(1. 中國石油塔里木油田分公司，庫爾勒 841000； 2. 中國石油獨(dú)山子石化分公司，庫爾勒 841000；3. 大慶油田設(shè)計(jì)院有限公司，大慶 163000)

西部某氣田自投產(chǎn)以來，地面集輸管線發(fā)生了多起剌漏或穿孔事件，統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)多數(shù)事件發(fā)生在三通、法蘭、彎頭及其附近區(qū)域。例如，井1在二級(jí)節(jié)流后直管段、儀表法蘭及彎頭等處局部嚴(yán)重減薄，如圖1(a)所示。對(duì)直管段進(jìn)行為期2.5個(gè)月的定點(diǎn)測(cè)厚，結(jié)果發(fā)現(xiàn)管壁減薄量達(dá)2.41 mm，腐蝕速率達(dá)11.57 mm/a，安全生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)極高。再如，井2投產(chǎn)1 060 d后，其入地彎頭部位就發(fā)生了爆管，年平均腐蝕速率為4.22 mm/a，剖開管道觀察到彎頭前后有馬蹄狀大坑。井3的支線三通也發(fā)生爆管[1]，如圖1(b)所示，使整個(gè)氣田停產(chǎn)2 d，嚴(yán)重影響了該氣田的生產(chǎn)。

(a) 壁厚減薄 (b) 三通刺漏圖1 地面集輸管線的腐蝕Fig. 1 Corrosion of ground gathering and transportation pipeline: (a) thinning of wall thickness; (b) leakage of T connecter

1 流體性質(zhì)和腐蝕產(chǎn)物

該氣田單井產(chǎn)量高(30～70萬m2/d)，溫度高(60～74 ℃)，集輸管線生產(chǎn)壓力高(12～15 MPa)。表1為該氣田天然氣和地層水的成分分析結(jié)果?？梢?，天然氣中不含H2S，CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.25%～0.65%，處于會(huì)引起較嚴(yán)重CO2腐蝕的含量區(qū)間。

集輸管材主要為L245N、L360N、L415N等管線鋼。井1采用L245N管線鋼，其組織為鐵素體+珠光體。對(duì)腐蝕管線水平對(duì)刨，其腐蝕形貌如圖2所示。由圖2可見，管內(nèi)壁分布著呈蜂窩狀的腐蝕坑和軸向沖刷溝槽，法蘭和三通部分腐蝕最嚴(yán)重，法蘭面及頸部整體減薄3～5 mm；管內(nèi)壁經(jīng)流體沖刷，幾乎觀察不到腐蝕產(chǎn)物的存在，僅可見沖蝕溝槽；三通表面呈現(xiàn)蜂窩狀腐蝕坑，在腐蝕坑底部也幾乎沒有腐蝕產(chǎn)物，僅能看到流體沖刷后形成的高低不平的溝槽。

從圖2所示管道內(nèi)壁選取4個(gè)區(qū)域，先進(jìn)行超聲波清洗，再采用TESCAN VEGA II掃描電子顯微鏡附帶的XFORD INCA350能譜分析儀對(duì)這4個(gè)區(qū)域進(jìn)行能譜分析，結(jié)果如表2所示。由表2可見，管道內(nèi)壁腐蝕坑內(nèi)和腐蝕坑邊沿主要元素有Fe、O、C，此外還含少量Si、K等元素；在混輸管道的內(nèi)腐蝕產(chǎn)物中，C、O、Fe的出現(xiàn)多是由于管道發(fā)生了CO2腐蝕而形成鐵的碳酸鹽所致。雖然EDS分析的定量輸出數(shù)據(jù)偏差較大，但是從定性分析可知該氣田碳鋼管線的腐蝕均以CO2腐蝕為主。

表1 某氣田天然氣和地層水的成分分析結(jié)果Tab. 1 Component analysis results of natural gas and formation water in a gas field

圖2 腐蝕管段內(nèi)壁的宏觀形貌Fig. 2 Macro morphology of the inner wall of the corroded pipe section

