圖 1 腐蝕監測方案示意
Figure 1. Schematic diagram of corrosion monitoring scheme
分享：20鋼地面管道在多元熱流體中的腐蝕行為評估
多元熱流體技術在稠油開采過程中具有顯著優勢,但多元熱流體地面集輸管道的腐蝕問題日趨嚴重。數據顯示,由腐蝕造成的地面管道失效案例占總案例的40%以上[1-3]。目前,針對多元熱流體的腐蝕問題研究多集中于注采管柱[4-8],而對地面管道的研究較少。黃強[9]對地面集輸管道在CO2/H2S/O2共存體系中的腐蝕機理進行了研究；李佳航等[10]對石油天然氣管道中CO2的腐蝕機制(包括化學反應、電化學反應和傳質過程)進行了深入討論,其研究對象的腐蝕環境與多元熱流體接近。董春蕾[11]根據腐蝕問題出現的原因,總結了地面管線常用的防腐蝕措施,有效提高了管線的運行能力,這些措施對多元熱流體集輸管線的防腐蝕方法具有借鑒意義,但并不能完全適用。綜上所述,對于多元熱流體地面管道的腐蝕研究還處于探索階段[12-13],因此開展多元熱流體地面管道腐蝕失效方面的研究具有重要意義。
作者結合新疆油田X井區的現場情況,先介紹了一種多元熱流體地面管線監測系統,該監測系統可對全管線的腐蝕情況進行動態監測。然后,根據監測結果,挑選了具有代表性的失效樣品進行分析,對多元熱流體地面管道的損傷程度和腐蝕行為進行了評估。根據評估結果討論了20鋼地面管道的腐蝕機理,并通過室內試驗進行了驗證,以期為后續防腐蝕工藝的實施提供理論指導。
1. 地面管道監測系統
1.1 腐蝕監測方案
為降低輸送成本,新疆油田X井區多元熱流體的注采工藝采用了集輸管線的運輸方式,即一個多元熱流體發生器同時用于多口稠油井[14]。為簡化系統,以5口井為例介紹腐蝕監測方案設計思路,圖1為腐蝕監測方案示意。選擇配氣量較大的3口井進行監測。由于多元熱流體出口管線、多通閥計量配氣管匯(深藍色線)、單井注汽管線(黑色線)均為注入階段流經管線,因此僅對靠近井口處的管線設置監測點,腐蝕監測點位于出口下游10 m范圍內；采出階段與注入階段管道內流體不同,且流體組分更加復雜,需要對單井采油管線(藍色線)、集油管線(黃色線)進行腐蝕監測,監測點位于出口下游10 m范圍內；同時,集油管線末端需設置腐蝕監測點,監測點位于末端上游10 m范圍內。對每個監測點采用腐蝕掛片方法進行動態監測。
1.2 腐蝕監測方法
采用帶壓開孔器對管線上的腐蝕監測掛片進行安裝和拆卸(油氣管道腐蝕掛片懸掛裝置主要由裝置主體、懸掛探桿、閘板閥、放空接頭等零部件構成),該方法已在新疆油田進行應用[15]。常規腐蝕掛片只能在地面管道停運狀態下安裝,操作復雜,且不能實現對管線的實時監測。而本方案中所用開孔器可在帶壓狀態下完成作業,因此可實現對管線的實時動態監測。同時,可通過腐蝕速率計算、化學成分分析等多種方法對掛片進行綜合評估。
腐蝕監測周期可根據需要進行調整,定期取出腐蝕掛片進行腐蝕損傷程度評估。腐蝕監測掛片材料與監測管線材料相同,以便于監測管線的真實腐蝕情況,評估腐蝕行為。
2. 腐蝕行為綜合評估
圖2是根據腐蝕監測數據挑選的具有代表性的失效管段。對該失效管段進行宏觀檢查、壁厚測量、組織觀察、腐蝕速率計算、化學成分分析、腐蝕產物分析,以綜合評估地面管道在多元熱流體中的腐蝕行為。由于失效管段與該處腐蝕監測掛片所處環境和所用材料均相同,因此腐蝕速率計算、化學成分分析、腐蝕產物分析都是針對腐蝕監測掛片進行的。
圖 2 根據腐蝕監測數據挑選的失效管段
Figure 2. Failed pipe section selected according to corrosion monitoring data
2.1 宏觀檢查
對失效管段進行宏觀檢查。結果表明,失效管段的管徑為114 mm、長107 mm,一側發生脹裂,脹裂側呈現黑色,脹裂側對立面仍可見綠色保護漆色；脹裂處最大張開口長217 mm、寬107 mm,距裂口660 mm處的管體位置處有環焊縫；管段上共有3處發生鼓包變形。該管段包含了目前地面管道失效的幾種行為(開裂、鼓包等),分析結果對其他失效管件也有一定的參考價值。
2.2 壁厚測量
在第二個鼓包位置將失效管段沿徑向切開,檢查發現：管件橫截面呈橢圓狀,且壁厚不均勻,最小壁厚為6.30 mm,如圖3(a)所示,最大壁厚為11.14 mm,如圖3(b)所示。最小壁厚值與最大壁厚值相差1倍,管體變形嚴重,不符合API中最小壁厚的要求[16]。從現場管道腐蝕的嚴重程度猜測管道失效的原因為氫腐蝕,但多元熱流體中腐蝕性氣體為CO2、O2,不會引起該類腐蝕。同時,氫腐蝕按腐蝕程度分為氫腐蝕、氫脆和氫蝕三個階段[17],管體具體處于何種階段,還需結合后續化學成分分析進行判斷。
圖 3 失效管段橫截面壁厚測量
Figure 3. Measurement of wall thickness on cross-section of failed pipe section: (a) minimum wall thickness; (b) maximum wall thickness
