劉曉林 慕學東 李營波 相 振 趙海濱

中國石化勝利油田分公司 東辛采油廠 （山東 東營 257000）

Y11-2計量站接收11口油井的來油，其原油外輸管線連接干線爐，再由干線爐輸送至Y11-3計量站。Y11-2計量站至干線爐輸油管線總長500m,該條管線報廢，更換為Φ114.3×5無縫20鋼鋼管焊接而成的管線。新管線采用黃夾克作外防腐保溫，管線內壁未作防腐處理。管線投產3個月內穿孔70余處，嚴重影響生產。為分析清楚該條管線頻繁穿孔的原因，在現(xiàn)場調查宏觀分析的基礎上，對該條管線的化學成分、金相組織、輸送液體組分以及腐蝕速率進行了實驗。

1 宏觀腐蝕形貌分析

在該管線腐蝕較為嚴重的一段上截取500mm作為樣品進行分析。沿管線軸向將樣品剖開，管線腐蝕情況（圖 1）。

仔細觀察可以發(fā)現(xiàn)，管道底部有結垢現(xiàn)象，腐蝕均發(fā)生于管線底部結垢的區(qū)域內，結垢區(qū)域以外金屬表面完好，沒有明顯的腐蝕跡象。腐蝕的形態(tài)為坑蝕或槽狀，每一個腐蝕坑或槽近似于橢圓形，橢圓的長軸平行于管道軸線方向，腐蝕坑沿管道軸線方向線性分布。

圖1 管線宏觀腐蝕形貌

2 材料分析

2.1 材料化學成分分析

對管線腐蝕區(qū)域附近取樣，進行材料化學成分分析（表 1）。

表1 管線材料化學成分

管線材料化學成分分析結果表明，該條管線的化學成分符合20號鋼的要求，是合格的。

2.2 材料金相組織分析

管線腐蝕區(qū)域附近金相組織(圖2)，圖2中a是放大200倍的金相圖，b是放大400倍的金相圖。

該金相圖是典型低碳鋼正火狀態(tài)的金相組織，白色部分為鐵素體，黑色部分為珠光體[1]。因20鋼含碳量較低，鐵素體量較多，晶粒內的塊狀與晶界的網(wǎng)狀鐵素體連成一片，無法分清晶粒內與晶界，這時呈現(xiàn)出的是一個不規(guī)則的塊狀鐵素體晶粒。黑色的珠光體是由鐵素體薄層和滲碳體薄層交替重疊的層狀復相物。由金相圖分析知，這條輸油管線的金相組織正常,未發(fā)現(xiàn)組織不均勻或含有雜質的異?，F(xiàn)象。

圖2 管線金相組織

3 輸送液體的腐蝕性分析

3.1 輸送液組分分析

對管線輸送液體進行分析（表2）。

油田采出液的腐蝕性通常用礦化度來描述，按造成腐蝕的程度，一般把采出液分為3個等級，即礦化度小于12 000mg/L的稱為輕腐蝕采出液；礦化度在12 000～20 000mg/L之間的稱為中腐蝕采出液；礦化度大于20 000mg/L的稱為重腐蝕采出液。該管線輸送的液體的礦化度為49 350.0mg/L，屬重腐蝕采出液。

研究表明：油田采出液中的溶解鹽類顯著影響其腐蝕性，不同的陰離子和陽離子對水的腐蝕程度也不同。若陽離子相同，則在相同礦化度情況下，陰離子的腐蝕速率與離子滲透能力有關，離子滲透能力強，則破壞保護層的能力強，腐蝕速率就高。通常，陰 離 子 對 腐 蝕 速 率 的 影 響 的 順 序 為 ：Cl-＞Br-＞F-＞SO42-＞NO3-＞PO43-。該管線輸送的液體的 Cl-含量為29 289.0mg/L，濃度較大，所以該液體腐蝕性較強。

該管線輸送的液體中CO2濃度為40mg/L，CO2氣體本身不具有腐蝕性,與水互相作用，使水的pH值降低，從而使水呈現(xiàn)出腐蝕性，是該管線腐蝕的重要因素。