2 CO2腐蝕分析

氣田管線內(nèi)腐蝕一般是多種因素共同作用的結(jié)果，通常是由CO2,H2S,電位差以及注水、注氮帶來的SRB菌,O2等引起的電化學(xué)腐蝕[2-3]。該氣田集輸管線的輸送介質(zhì)主要是原油和天然氣，其中含有CO2和高礦化度地層水，不含H2S、O2和SRB。CO2溶解到水中會(huì)形成H2CO3，再電離出H+、HCO3-，發(fā)生電化學(xué)腐蝕。關(guān)于CO2的陰極和陽極反應(yīng)機(jī)理有多種不同的觀點(diǎn)，但是其總的腐蝕反應(yīng)式不變，見式(1)。CO2腐蝕的形貌特征主要呈環(huán)狀、臺(tái)面狀、蜂窩狀的蝕點(diǎn)、蝕坑、蝕溝，局部腐蝕嚴(yán)重。影響因素包括溫度、CO2分壓、pH、流型、流速、腐蝕產(chǎn)物膜、Cl-含量、鋼材特性等。

表2 腐蝕管段內(nèi)壁不同位置的能譜分析結(jié)果Tab. 2 EDS analysis results of different positions on the inner wall of the corroded pipe section %

(1)

該管線的腐蝕環(huán)境一般，根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)CO2腐蝕的分級(jí)，當(dāng)CO2的分壓介于0.021～0.21 MPa時(shí)，為中等腐蝕，腐蝕可能發(fā)生。利用半經(jīng)驗(yàn)的De WAARD95模型對(duì)3個(gè)氣井腐蝕管線的腐蝕速率進(jìn)行計(jì)算，并與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，結(jié)果見表3。由表3可知，De WAARD95模型計(jì)算的管線腐蝕速率為0.8～1.8 mm/a，但通過壁厚實(shí)測(cè)得到的最大壁厚減薄速率達(dá)4～7.11 mm/a，已達(dá)到極嚴(yán)重腐蝕程度。顯然天然氣中的CO2分壓尚不足以引起如此嚴(yán)重的腐蝕，管線還疊加了嚴(yán)重的沖刷腐蝕，其他管線也存在類似的情況。

表3 不同油氣井中管線腐蝕速率的模型計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)結(jié)果Tab. 3 Model calculation results and actual measurement results of corrosion rate of pipeline served in different oil and gas wells

3 沖蝕模型計(jì)算

當(dāng)流體的流速過快時(shí)，會(huì)對(duì)管道彎管、三通等處產(chǎn)生沖蝕。采用GB/T 23803-2009《石油和天然氣工業(yè)海上生產(chǎn)平臺(tái)管道系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和安裝》中推薦的模型計(jì)算臨界沖蝕流速，見式(2)，結(jié)果如表4所示。

(2)

式中：C為經(jīng)驗(yàn)常數(shù)，取值122～180(有緩蝕劑保護(hù)取180，此處取122)；ρ為操作壓力和溫度條件下氣液混合物密度，kg/m3。

由表4可見，當(dāng)實(shí)際流速小于臨界沖蝕流速時(shí)，管線還是發(fā)生了嚴(yán)重的腐蝕。這主要是因?yàn)樵撃Ｐ洼^為粗糙，未考慮流態(tài)分布、介質(zhì)中Cl-和CO2組分、溫度、腐蝕產(chǎn)物膜等情況的影響，該模型對(duì)彎頭三通閥門等復(fù)雜流場(chǎng)也不適用。

表4 臨界沖蝕流速和實(shí)際生產(chǎn)流速Tab. 4 Critical erosion flow rate and actual production flow rate

4 流場(chǎng)耦合分析

使用Ansys Fluent軟件對(duì)腐蝕部位進(jìn)行流場(chǎng)模擬，通過局部流場(chǎng)分析和腐蝕監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)相互耦合來輔助判斷沖刷腐蝕傾向。從分析情況看，三通、彎頭處速度場(chǎng)分布不均勻，高流速、液相沖刷速度快和湍流位置沖刷腐蝕最嚴(yán)重。

