馮 勝，曲偉首，金 磊，張傳旭，王海鋒

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油（天津）管道工程技術(shù)有限公司，天津300452）

海底管道是海洋油氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中輸送油、氣、水的重要設(shè)施［1］。海底管道在運(yùn)行過(guò)程中通常會(huì)受到內(nèi)部流體介質(zhì)和外部環(huán)境介質(zhì)的腐蝕，管道壁厚會(huì)均勻減薄或形成腐蝕坑、洞、槽等體積型缺陷，管道的承壓能力也會(huì)隨之降低。當(dāng)腐蝕發(fā)展到一定程度，海管的承壓能力低于運(yùn)行壓力時(shí)，海管就會(huì)發(fā)生破裂，進(jìn)而引發(fā)輸送介質(zhì)泄漏等嚴(yán)重后果［2］。漏磁、超聲波等檢測(cè)方法可以獲得海底管道的腐蝕等缺陷數(shù)據(jù)，然而這些檢測(cè)方法一方面成本較高，且由于運(yùn)行環(huán)境復(fù)雜，獲得的數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性常常不夠；另一方面很多海底管道由于設(shè)計(jì)、設(shè)施、運(yùn)行工況等方面的原因，無(wú)法進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)［3-5］。在實(shí)際情況中，棄置回收的海底管道較為少見(jiàn)，若能對(duì)因各種原因回收的海底管道或其管段進(jìn)行研究，可以更直接準(zhǔn)確地得到整條管線的腐蝕狀況，這對(duì)于該條管線乃至同類管線的腐蝕控制和運(yùn)行管理將具有重要指導(dǎo)意義［2］。

某海上油田因陸地終端搬遷，棄置了原來(lái)向陸地輸送該油田所產(chǎn)原油的海底管道，并新建了一條通往新終端的海底油水混輸管道。本工作以該油田棄置的海底油水混輸管道的回收管段為研究對(duì)象，通過(guò)對(duì)回收管段宏觀檢查、理化檢驗(yàn)、腐蝕產(chǎn)物成分分析、剩余壁厚測(cè)量，并結(jié)合輸送介質(zhì)成分分析、室內(nèi)腐蝕模擬試驗(yàn)對(duì)該海管的腐蝕情況進(jìn)行研究，評(píng)估回收管段的腐蝕剩余強(qiáng)度和剩余壽命，為新建海底油水混輸管道的腐蝕控制和運(yùn)行管理提供可靠依據(jù)。目前回收的海底混輸管道或管段極少，本工作將豐富完善管道相關(guān)人員對(duì)海底油水混輸管道內(nèi)腐蝕的認(rèn)識(shí)，以期為同類管道的腐蝕防護(hù)與控制提供參考。

1 棄置海管的基礎(chǔ)信息

原海底混輸管道為連接海上平臺(tái)和陸地終端的油、水混輸管道，設(shè)計(jì)壓力9.6 MPa，設(shè)計(jì)溫度78℃，設(shè)計(jì)壽命25 a，1999年投產(chǎn)，2017年因陸地終端搬遷而停用。原海底混輸管道為雙層保溫管結(jié)構(gòu)，如圖1所示，由外到內(nèi)依次為3PE防腐蝕層、外鋼管、PUF保溫層、內(nèi)鋼管。該海管在水平管段和立管段外壁設(shè)置有鋁基犧牲陽(yáng)極，內(nèi)壁無(wú)任何防腐蝕措施。海管的參數(shù)見(jiàn)表1。

圖1 棄置海底油水混輸管道的結(jié)構(gòu)（縱向剖面圖）Fig.1 Structure of abandoned subsea oil-water mixed pipeline（longitudinal section）

表1 棄置海底油水混輸管道的各項(xiàng)參數(shù)Tab.1 Parameters of abandoned subsea oil-water mixed pipeline

2 回收管段的檢測(cè)結(jié)果

2.1 防腐蝕層的宏觀檢測(cè)結(jié)果

由圖2可見(jiàn)：回收管段的3PE防腐蝕層（簡(jiǎn)稱3PE層）基本完好，沿軸向的劃痕經(jīng)確認(rèn)為管段回收過(guò)程中拖拉劃擦所致。3PE層外壁分布有沿軸向呈帶狀的海生物附著物和海泥。采用電火花測(cè)漏儀對(duì)3PE層進(jìn)行漏點(diǎn)檢測(cè)，未發(fā)現(xiàn)漏點(diǎn)。檢測(cè)結(jié)果表明：棄置海底混輸管道未發(fā)生外腐蝕。

