基于內腐蝕直接評價的管道內腐蝕風險評估技術方法研究

鄒慧慧

（南京市鍋爐壓力容器檢驗研究院，南京 210000）

0 引言

內腐蝕直接評價方法作為完整性管理的重要手段之一，目前其在各類型油氣管道上得到了廣泛的應用。謝進宜[1]針對某海上油田井口平臺至中心平臺的超期服役海底混輸管線，運用內腐蝕直接評價方法，從積砂、結垢、沖刷等6個角度進行分析，并建立評價模型，得出海管超設計壽命但可繼續安全運行的結論。曾維國等[2]在分析管道屬性、實際工況、介質參數、失效歷史、緩蝕劑應用等參數的基礎上，應用內腐蝕直接評價法預測某輸油管道內腐蝕敏感位置，并通過開挖驗證其準確率。董培林等[3]以崖城某含CO2天然氣管線為背景，使用Norsok模型[4]和De Waard模型[5]分別對腐蝕速率進行預測，并結合內檢測數據對WG-ICDA的預測結果進行反向驗證，結果顯示管道實際工況參數（如溫度、壓力、輸氣量）的選取對腐蝕速率預測結果具有較大的影響。

內腐蝕直接評價方法[6～11]是在對大量數據的充分收集與分析基礎上才能有效開展的。收集的數據一般包括管道設計參數、路由高程、運行工藝、輸送介質參數等。因此，對于數據管理基礎差的管道來說，數據現狀往往不能滿足開展內腐蝕直接評價的要求。那么，基于內腐蝕直接評價方法，結合現場取樣分析、腐蝕模擬試驗、失效分析的技術方法，則能滿足一部分管道的迫切需求，即亟需快速通過科學方法了解內腐蝕風險，并制定針對性措施降低安全風險。

1 方法

1.1 現場取樣測試

內腐蝕直接評價方法中比較關鍵的一步是獲取金屬材料的腐蝕速率。通常的方法是利用腐蝕預測模型（如Norsok、De Waard、Shell等）或基于經典腐蝕預測模型開發的商業腐蝕預測軟件（如Predict、Hydrocor等）進行模擬計算。模擬計算的實施有賴于各項參數的充分性和有效性，如介質中HCO3

-含量、緩蝕劑有效性等數據在計算中均會考慮。數據不充分，獲得的模擬計算結果是基于大量的假設。數據有效性低，計算結果往往誤差較大。

通過現場取樣的方法，獲取實際管材與管材服役的介質環境，包括：氣相和液相腐蝕介質、SRB、鐵離子、化學劑（如緩蝕劑、阻垢劑），結合實驗室腐蝕模擬，極大程度地還原管材的服役環境，從而準確獲得管材對現場工況的適用性及其效果信息。

1.2 管道內腐蝕現狀分析

主要從三個方面對管道內腐蝕現狀予以分析：

（1）實際管材的耐蝕性。根據氣相中腐蝕性氣體含量測試結果，采用現場采集的液相腐蝕性介質，利用高溫高壓反應釜，模擬管道的工況環境參數，評估管材的耐蝕性；

（2）水質腐蝕性分析。利用電化學方法，對水質腐蝕性進一步分析；

（3）化學劑性能評價。利用腐蝕模擬試驗，評價化學劑在現場工況環境參數下的適用性，分析化學劑的有效性。

1.3 失效管段分析

取管道的典型失效管段，對其進行詳細分析，分析其失效原因，一定程度上反映管道目前可能面臨的內腐蝕風險。分析內容主要包括：

（1）宏觀形貌分析；

（2）金相組織分析；

（3）材質硬度測試；

（4）腐蝕或結垢產物分析。

1.4 內腐蝕風險分析與腐蝕發展預測

絕大部分腐蝕問題發生的前提條件是有液態水的存在，水相存在的狀態直接影響了腐蝕發生的機制和形態，由此帶來不同類型的腐蝕風險和評估策略。由于多相混輸管道往往輸送介質中含水率較高且為層流，在管道底部容易形成積水或固相顆粒沉積，均使得管道底部內壁接觸連續水相，為介質中的CO2、H2S、SRB等腐蝕性物質提供了腐蝕發展的局部環境。