2.3 組織觀察
從失效管段的管體和裂口處取樣,進行組織觀察和分析,結果如圖4和表1所示。由圖4可見,失效樣品的管體組織為鐵素體(F)和珠光體(P)；裂口處組織中除了鐵素體和珠光體,還出現了貝氏體(B)；裂口附近組織還出現了魏氏組織(WF),這說明腐蝕區域管道的化學成分發生了變化,這也是管體發生崩裂失效的原因之一。由表1可知：失效管段組織中共有3類(A、B、D)夾雜物,夾雜物等級介于0.5~1.0,這些夾雜物會嚴重影響管道的力學性能。
圖 4 失效管段不同位置的顯微組織
Figure 4. Microstructure at different positions of the failed pipe section: (a) pipe body；(b) fracture; (c) near fracture
表 1 失效管段組織中的夾雜物
Table 1. Metallographic structure analysis results
| 取樣位置 | 非金屬夾雜物 | 組織 |
|---|---|---|
| 管體 | A0.5,B1.0,D1.0 | F+P |
| 裂口 | A0.5,B0.5,D1.0 | P+F+B(裂口)；P+F+B+WF(裂口附近) |
2.4 腐蝕速率計算
利用超景深光學顯微鏡觀察失效管段處腐蝕掛片的三維形貌,結果如圖5所示。考慮到曲率的影響[18],測量得到圖中最大蝕坑深度為148 μm,按照式(1)計算腐蝕速率。腐蝕掛片的腐蝕速率即為失效管段的腐蝕速率。結果表明,失效管段的腐蝕速率為8.206 mm/a。根據GB/T 18590－2001《金屬和合金的腐蝕點蝕評定方法》標準,該處管道腐蝕情況極為嚴重。
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(1) |
式中：Rpit為腐蝕速率,mm/a；dm為蝕坑最大深度,mm；t為腐蝕時間,d。
圖 5 失效管段處腐蝕掛片的三維形貌
Figure 5. 3D morphology of corrosion coupon at the failed pipe section
2.5 化學成分分析
使用ARL4460型直讀光譜儀測量失效管段處腐蝕掛片的各元素含量,結果見表2。由表2可見,掛片中各元素含量均符合GB/T 699－2015《優質碳素結構鋼》標準中對20鋼的要求,這說明該管段并未進入氫蝕階段。但其碳含量已經到達了標準的臨界值,這說明如果腐蝕反應繼續進行,管段就會進入氫蝕階段。綜合判斷失效管道處于氫脆向氫蝕轉化的階段。
表 2 失效管段處腐蝕掛片的化學成分
Table 2. Chemical composition of corrosion coupon at the failed pipe section
| 試樣和標準 | 質量分數/% | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| C | Si | Mn | P | S | Cr | Ni | Cu | |
| 掛片 | 0.17 | 0.27 | 0.52 | 0.022 0 | 0.008 5 | 0.023 | 0.007 9 | 0.007 1 |
| GB/T 699－2015 | 0.17~0.23 | 0.17~0.37 | 0.35~0.65 | <0.035 | <0.035 | <0.25 | <0.30 | <0.25 |
2.6 腐蝕產物分析
圖6為失效管段處腐蝕掛片的表面形貌。從圖6(a)中可以觀察到腐蝕產物有明顯的坑洞,且坑洞附近區域較為完好,相對比較光滑和致密。將該腐蝕坑區域放大后,可以觀察到腐蝕產物排列不均,顆粒大小也不一致,如圖6(b)所示。這說明管道局部腐蝕比較嚴重,且腐蝕后形成了不同的腐蝕產物膜,腐蝕產物膜出現了明顯的分層。
圖 6 失效管段處腐蝕掛片的表面形貌
Figure 6. Surface morphology of corrosion coupon at the failed pipe section: (a) low magnification; (b) high magnification
將樣品沿橫截面切開后,觀察其截面形貌,結果如圖7所示。在圖7(a)中可以更清楚地觀察到腐蝕產物的分層現象。對圖中腐蝕產物放大后可以發現：腐蝕產物膜下部區域中存在孔洞,這些孔洞導致了腐蝕坑的形成；腐蝕產物膜有兩種顏色,代表兩種不同的物質,這兩種物質由不同的腐蝕反應產生。
圖 7 失效管段處腐蝕掛片的截面形貌
Figure 7. Cross-sectional morphology of corrosion coupon at the failed pipe section: (a) low magnification; (b) high magnification