流動(dòng)影響包括流速、流態(tài)、攻角、流體性質(zhì)、顆粒等。流速增大會(huì)導(dǎo)致流體對(duì)壁面的剪切力增大，沖刷掉已形成的腐蝕產(chǎn)物膜，加速裸露金屬面和腐蝕介質(zhì)接觸[4-5]。在實(shí)際操作中，流速是比較容易量化和具有操作意義的參數(shù)。在較低流速下，鈍化占主導(dǎo)，腐蝕鈍化膜能很好地保護(hù)金屬基體，將沖刷腐蝕速率維持在較低水平。在較高流速下，沖刷腐蝕占主導(dǎo)，腐蝕鈍化膜不能及時(shí)形成，沖刷腐蝕速率快速上升，由鈍化占主導(dǎo)轉(zhuǎn)變?yōu)闆_刷腐蝕占主時(shí)的流速被稱為臨界沖刷流速。

井1管線的緩蝕劑加注口在油嘴后1.2 m處，故油嘴后1.2 m的管段無緩蝕劑保護(hù)，1.2 m后管段才受到緩蝕劑保護(hù)，如圖3所示。流場(chǎng)模擬結(jié)果(圖略)可知，液相主要在管道底部流動(dòng)，且流速較低，氣相流速為10～11.5 m/s，液相流速為3～5 m/s，在彎頭處液相流速達(dá)到6 m/s。無緩蝕劑保護(hù)管段的最大腐蝕速率達(dá)到7.11 mm/a，有緩蝕劑保護(hù)的彎頭處腐蝕速率最高達(dá)1.07 mm/a，說明在氣相和液相流速超過一定數(shù)值時(shí)，緩蝕劑的緩蝕率大大降低，但是相比較無緩蝕劑保護(hù)段，腐蝕速率還是要小得多，兩者相差了6～7倍。

通過流場(chǎng)耦合分析可知，管道內(nèi)氣液?jiǎn)蜗嘣诓煌课坏牧魉俅嬖谳^大的不均勻性。對(duì)比實(shí)際腐蝕情況，當(dāng)局部液相速度大于5 m/s時(shí)，腐蝕速率開始急劇增大(1.07 mm/a)，而處理廠內(nèi)輸送濕氣的管線，其流速達(dá)到10 m/s以上時(shí)，腐蝕速率卻并不高(0.02 mm/a)。主要原因是液體對(duì)管壁的剪切力遠(yuǎn)大于氣體，液體在彎頭、三通等處的流態(tài)及其復(fù)雜，同時(shí)液體有利于腐蝕介質(zhì)和電荷的傳遞，故液體在較低流速下就能產(chǎn)生較高的沖刷腐蝕。

圖3 井1管線示意Fig. 3 Schematic of pipeline in well No. 1

流場(chǎng)模擬結(jié)果(圖略)可知，井2管線中的流體流速高，氣相流速為10～13 m/s，在彎頭處流體流態(tài)由分層流轉(zhuǎn)變?yōu)橐合嗝撾x的混合流態(tài)，在流態(tài)變化和沖角最大的部位，沿著流速方向有大量的腐蝕坑，沖刷腐蝕結(jié)果和流場(chǎng)分布一致。

井3單井支線接入干線，單井支線沒有加注緩蝕劑，干線加注緩蝕劑。流場(chǎng)模擬結(jié)果(圖略)可知，干線在靠近支線內(nèi)側(cè)形成低流速區(qū)，支線中的液相(無緩蝕劑)貼內(nèi)壁流動(dòng)，在三通至下游位置形成3～5 m長的腐蝕溝。