當腐蝕過程具有適宜的環境時，腐蝕的發生就依賴所謂的“腐蝕劑”，即能夠引起腐蝕反應或奪取金屬電子的物質，如管道常見的CO2腐蝕、H2S腐蝕、微生物腐蝕（或細菌腐蝕）等。從腐蝕的各類層次角度，有可能腐蝕是CO2直接導致的，但由于處于垢下環境，有時也可以說是垢下腐蝕，在內腐蝕評估過程中一般予以兼容并蓄、綜合分析。另外，細菌腐蝕中的硫酸鹽還原菌（SRB）腐蝕，實際上只是參與了對陰極反應形成的氫原子的消耗，促進了腐蝕過程，但由于其菌落繁殖和生物膜結痂附著于管道內壁表面，往往誘發嚴重的點蝕。同時，輸油管道更為突出的促進腐蝕問題的原因還在于管道內部的溫度和壓力環境，簡單而言，CO2腐蝕存在一定敏感溫度區間，SRB腐蝕也依賴與其適宜生長的溫度，壓力的變化使得溶解在水中的腐蝕性介質的量變化，都會顯著影響腐蝕過程，由此影響對內腐蝕風險的判斷和內腐蝕發展趨勢的分析預測。

2 案例

某油水混輸管道，其建成至今運行7年整。于投產第6、7年，站內管線分別破損7次、8次，外輸管線分別破損6次、6次。管道長為4.5km，內徑67mm，壁厚4.5mm，材質為20#鋼，外為黃夾克保溫層，管線設計壓力為4MPa，實際運行外輸壓力為1.6MPa。外輸溫度為45℃，外輸液量130m3左右。經計算，表觀液速約為0.45m/s。現場調研時緩沖罐出口處發生泄漏，故取回一段失效管材進行輔助分析。

2.1 現場取樣測試

按照相關標準要求，實施現場取樣測試工作。于管道入出口各獲取液相腐蝕介質1份；獲得管材1段，為該管道的備用管材；獲得藥劑1份，為注入該管道的阻垢劑；于管道入出口測試氣相腐蝕性，CO2含量為10%，H2S含量為16ppm；于管道入出口測試SRB含量，均未檢出；利用比色法測試入出口鐵離子含量，入口鐵離子含量為1.98ppm，出口鐵離子含量超過5.0ppm。

2.2 管道內腐蝕現狀分析

（1）管材組分與基本性能

因管道材質為20#鋼，可參考GB/T 8163、GB/T 699判斷其組分與基本性能是否符合要求。對比結果可見，管材在元素組成與基本性能上均滿足標準 要求。

圖1 SRB檢測與培養

20#管線鋼的原始組織為鐵素體+少量珠光體。20號管線鋼屬于優質結構碳素鋼，由于碳當量較低，無回火脆性、冷變形塑性較高，在常規焊接時有良好的焊接性；

（2）管材耐蝕性模擬

在入、出口的環境參數下，通過腐蝕模擬實驗獲得的腐蝕速率分別為0.34mm/a、0.06mm/a。參考NACE RP0775以及SY/T 0026，入口屬于嚴重腐蝕，出口屬于中度腐蝕。入口環境參數下，試樣表面附著大量腐蝕產物；出口環境參數下，試樣表面腐蝕輕微。

表1 20#鋼的元素組成與基本性能測試

在CO2和少量H2S共存條件下，腐蝕產物膜由FeS和FeCO3組成，一方面，由于H2S較CO2易溶于水、易電離；另一方面，由于FeS溶度積常數遠小于FeCO3，FeS較FeCO3易沉積成膜，即使在少量H2S條件下，也能很快生成FeS膜，該腐蝕產物膜薄而致密，對鋼基體的保護性優于純CO2腐蝕條件下晶體堆垛狀的FeCO3膜，因此，腐蝕速率顯著降低，并在一定H2S分壓范圍內，保持不變；隨著H2S分壓進一步提高，腐蝕產物膜仍由FeS和FeCO3組成，FeS含量較高，FeCO3含量較低，這可能是由于H2S分壓增大，溶液中的S2-含量較大，導致FeS沉積速率過快，腐蝕產物膜變厚，且疏松、易開裂，因此，對鋼基體的保護性下降，使腐蝕速率提高。