圖2 回收管段3PE層的宏觀形貌Fig.2 Macro morphology of the 3PE layer of the recycling pipe

2.2 管道內(nèi)壁宏觀形貌

由圖3可見(jiàn)：回收管段內(nèi)管內(nèi)壁基本都分布著一層灰黑色的腐蝕產(chǎn)物，部分區(qū)域呈鱗片狀剝離脫落。

圖3 回收管段內(nèi)管內(nèi)壁的宏觀腐蝕形貌Fig.3 Macro corrosion morphology of the inner wall of the inner tube of the recycling pipe

由圖4可見(jiàn)：管道頂部呈苔蘚狀的均勻腐蝕，無(wú)明顯較深的腐蝕溝槽和腐蝕坑；管道底部有灰黑色垢狀物質(zhì)緊緊結(jié)合在管壁上。管道頂部和底部的腐蝕形貌明顯不同，這是因?yàn)闂壷煤５谆燧敼艿垒斔徒橘|(zhì)的含水率約為60%，由于水比油重，輸送過(guò)程中油水分層，原油在上而水在下，水中的固體物質(zhì)沉積或離子發(fā)生結(jié)垢而沉積在管道底部，就形成了圖4（b）所示的形貌。

圖4 去除腐蝕產(chǎn)物后內(nèi)管內(nèi)壁的宏觀形貌Fig.4 Macro morphology of top（a）and bottom（b）of the inner wall of the inner tube after removal of corrosion products

2.3 理化檢驗(yàn)

2.3.1 力學(xué)性能

采用Z600雙立柱萬(wàn)能材料試驗(yàn)機(jī)，按照ASTM A370－17a《鋼產(chǎn)品力學(xué)性能試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法和定義》，對(duì)回收管段的外管管體、焊接接頭和內(nèi)管管體進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表2，可見(jiàn)棄置海管的拉伸性能符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表2 回收管段的拉伸性能Tab.2 Tensile properties of the recycling pipe

采用PSW750擺錘沖擊試驗(yàn)機(jī)，按照ASTM E23－18《金屬材料切口試棒沖擊測(cè)試的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》，對(duì)回收管段的外管管體、焊接接頭焊縫中心和內(nèi)管管體進(jìn)行沖擊試驗(yàn)。沿鋼管的橫向取樣，試樣尺寸為55 mm×10 mm×7.5 mm，V型缺口，試驗(yàn)溫度為－15℃，結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可見(jiàn)，棄置海管的沖擊性能符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表3 回收管段的沖擊性能Tab.3 Impact performance of the recycling pipe

2.3.2 化學(xué)成分

采用SPECTROLAB直讀光譜儀，按照ASTM E415－17《碳素鋼和低合金鋼火花源原子發(fā)射真空光譜分析標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》，對(duì)回收管段的外管和內(nèi)管管體進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果見(jiàn)表4，可見(jiàn)棄置海管的化學(xué)成分符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表4 回收管段的化學(xué)成分Tab.4 Chemical composition of the recycling pipe%

2.3.3 硬度

采用TUKON維氏硬度試驗(yàn)機(jī)，按照ASTM E384－17《材料的努氏和維氏硬度標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》，對(duì)回收管段的外管管體、焊接接頭和內(nèi)管管體進(jìn)行硬度檢驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表5，可見(jiàn)棄置海管的硬度符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.3.4 顯微組織

取樣對(duì)回收管段的外管管體、焊接接頭和內(nèi)管管體進(jìn)行預(yù)磨拋光，再用4%（體積分?jǐn)?shù)，下同）硝酸酒精溶液侵蝕，采用Zeiss金相倒置顯微鏡，按照GB／T 6394－2017《金屬平均晶粒度測(cè)定方法》、GB／T 13298－2015《金屬顯微組織檢驗(yàn)方法》和GB／T 13299－1991《鋼的顯微組織檢驗(yàn)方法》等標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行金相檢驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表6，可見(jiàn)棄置海管的組織均符合要求。

表5 回收管段的維氏硬度（HV10）Tab.5 Vickers hardness of the recycling pipe

表6 回收管段的金相檢驗(yàn)結(jié)果Tab.6 Metallographic test results of the recycling pipe

2.4 剩余壁厚

采用超聲測(cè)厚儀按照網(wǎng)格點(diǎn)（軸向相距10 cm、環(huán)向相距45°）依次對(duì)回收管段的外管和內(nèi)管進(jìn)行剩余壁厚測(cè)量。結(jié)果表明：外管的剩余壁厚為12.05～12.66 mm，剩余壁厚較均勻，壁厚減薄很小。內(nèi)管的剩余壁厚在9點(diǎn)→12點(diǎn)→3點(diǎn)位置約為14.00 mm，而在3點(diǎn)→6點(diǎn)→9點(diǎn)位置則顯著小于14.00 mm，且6點(diǎn)鐘方向的剩余壁厚最小，僅為10.02 mm（對(duì)應(yīng)最大腐蝕深度為4.28 mm），這表明棄置海管的內(nèi)腐蝕情況是管底比管頂嚴(yán)重很多。