通過對(duì)20余口單井流場(chǎng)分析和現(xiàn)場(chǎng)腐蝕檢測(cè)數(shù)據(jù)耦合，得到氣田混輸碳鋼管線的沖刷腐蝕速率與管內(nèi)流體流速的關(guān)聯(lián)擬合圖，如圖4所示。由圖4可見，在無緩蝕劑保護(hù)時(shí)，管線平均腐蝕速率較高，隨管內(nèi)流體流速的增大，腐蝕速率由1 mm/a逐步增至4～5 mm/a；當(dāng)流速為5～7 m/s時(shí)，沖刷腐蝕開始逐步占主導(dǎo)。在有緩蝕劑保護(hù)時(shí)，管線平均腐蝕速率非常低，隨管內(nèi)流體流速的增大，腐蝕速率由0.02 mm/a逐步增至1～1.5 mm/a；當(dāng)流速為3～8 m/s時(shí)，腐蝕速率整體非常低，當(dāng)流速為8～9 m/s時(shí)，緩蝕劑的緩蝕率開始降低，腐蝕速率增大，但仍較無緩蝕劑保護(hù)時(shí)小很多。

由圖4還可見，當(dāng)管內(nèi)流體流速為7.0～8.5 m/s時(shí)，腐蝕速率由穩(wěn)定區(qū)急劇上升至過渡區(qū)。受到緩蝕劑的吸附效率，CO2含量，液相速度，以及管徑、局部三通、彎、變徑部位流場(chǎng)的復(fù)雜性等多方面影響，臨界腐蝕速率的關(guān)聯(lián)流速在過渡區(qū)內(nèi)微小浮動(dòng)。同時(shí)，考慮到大部分工程設(shè)計(jì)時(shí)不會(huì)對(duì)局部流場(chǎng)進(jìn)行耦合分析，流體流速以均以直管內(nèi)流速計(jì)算，不會(huì)考慮彎頭、三通、變徑等部分流場(chǎng)的復(fù)雜性和不均勻性。因此，從工程應(yīng)用角度，建議在運(yùn)行過程中監(jiān)控和調(diào)整流速，使氣相平均流速不高于7 m/s，局部流速不高于8 m/s，液相流速不高于4 m/s。在以上流速條件下，即使局部位置沖刷腐蝕嚴(yán)重，也不會(huì)發(fā)生急劇的破壞性腐蝕，腐蝕速率一般不會(huì)超過0.5 mm/a。因此，上述流速控制條件對(duì)該氣田是一個(gè)有實(shí)踐意義臨界流速指標(biāo)，可應(yīng)用于該氣田混輸管道設(shè)計(jì)和指導(dǎo)日常生產(chǎn)運(yùn)行。

圖4 某氣田混輸碳鋼管線的沖刷腐蝕速率與管內(nèi)流體流速關(guān)系Fig. 4 Relationship between erosion corrosion rate and fluid velocity of mixed transport carbon steel pipeline in a gas field

5 結(jié)論和措施

(1) CO2腐蝕是該氣田集輸管線腐蝕的起因，管內(nèi)流體的高流速使緩蝕劑的吸附能力及緩蝕率降低，腐蝕加劇，腐蝕速率達(dá)正常腐蝕速率的3～8倍。

(2) 采用傳統(tǒng)沖刷模型計(jì)算的臨界沖蝕流速偏大，不適合用于該氣田。通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際腐蝕監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)和腐蝕位置流場(chǎng)耦合分析得出，應(yīng)控制氣相流速不高于7 m/s，液相流速不超過4 m/s，該流速控制標(biāo)準(zhǔn)可有效指導(dǎo)生產(chǎn)運(yùn)行和集輸管道設(shè)計(jì)，具有重要的實(shí)踐意義。

(3) 該氣田還可采取以下措施防范局部腐蝕發(fā)生：井口無緩蝕劑保護(hù)段使用316L、2205等耐蝕性較好的鋼材；將單井碳鋼管換成復(fù)合管，三通采用純不銹鋼內(nèi)襯+涂層過渡+檢查孔方案；改進(jìn)霧化頭配管方案。