2.7 腐蝕原因分析
多元熱流體是天然氣、柴油或原油、空氣和水在燃燒室中密閉燃燒后產生的高壓混合氣體,主要成分是CO2、N2、H2O。其中,CO2和H2O會參與到地面管道的腐蝕反應[19]。在燃燒不完全情況下,剩余的氧氣會嚴重腐蝕地面管道[20]。在多元熱流體中20鋼管道先發生了二氧化碳腐蝕,然后發生氧腐蝕。
（1）二氧化碳腐蝕
陽極反應：
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(2) |
陰極反應：
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(3) |
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(4) |
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(5) |
總反應：
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(6) |
正常情況下鐵與二氧化碳的反應會到此結束,但由于井筒中存在氧氣,加之高溫環境的影響,碳酸亞鐵會與氧氣反應生成疏松多孔的三氧化二鐵,反應方程式見式(7)。這與化學成分分析中碳元素含量的測量結果是一致的。
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(7) |
（2）氧腐蝕
陽極反應見式(2)。
陰極反應：
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(8) |
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(9) |
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(10) |
總反應：
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(11) |
在氧氣腐蝕管道的過程中,隨著腐蝕時間的延長,H2含量會逐漸增加。H2會對管道造成氫腐蝕,長期的氫腐蝕會使管道的力學性能急劇下降。
3. 室內試驗驗證
3.1 試驗過程
為了探究氫腐蝕成因,選取20鋼為試樣,進行了動態腐蝕模擬試驗[21]。采用控制變量法在不同試驗條件下對試樣進行腐蝕速率評價,以評估不同類型氣體(CO2和O2)對腐蝕速率的影響程度。試驗介質為模擬油田水,總壓為6 MPa,溫度分別為40、60、80、100、120、140 ℃,流速為0.4m/s、時間為24 h。
共設置5組試驗,包括1組對照組和4組試驗組,各組試驗參數的設置如下：
（1）對照組：僅采用N2作為試驗氣體,CO2分壓為0 MPa、O2分壓為0 MPa;
（2）試驗組1：采用單一CO2氣體,CO2分壓為1 MPa、O2分壓為0 MPa;
（3）試驗組2：采用單一O2氣體,CO2分壓為0 MPa、O2分壓為1 MPa;
（4）試驗組3：采用混合氣體,CO2分壓為0.2 MPa、O2分壓為0.8 MPa;
（5）試驗組4：采用混合氣體,CO2分壓為0.8 MPa、O2分壓為0.2 MPa。
3.2 試驗結果
圖8為不同試驗條件下20鋼的腐蝕速率。在試驗組1中當參與反應氣體僅為CO2時,腐蝕速率隨溫度呈先增加后降低的趨勢。這是由于溫度的升高,分子運動速度加快,所以腐蝕速率增大；但當溫度到達臨界點(80 ℃左右)時,CO2在水中的溶解度隨溫度升高明顯降低,因此腐蝕速率開始減小。試驗組2~4與試驗組1中,腐蝕速率隨溫度的變化趨勢不同。試驗組2~4中,隨溫度升高,腐蝕速率均呈現不同幅度的增大,這是由于這3組試驗中O2對腐蝕速率的影響占主導作用,而溫度對其溶解度的影響較小。對比試驗組1與試驗組2~4可得,O2對腐蝕速率的影響比CO2大,隨著O2含量的增加,腐蝕速率明顯增大,這與腐蝕過程的推測結果一致。
圖 8 不同試驗條件下20鋼的腐蝕速率
Figure 8. Corrosion rates of 20 steel under different test conditions
4. 結論與建議
（1）結合新疆油田X井區地面集輸管道特點,設計了地面管道監測方案；采用的腐蝕掛片監測方法可實現對管線的實時動態監測。
（2）綜合評估結果表明,20鋼地面管道在多元熱流體中腐蝕嚴重；表面顯微組織中觀察到貝氏體和魏氏組織,管道中碳含量減少；腐蝕產物主要成分為Fe2O3和Fe3O4。
（3）結合地面管道腐蝕行為的評估結果,對腐蝕機理進行了研究；在多元熱流體中20鋼管道先發生了二氧化碳腐蝕,然后發生氧腐蝕；反應物中O2對腐蝕速率的影響最大,并通過室內試驗驗證了這一結論。
文章來源——材料與測試網
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