2.5 腐蝕產(chǎn)物成分

取回收管段的內(nèi)管內(nèi)壁底部的腐蝕產(chǎn)物，進(jìn)行EDS、XRD分析，結(jié)果見(jiàn)表7和圖5。EDS結(jié)果表明，回收管段的內(nèi)管內(nèi)壁底部腐蝕產(chǎn)物中除含有大量的C、O、Fe元素外，S元素含量也很高。S元素含量很高說(shuō)明H2S或細(xì)菌參與了腐蝕［6-7］。由于該海管入口端的氣體組分中并未檢測(cè)到H2S，因此腐蝕產(chǎn)物中的S元素來(lái)自于細(xì)菌腐蝕。XRD結(jié)果表明，腐蝕產(chǎn)物主要成分為FeCO3，還含有SiO2、FeS和FeS2等物質(zhì)。FeCO3是碳鋼CO2腐蝕的產(chǎn)物，SiO2是泥沙的主要成分，F(xiàn)eS和FeS2是細(xì)菌腐蝕的產(chǎn)物。這表明該海底油水混輸海管內(nèi)腐蝕主要是CO2腐蝕，但也存在細(xì)菌腐蝕和固體顆粒物質(zhì)（如泥沙、腐蝕產(chǎn)物等）沉積導(dǎo)致的垢下腐蝕。此外，腐蝕產(chǎn)物中含有Ca等元素，可能是水中的離子發(fā)生結(jié)垢而沉積，也可能是水中的Ca2＋等陽(yáng)離子在腐蝕產(chǎn)物FeCO3形成過(guò)程中取代Fe2＋溶入晶格致使腐蝕產(chǎn)物中所致。Ca2＋等陽(yáng)離子參與形成的腐蝕產(chǎn)物疏松多孔，會(huì)降低腐蝕產(chǎn)物層對(duì)碳鋼表面的保護(hù)作用，從而使腐蝕速率顯著加快并誘發(fā)局部腐蝕［8-9］。

表7 內(nèi)壁底部腐蝕產(chǎn)物的EDS分析結(jié)果Tab.7 EDSanalysis results of corrosion products at the bottom of the inner wall

圖5 內(nèi)壁管底腐蝕產(chǎn)物的XRD圖譜Fig.5 XRD pattern of corrosion products at the bottom of the inner wall

3 輸送介質(zhì)

棄置海底混輸管道輸送的介質(zhì)為原油和生產(chǎn)水的混合物，其中生產(chǎn)水的性質(zhì)對(duì)碳鋼管道的腐蝕具有決定性的影響，因此取該油田新海底混輸管道出口端輸送介質(zhì)油水分離后的水樣進(jìn)行分析。

3.1 水質(zhì)

利用p H電導(dǎo)率儀、離子色譜儀、電位滴定儀等設(shè)備，按照SY／T 5523－2016《油田水分析方法》，對(duì)水樣進(jìn)行分析，結(jié)果見(jiàn)表8。分析結(jié)果表明：生產(chǎn)水脫除CO2后的p H為7.9，呈弱堿性，為NaHCO3型，總礦化度較高，為4 943.93 mg／L，總硬度為5.99 H，永久硬度為0，暫時(shí)硬度為5.99 HT，總堿度為26.98 A。且水中含有Ca2＋、Sr2＋、Ba2＋、SO42－、HCO3－等離子，有必要對(duì)水樣進(jìn)行結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)。

3.2 結(jié)垢預(yù)測(cè)

依據(jù)SY／T 0600－2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》，按照水質(zhì)分析結(jié)果并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況，進(jìn)行水質(zhì)的結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)評(píng)估。結(jié)果表明：該水質(zhì)有CaCO3和BaSO4結(jié)垢趨勢(shì)。管道中若產(chǎn)生結(jié)垢，很可能會(huì)導(dǎo)致垢下腐蝕，從而加速腐蝕。

3.3 細(xì)菌測(cè)試

按照SY／T 5329－2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》和SY／T 0532－2012《油田注入水細(xì)菌分析方法絕跡稀釋法》，取水樣在65℃保溫箱中培養(yǎng)14 d，進(jìn)行硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細(xì)菌（FB）和腐生菌（TGB）的培養(yǎng)測(cè)試。結(jié)果表明，水樣中含有SRB和TGB，這與腐蝕產(chǎn)物中S元素含量很高且成分中有FeS、FeS2的結(jié)果一致，即棄置海底混輸管道存在細(xì)菌腐蝕。