表2 管線輸送液組分

3.2 腐蝕速率測試

以管線輸送液體作為介質，以A3鋼標準試片作為標準試樣，使用EG&G-PAR263A恒電位儀[2,3]，測試管線輸送液體腐蝕速率（圖3）。

圖3 A3鋼在管線輸送液體中的腐蝕測試

由圖3可知，A3鋼標準試片在管線輸送液體中的自腐蝕電位約為-0.745v，自腐蝕電流密度約為8×10-4A/cm2,腐蝕速率為0.1469mm/a，超過其標準要求0.076mm/a較多,由此可以看出管線內輸送的液體介質對碳鋼具有較強的腐蝕性，與對液體組分分析結果吻合。

4 失效原因分析

（1）由該管線軸向剖面的腐蝕形貌分析可知，管道底部存在著連續(xù)或間斷的深淺不一的腐蝕坑，呈軸向分布，有的覆蓋有腐蝕產物，有的呈現(xiàn)金屬光澤，管道底部未腐蝕區(qū)域有結垢現(xiàn)象，管線中上部則無明顯結垢情況。此情況與管線輸送介質、流體流速相關，管線輸送介質為油、水混合物，經(jīng)測定含水70%，輸送過程中，油、水將出現(xiàn)分層現(xiàn)象，液體處于層流狀態(tài)，此時，管線底部為水，上部為油。管道底部直接接觸高礦化度水，容易發(fā)生腐蝕、結垢現(xiàn)象。

（2）根據(jù)現(xiàn)場測得的數(shù)據(jù)，管線內平均壓力0.4 MPa,溫度為40℃，由于管線輸送介質為油井采出液，液體中含有細小的砂粒等固體雜質，在液體流速較低的情況下，砂粒在重力作用下沉積于管道的底部，并不停地沖刷管道的底部，將部分鋼形成的保護膜（垢層）破壞，裸露出不連續(xù)的金屬基體。

（3）由該管線輸送液體的組分分析和腐蝕速率測試結果可知，該液體具有較高的Cl-含量及礦化度，屬重腐蝕采出液，具有較強的腐蝕性。被砂粒沖刷出的裸露金屬與腐蝕性介質接觸形成大陰極、小陽極的微觀和宏觀電解池。其中，裸露金屬為電解池陽極，垢層為陰極，采出液為電解液，從而形成電化學腐蝕。同時，由于采出液Cl-含量高，且具有較強的穿透能力，也會破壞形成的腐蝕產物膜，使腐蝕產物膜無法形成有效的阻礙作用，這些因素會導致腐蝕速率進一步提高。

（4）與該條管路中未更換的管線對比發(fā)現(xiàn)，雖然輸送相同的液體，但其他使用時間較長的管線沒有短時間內頻繁穿孔的現(xiàn)象。這說明幾年前采出液的含水率不高，礦化度和腐蝕性離子的濃度也不高，使用時間較長的管線能逐漸形成連續(xù)的較厚的腐蝕產物膜，盡管近幾年采出液的含水率上升較快，礦化度和腐蝕性離子的濃度也升高了，但由于腐蝕產物膜的保護，沒有出現(xiàn)頻繁穿孔現(xiàn)象。但是該條新投產的管線中能起保護性作用的連續(xù)覆蓋的腐蝕產物膜卻難以形成，造成腐蝕特別是點蝕加劇，引起頻繁腐蝕穿孔。

5 結論與建議

（1）該輸油管線材料化學成分及金相組織符合標準要求。

（2）采出液含水率較高，Cl-含量及礦化度較高，具有較強的腐蝕性。

（3）由于近幾年采出液含水升高，而且含砂等固體雜質，是造成該新投管線未能形成有效腐蝕產物膜，本管段腐蝕嚴重而其余管線腐蝕較輕的原因。

（4）建議相關部門加強管線輸送液體組分及腐蝕速率的監(jiān)控，建立數(shù)據(jù)庫，并以此為依據(jù)確定更換何種管線，采取何種措施，避免發(fā)生頻繁穿孔，影響正常生產。

[1]唐孝杰,張菁.鋼的熱處理組織分析[J].理化檢驗一物理分冊,1997,33(5):43-46.

[2]姜玲.Φ115×4輸油管線穿孔原因分析[J].石油工業(yè)技術監(jiān)督,2005,21(1):15-18.

[3]何磊.油水污水組分對其腐蝕性能的影響研究[D].廣州:華南理工大學,2010.