油氣井的產出水中常含有Ca2+、Mg2+，易生成碳酸鹽垢。腐蝕產物FeCO3及結垢產物CaCO3或不同的生成物膜在鋼鐵表面不同的區域覆蓋度不同，它們之間形成具有很強自催化特性的腐蝕電偶，CO2的局部腐蝕就是這種腐蝕電偶作用的結果。因此，電化學作用在發生及擴展過程中發生了作用，現場一旦發生上述過程時局部腐蝕會突然變得非常嚴重；

圖2 掃描電鏡下的微觀形貌（入口環境參數）

（3）水質腐蝕性分析

水化學分析結果顯示水相中鈣離子、氯離子含量較高，說明結垢傾向較高，且高氯離子含量容易引發點蝕傾向。

利用電化學方法測試20#鋼在入出口工況下的腐蝕速率，通過換算可知，腐蝕速率分別為 0.14mm/a、0.08mm/a；

圖3 入出口電化學極化曲線

（4）阻垢劑評價

表2 典型離子含量（單位：mg/L）

該管道的上下游工藝流程中添加的主要藥劑為阻垢劑，加注濃度為30ppm。在針對入口站內的管段失效分析中，發現管內結垢嚴重，故參考SY/T 5673，采用模擬溶液評價其所用阻垢劑的作用效果。結果顯示，所采用的阻垢劑作用效果可能受制于實際加注濃度的影響，目標管道內部垢沉積的敏感性較高。

2.3 失效管段分析

從宏觀形貌、金相組織、硬度、結垢產物分析等方面對失效管段進行充分分析。結果顯示：失效管段為在內腐蝕和外腐蝕的交互作用下導致失效的。管流物流速較低，且水質結垢傾向較重，垢層較厚，且垢層致密度不均勻，局部較疏松，易導致腐蝕性介質浸入，優先發生腐蝕。焊縫處材料組織成分存在差異，導致焊縫-熱影響區-母材在腐蝕介質環境中，表現出不同的腐蝕電位，由此在焊縫附近形成電偶腐蝕電池，局部位置成為陽極，被快速腐蝕形成溝槽，成為腐蝕的薄弱環節。管道外部局部保溫層剝落，導致局部腐蝕嚴重，成為陽極。

圖4 腐蝕穿孔處取樣位置宏觀形貌

2.4 內腐蝕風險分析

管道自投產以來，泄漏維護記錄顯示：第6年外輸管線泄漏6次，第7年泄漏6次，說明管道面臨著嚴重的腐蝕風險。

（1）垢下腐蝕風險

該管道液相流速0.45m/s左右，且水質組分表現出嚴重的結垢傾向，結合站內失效管段的內部情況，表明目標管段面臨著嚴重的垢下腐蝕風險，且垢的主要成分為碳酸鈣、硫酸鋇；

（2）焊縫腐蝕風險

根據站內失效管段的實際情況，2處漏點均位于直管-彎管焊接接頭焊縫上及焊縫附近被沖刷部位。結合管道的空間位置，在焊縫附近的腐蝕失效情況表明沖刷作用加重了本就腐蝕嚴重的基體，致使漏點多發。而位于焊縫及其附近位置成為腐蝕的薄弱環節，更主要是由于焊縫處材料組織成分差異，導致焊縫-熱影響區-母材在腐蝕介質環境中，表現出不同的腐蝕電位，由此在焊縫附近形成電偶腐蝕電池，局部位置成為陽極，被快速腐蝕形成溝槽。一旦腐蝕溝槽形成，由于鹽分更容易在溝槽內積聚，溝槽內部流體更新緩慢，進一步加大了溝槽內外的電化學狀態差異，在電偶腐蝕電池的基礎上疊加了閉塞電池效應，進一步加速溝槽底部局部出現腐蝕穿孔。同時，沖刷作用疊加電偶效應，協同作用使得焊縫溝槽處漏點多發；

