李晨泓,楊 麟, 魏 然,梁 亮

(1. 中海石油(中國)有限公司麗水作業(yè)公司，上海 200335；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司 上海環(huán)境工程技術分公司，上海 200335)

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某油輪排?；亓鞴芫€的腐蝕失效原因

李晨泓1,楊 麟2, 魏 然1,梁 亮2

(1. 中海石油(中國)有限公司麗水作業(yè)公司，上海 200335；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司 上海環(huán)境工程技術分公司，上海 200335)

某油輪排?；亓鞴芫€發(fā)生腐蝕泄漏，穿孔直徑約45 mm，給油田造成了極大的安全隱患和經(jīng)濟損失。通過理化性能試驗、掃描電鏡和電譜分析、電化學試驗研究了管線的腐蝕失效原因。結果表明：CO2生成的FeCO3等沉積導致的垢下腐蝕，是造成管線穿孔的主要原因。

CO2腐蝕;局部腐蝕;穿孔;失效原因

某油輪水力旋流器中一條服役不到5 a的排?；亓鞴芫€發(fā)生腐蝕失效，穿孔直徑約45 mm，給正常生產(chǎn)造成很大影響，為研究該回流管線腐蝕泄漏原因，避免今后發(fā)生類似失效事件，同時為未來的腐蝕控制工作提供參考，本工作開展了水力旋流器回流管線的腐蝕失效分析工作。

1　服役環(huán)境

該輸油管線于2008年10月投入使用，2013年7月發(fā)生局部腐蝕穿孔事件，穿孔位置位于長約5 m的直管段中間部位，直徑約45 mm，該管線匯集了電脫水罐、電脫鹽罐及水力旋流器排海的生產(chǎn)水，屬于生產(chǎn)水下艙和外排回流的共用管段，每天回流約1 h，流量約300 m3/h，其余時間該管段內為靜水。管段材質為20號鋼，外徑35.56 cm，管線壁厚9.53 mm，管內流體溫度為65～70 ℃，流速為1.9 m/s，壓力為0.2 MPa，水中含油為25 mg/L，緩蝕劑加注量為15 mg/L，H2S質量濃度為8 mg/L,CO2質量分數(shù)為17%。生產(chǎn)水pH為6.91,主要離子含量見表1。

表1　生產(chǎn)水中的主要離子(質量濃度)Tab. 1　The produced water　mg/L

根據(jù)水質數(shù)據(jù)和現(xiàn)場工況條件，可知該環(huán)境為典型的二氧化碳腐蝕環(huán)境，對于該環(huán)境的腐蝕機理國內外已有不少研究[1-3]。然而對于管線的失效，不僅僅有環(huán)境因素，材料與結構分析也很重要,這是該段管線發(fā)生的首次失效案例，因此有必要明確腐蝕機理與失效原因之間的關系。

2　理化檢驗

2.1宏觀檢測

經(jīng)現(xiàn)場檢查，腐蝕穿孔位置位于管線底部6點鐘方向；由圖1可見，穿孔直徑約45 mm，切割后發(fā)現(xiàn)管線內壁表面附著有一層較厚的油泥，如圖1(c)所示；分別用石油醚除油，酸洗液清洗內壁，發(fā)現(xiàn)內壁存在多處明顯不規(guī)則的腐蝕坑，腐蝕孔橫截面呈錐面，由此可以推斷管線腐蝕由內而外發(fā)生，如圖1(d)所示。

2.2壁厚測量

以管線腐蝕穿孔處位置為6點鐘方向對管線進行超聲波測厚。分別取腐蝕孔前后約50 mm腐蝕坑集中處作為測試截面。在測試截面的圓周上按順時針方向每隔45°作為一個測量點，見圖2。

由表2可見，泄漏點附近管線均有一定程度減薄，且管線底部壁厚減薄最為嚴重。

表2　管線泄漏點周圍的壁厚Tab. 2　Thickness of the pipeline in the position around the leakage point　mm

2.3金相檢驗

由圖3可見,失效管線的顯微組織為鐵素體+珠光體，晶粒度為8.5級。金相結果表明材料微觀組織均勻，符合該管材的工藝要求[4-6]。

2.4管材化學成分分析

依據(jù)GB/T 223.62-1988對試樣進行化學成分分析，結果見表3。由表3可見，試樣化學成分符合GB/T 8163-2008《輸送流體用無縫鋼管》要求。

2.5拉伸性能測試

在管材上切取38 mm板狀試樣，進行室溫拉伸試驗。結果如表4所示，試樣的抗拉強度、屈服強度、斷后伸長率均符合GB/T 8163-2008《輸送流體用無縫鋼管》要求。

表3　化學成分分析結果Tab. 3　Results of chemical analysis　%

表4　拉伸試驗結果Tab. 4　Results of tensile test

2.6腐蝕表征

對腐蝕坑集中區(qū)域內壁腐蝕產(chǎn)物進行形貌特征觀察，結果如圖4所示。由圖4可見，腐蝕產(chǎn)物疏松且成顆粒狀，比較容易脫落，同時可以看出腐蝕部位凹陷明顯，與管線內壁表面形成臺階，對方框所示位置的腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，結果如表5所示。管內壁腐蝕產(chǎn)物XRD圖譜見圖5。

由表5可見，腐蝕產(chǎn)物主要組成元素有C、O、Fe、Si、S、K、Mn等，其中氧元素的含量和碳的含量均較高，說明腐蝕產(chǎn)物含有大量的氧化物和碳酸鹽。

表5　試樣表面及穿孔位置附近能譜分析結果Tab. 5　Results of EDS for sample surface and perforation position　%

