多元熱流體技術在稠油開采過程中具有顯著優(yōu)勢,但多元熱流體地面集輸管道的腐蝕問題日趨嚴重。數(shù)據(jù)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(zhì)過程)進行了深入討論,其研究對象的腐蝕環(huán)境與多元熱流體接近。董春蕾[11]根據(jù)腐蝕問題出現(xiàn)的原因,總結(jié)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(jié)合新疆油田X井區(qū)的現(xiàn)場情況,先介紹了一種多元熱流體地面管線監(jiān)測系統(tǒng),該監(jiān)測系統(tǒng)可對全管線的腐蝕情況進行動態(tài)監(jiān)測。然后,根據(jù)監(jiān)測結(jié)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(jù)評估結(jié)果討論了20鋼地面管道的腐蝕機理,并通過室內(nèi)試驗進行了驗證,以期為后續(xù)防腐蝕工藝的實施提供理論指導。 

1.   地面管道監(jiān)測系統(tǒng)

1.1   腐蝕監(jiān)測方案

為降低輸送成本,新疆油田X井區(qū)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(fā)生器同時用于多口稠油井[14]。為簡化系統(tǒng),以5口井為例介紹腐蝕監(jiān)測方案設計思路,圖1為腐蝕監(jiān)測方案示意。選擇配氣量較大的3口井進行監(jiān)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(jīng)管線,因此僅對靠近井口處的管線設置監(jiān)測點,腐蝕監(jiān)測點位于出口下游10 m范圍內(nèi)；采出階段與注入階段管道內(nèi)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(jiān)測,監(jiān)測點位于出口下游10 m范圍內(nèi)；同時,集油管線末端需設置腐蝕監(jiān)測點,監(jiān)測點位于末端上游10 m范圍內(nèi)。對每個監(jiān)測點采用腐蝕掛片方法進行動態(tài)監(jiān)測。 

圖  1  腐蝕監(jiān)測方案示意

Figure  1.  Schematic diagram of corrosion monitoring scheme

1.2   腐蝕監(jiān)測方法

采用帶壓開孔器對管線上的腐蝕監(jiān)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(gòu)成),該方法已在新疆油田進行應用[15]。常規(guī)腐蝕掛片只能在地面管道停運狀態(tài)下安裝,操作復雜,且不能實現(xiàn)對管線的實時監(jiān)測。而本方案中所用開孔器可在帶壓狀態(tài)下完成作業(yè),因此可實現(xiàn)對管線的實時動態(tài)監(jiān)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(jiān)測周期可根據(jù)需要進行調(diào)整,定期取出腐蝕掛片進行腐蝕損傷程度評估。腐蝕監(jiān)測掛片材料與監(jiān)測管線材料相同,以便于監(jiān)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(jù)腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)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(chǎn)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(jiān)測掛片所處環(huán)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(chǎn)物分析都是針對腐蝕監(jiān)測掛片進行的。 

圖  2  根據(jù)腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)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(jié)果表明,失效管段的管徑為114 mm、長107 mm,一側(cè)發(fā)生脹裂,脹裂側(cè)呈現(xiàn)黑色,脹裂側(cè)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(huán)焊縫；管段上共有3處發(fā)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(jié)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(fā)現(xiàn)：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(xiàn)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(jié)合后續(xù)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(jié)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(xiàn)了貝氏體(B)；裂口附近組織還出現(xiàn)了魏氏組織(WF),這說明腐蝕區(qū)域管道的化學成分發(fā)生了變化,這也是管體發(fā)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

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(jié)果如圖5所示?？紤]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(jié)果表明,失效管段的腐蝕速率為8.206 mm/a。根據(jù)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。 

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(jié)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(yōu)質(zhì)碳素結(jié)構(gòu)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(jīng)到達了標準的臨界值,這說明如果腐蝕反應繼續(xù)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(zhuǎn)化的階段。 

2.6   腐蝕產(chǎn)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(chǎn)物有明顯的坑洞,且坑洞附近區(qū)域較為完好,相對比較光滑和致密。將該腐蝕坑區(qū)域放大后,可以觀察到腐蝕產(chǎn)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(chǎn)物膜,腐蝕產(chǎn)物膜出現(xiàn)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(jié)果如圖7所示。在圖7(a)中可以更清楚地觀察到腐蝕產(chǎn)物的分層現(xiàn)象。對圖中腐蝕產(chǎn)物放大后可以發(fā)現(xiàn)：腐蝕產(chǎn)物膜下部區(qū)域中存在孔洞,這些孔洞導致了腐蝕坑的形成；腐蝕產(chǎn)物膜有兩種顏色,代表兩種不同的物質(zhì),這兩種物質(zhì)由不同的腐蝕反應產(chǎn)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(chǎn)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(fā)生了二氧化碳腐蝕,然后發(fā)生氧腐蝕。 

（1）二氧化碳腐蝕 

陽極反應： 

陰極反應： 

總反應： 

正常情況下鐵與二氧化碳的反應會到此結(jié)束,但由于井筒中存在氧氣,加之高溫環(huán)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(jié)果是一致的。 

（2）氧腐蝕 

陽極反應見式(2)。 

陰極反應： 

總反應： 

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(nèi)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(tài)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(zhì)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(shù)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(jié)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(xiàn)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(jié)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(jié)論與建議

（1）結(jié)合新疆油田X井區(qū)地面集輸管道特點,設計了地面管道監(jiān)測方案；采用的腐蝕掛片監(jiān)測方法可實現(xiàn)對管線的實時動態(tài)監(jiān)測。 

（2）綜合評估結(jié)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(chǎn)物主要成分為Fe2O3和Fe3O4。 

（3）結(jié)合地面管道腐蝕行為的評估結(jié)果,對腐蝕機理進行了研究；在多元熱流體中20鋼管道先發(fā)生了二氧化碳腐蝕,然后發(fā)生氧腐蝕；反應物中O2對腐蝕速率的影響最大,并通過室內(nèi)試驗驗證了這一結(jié)論。

文章來源——材料與測試網(wǎng)