垢劑均能較好地抑制碳酸鈣垢，但是對于碳酸亞鐵垢均無效。由于現場無法有效清除管道內壁的FeCO3垢，為了保證生產安全運行，現場采用2205雙相不銹鋼代替了泄漏穿孔的碳鋼管道。

2 失效原因

在海上油氣田生產過程中，當碳鋼管道內表面附著固體物質時，緩蝕劑是不能有效吸附于金屬表面的(見圖8，黑色端頭細線代表緩蝕劑)[1]，這導致固體表面下發生局部腐蝕。根據上述分析結果，推斷生產水管道腐蝕穿孔的原因為先形成碳酸亞鐵，然后發生了垢下腐蝕。

根據文獻報道[2]：當鹽水水中含有CO2氣體時，金屬腐蝕應按照如下路線進行：

圖8 管道內壁結垢抑制緩蝕劑作用示意圖Fig. 8 Schematic diagram of scale inhibition and corrosion inhibitor on inner wall of pipeline

(1)

(2)

水中原先大量亞鐵離子參與了FeCO3的形成，當上部FeCO3形成后，底部逐漸形成閉塞電池環境，發生局部腐蝕[3]：

(3)

(4)

(5)

(6)

當腐蝕產物接觸氧氣時，發生如下化學反應：

(7)

3 結論與建議

(1) 生產水管道腐蝕泄漏穿孔的原因如下:首先形成FeCO3垢，垢下發生了電化學腐蝕，最終導致腐蝕穿孔。

(2) 目前海上油田應用的各類防垢劑都不能有效抑制FeCO3垢。

(3) 由于生產水中含有48.78 mg/L總鐵，建議現場查清鐵離子來源，以便更好地控制鐵離子產生的源頭。

(4) 對已形成FeCO3垢的生產水管道，建議采用雙相不銹鋼管道代替碳鋼管道。