（3）SRB腐蝕風險

雖然在現場測試環節未檢出管道中的SRB，但是，管道中硫酸根離子的含量為26.5～45.1ppm，運行溫度為20～45℃，含水率為50～60%，且積有垢層等，各項因素都有利于SRB的滋生與繁衍。因此，管道存在SRB腐蝕風險；

（4）CO2微量H2S腐蝕風險

根據文獻調研顯示，管道所屬油田的井下面臨嚴重的內腐蝕，其主要腐蝕來源為CO2、H2S。根據管道的工藝流程，其入口上游即為生產井組，未經處理，管流物即進入站點。現場測試時，H2S含量為16ppm。說明管道可能面臨著CO2微量H2S腐蝕風險。

2.5 內腐蝕發展趨勢預測

針對本次評估的管道，時間分段原則主要受數據完整性影響：

時間分區一：投產至第5年，無法搜集到有效生產工藝參數信息；

時間分區二：第6～7年，生產工藝參數信息波動不大。

根據這種分段方式，分別針對不同時間區間，進行每個里程評估點的全面腐蝕速率預測和局部腐蝕發展風險預測。然后將預測的壁厚損失進行累加，獲得評估結果，即剩余壁厚估計值。

表3 不同方式獲得的腐蝕速率預測結果

當利用專業腐蝕預測軟件進行腐蝕預測時，管道在投產至第5年期間，最大壁厚損失為2.24mm，最小壁厚損失為0.40mm；管道設計壁厚為4.5mm，那么剩余壁厚為2.26～4.10mm；同時存在局部腐蝕風險。根據管道入、出口鐵離子含量的測試結果，也可以估算當管道發生均勻腐蝕時全面腐蝕速率的變化范圍。若假設在測試時目標管道50%的內管面積被水浸潤，那么全面腐蝕速率大于0.16mm/a。說明在進行入、出口鐵離子含量測試前后的一段時間內，若50%內管面積發生腐蝕，那么全面腐蝕速率大于0.16mm/a。通過失效管段分析可知，管道內部絕大部分位置可能被垢層覆蓋，一方面，垢層不夠致密的情況下，積液能夠滲透到垢層底部，且有可能長期滯留，導致腐蝕的發生和發展，同時為細菌腐蝕的發生提供有力條件；另一方面，垢層致密但并未均勻覆蓋，且未覆蓋位置較少，覆蓋位置與未覆蓋位置形成“大陰極，小陽極”，容易發生電偶腐蝕，促進未覆蓋位置腐蝕的發展，即發生局部腐蝕的風險較高，且發生局部腐蝕的腐蝕速率遠大于0.16mm/a。利用實驗室高溫高壓腐蝕模擬實驗進行預測時，入口腐蝕速率約為0.34mm/a，出口腐蝕速率約為0.06mm/a。電化學測試時，入口腐蝕速率約為0.14mm/a，出口腐蝕速率約為0.08mm/a。將上述不同方式獲得的腐蝕預測結果進行對比，結果顯示：不同的方式間具有較好的對應關系。

3 結語

本文采用的技術方法，基于內腐蝕直接評價方法，但又不局限于內腐蝕直接評價方法中對于數據完整性的約束，充分結合了現場取樣、室內腐蝕模擬試驗、失效管道分析等方面，對管道的內腐蝕風險和腐蝕發展情況進行了充分分析。案例中管道的主要內腐蝕風險為垢下腐蝕，其次為焊縫腐蝕、細菌腐蝕和CO2微量H2S腐蝕。利用多種腐蝕預測手段，可預測管道的入口腐蝕速率為0.14～0.34mm/a，出口腐蝕速率為0.03～0.16mm/a。該方法能夠在一定程度上為數據管理基礎差的管線，厘清內腐蝕風險分析技術思路，梳理完整性管理措施要點。