由圖5可見，管材內壁腐蝕產(chǎn)物主要由FeCO3、鐵的氧化物Fe3O4和SiO2等組成。FeCO3是Fe受到CO2腐蝕生成的腐蝕產(chǎn)物。鐵的氧化物是氧去極化腐蝕的結果，也可能來自于FeCO3與管線中水和氧氣反應生成。SiO2為生產(chǎn)過程中流體攜帶的泥砂。S元素推測來自于產(chǎn)出水中的硫酸鹽，因為水質分析表明生產(chǎn)水中含SO42-。

2.7極化曲線測量

測試儀器為PARSTAT2273電化學工作站，工作電極為失效管材加工的10 mm×10 mm試樣(將試樣背面焊上銅導線，除工作面外，試樣的邊緣及背面、焊點用環(huán)氧樹脂封裝，保證只有工作面與溶液接觸)，參比電極為飽和甘汞電極(SCE)，輔助電極為213型鉑電極。掃描速率為0.5 mV/s，掃描范圍為-300～300 mV(相對開路電位)，測試溫度為65 ℃。試驗介質為模擬現(xiàn)場水。通入氮氣除氧4 h、再通入CO21 h后開始進行測試，測試完成后使用儀器自帶的數(shù)據(jù)分析軟件對測試曲線進行擬合分析,結果見圖6。

由圖6可見，體系中的電化學反應受陽極反應和陰極反應共同控制。采用數(shù)據(jù)分析軟件對測得的極化曲線進行擬合分析所得數(shù)據(jù)見表6。由表6可見，試樣在體系中的自腐蝕電位為-729.63 mV，自腐蝕電流密度為86.87 μA·cm-2，腐蝕速率為39.88 mm·a-1，屬于重度腐蝕。

3　腐蝕失效分析與討論

該油輪排?；亓鞴芫€內H2S質量濃度為8 mg/L、CO2質量分數(shù)為17%，根據(jù)腐蝕產(chǎn)物的溶解度和電離常數(shù)數(shù)據(jù)，CO2分壓與H2S的分壓比遠大于500，這時通常以CO2腐蝕為主。宏觀檢查管線腐蝕形貌表明，管線外壁未發(fā)生明顯腐蝕坑，內壁存在多處明顯不規(guī)則的腐蝕坑，腐蝕孔橫截面呈錐面。SEM表明腐蝕產(chǎn)物疏松且成顆粒狀，比較容易脫落，同時可以看出腐蝕部位凹陷明顯，與管線內壁表面形成斷層。XRD和EDS分析判定腐蝕產(chǎn)物為FeCO3、鐵的氧化物和SiO2等組成，同時生成腐蝕產(chǎn)物FeCO3、沉積垢CaCO3或其他的生成物膜在鋼鐵表面不同的區(qū)域覆蓋度不同，這些不同覆蓋度的區(qū)域之間很可能形成腐蝕電偶，如果大量的腐蝕產(chǎn)物堆積還可能產(chǎn)生具有很強自催化特性的閉塞電池[5-6]，因此推測排?；亓鞴芫€發(fā)生腐蝕穿孔的原因為生產(chǎn)水中溶解的CO2先與管道基體表面反應生成FeCO3產(chǎn)物，隨后部分FeCO3被管線中O2氧化成為Fe3O4等鐵的氧化物，基體表面形成一層混雜FeCO3、Fe氧化物等的垢層。由于管線中流體長時間靜止，各垢層沉積在金屬基體表面且覆蓋度不同，不同覆蓋區(qū)域間進一步發(fā)展成為腐蝕電偶或閉塞電池，加劇局部腐蝕，最終造成管線穿孔。

表6　極化曲線擬合參數(shù)Tab. 6　Fitted parameters of potentiodynamic polarization curves

4　結論與建議

某油輪排?；亓鞴芫€發(fā)生腐蝕穿孔的主要原因為處在長時間靜水環(huán)境中的管段表面沉積FeCO3及油泥等物質覆蓋不均勻所引起的垢下腐蝕穿孔，電化學模擬試驗結果表明腐蝕等級為重度腐蝕。

對于此腐蝕環(huán)境，建議將長時間靜水回流管線部分升級為耐蝕合金材料，提升管線耐蝕性；在下艙管線與靜水管線之間增加閥門，另外在靜水管線上設置排水口，定期排放靜水管段內液體；在排?；亓鞴芫€設置取樣點，測定管線內部SRB細菌含量，同時定期對管線進行超聲波測厚。

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Corrosion Failure Reason of Water Treatment Pipeline in an Oil Ship

LI Chen-hong1, YANG Lin2, WEI Ran1, LIANG Liang2

(1. CNOOC China Limited Lishui Operating Company, Shanghai 200335, China; 2. Shanghai Environmental Engineering Branch, CNOOC Energy Technology & Services-Oilfield Technology Services Co., Ltd., Shanghai 200335, China)

Serious leakage damage of an oil ship water treatment pipeline occurred, the diameter of corrosion penetration hole was about 45 mm, which caused potential safety hazard and economic lost. The failed part of pipe was analyzed by means of tests of chemical and mechanical properties, microstructure examination, XRD and EDS to find out the corrosion and leakage reasons. The results showed that the main reason of leakage was under-deposit corrosion caused by the deposit of CO2corrosion products of FeCO3.

CO2corrosion; localized corrosion; leakage; failure reason

10.11973/fsyfh-201609019

2016-06-12

李晨泓(1979-)，工程師，本科，從事油氣生產(chǎn)工作，13426020583,980788427@qq.com

TG172

B

1005-748X(2016)09-0771-04