3.4 腐蝕模擬試驗(yàn)

按照SY／T 0026－1999《水腐蝕性測(cè)試方法》，取該油田新海底混輸管道出口端輸送介質(zhì)油水分離后的水樣為腐蝕溶液，從回收管段的內(nèi)管取樣制成掛片，以現(xiàn)場(chǎng)工況為試驗(yàn)條件，進(jìn)行腐蝕模擬試驗(yàn)，測(cè)定原海管的腐蝕速率。試驗(yàn)裝置為TFCZ－25／250型磁力驅(qū)動(dòng)反應(yīng)釜，試驗(yàn)的溫度為65℃，總壓力為2.2 MPa，CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.25%，轉(zhuǎn)速為80 r／mim（對(duì)應(yīng)的介質(zhì)流速約為0.6 m／s），試驗(yàn)時(shí)間為120 h。試驗(yàn)前先通CO2氣體1 h除氧并使腐蝕溶液飽和。采用ZEISS掃描電鏡進(jìn)行微觀形貌觀察，用OXFORD電子能譜儀（EDS）分析腐蝕產(chǎn)物的成分。

腐蝕模擬試驗(yàn)結(jié)果表明，掛片的腐蝕速率為0.247 3 mm／a，屬于高度腐蝕，這表明該油田海底混輸管道輸送的介質(zhì)具有高度腐蝕性。由圖6可見(jiàn)：經(jīng)過(guò)腐蝕模擬試驗(yàn)后，掛片表面呈現(xiàn)出黑褐色，有一層腐蝕產(chǎn)物附著，與圖4所示的回收海管內(nèi)腐蝕宏觀形貌類似，由于試驗(yàn)時(shí)間較短，掛片表面沒(méi)有形成明顯的垢狀物質(zhì)沉積；清洗后，掛片表面呈現(xiàn)出均勻腐蝕，沒(méi)有腐蝕坑等局部腐蝕特征。由圖7可見(jiàn)：清除腐蝕產(chǎn)物前，掛片表面覆蓋了一層腐蝕產(chǎn)物，腐蝕產(chǎn)物不致密、有孔隙，且顆粒較大，因此腐蝕介質(zhì)會(huì)通過(guò)孔隙滲透至腐蝕產(chǎn)物層下，與基體繼續(xù)發(fā)生反應(yīng)，使腐蝕繼續(xù)發(fā)生；清除腐蝕產(chǎn)物后，掛片表面也無(wú)明顯的局部腐蝕，以均勻腐蝕為主。EDS結(jié)果表明，掛片表面腐蝕產(chǎn)物元素組成與表7所示的回收管段內(nèi)管內(nèi)壁底部的基本相同，也主要由C、O、Fe三種元素組成。因此，腐蝕模擬試驗(yàn)的結(jié)果與回收海管的內(nèi)腐蝕實(shí)際情況非常接近。

圖6 經(jīng)腐蝕模擬試驗(yàn)后，掛片表面的宏觀形貌Fig.6 Macro morphology of the surface of coupons after corrosion simulation test：（a）before cleaning；（b）after cleaning

4 海管的剩余強(qiáng)度和剩余壽命預(yù)測(cè)

圖7 經(jīng)腐蝕模擬試驗(yàn)后，掛片表面的微觀形貌Fig.7 Micro morphology of the surface of coupons after corrosion simulation test：（a）before cleaning；（b）after cleaning

表9 掛片表面腐蝕產(chǎn)物的EDS分析結(jié)果Tab.9 EDSanalysis results of the corrosion products on the surface of the coupons

管道發(fā)生腐蝕后壁厚減薄，管道的承壓能力也會(huì)隨之降低。按照ASME B31G－2012《Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines》標(biāo)準(zhǔn)中的改進(jìn)B31G計(jì)算公式，對(duì)回收管段的剩余強(qiáng)度（即安全操作壓力）進(jìn)行評(píng)估。評(píng)估計(jì)算過(guò)程如下。

如果z＞50，則：

式中：D為管道的外徑，mm；t為管道的名義壁厚，mm；L為腐蝕缺陷的長(zhǎng)度，mm，L未知時(shí)可取D；z為缺陷的尺寸參數(shù)，無(wú)量綱；Sflow為管道流變應(yīng)力，MPa；SMYS為管道材料的規(guī)定最小屈服強(qiáng)度，MPa；M為鼓脹系數(shù)，無(wú)量綱；d為腐蝕缺陷的深度，mm；SF為評(píng)估的管道失效應(yīng)力，MPa；PF為評(píng)估的管道失效壓力，MPa；PS為評(píng)估的管道安全操作壓力，MPa；SF為安全系數(shù)，無(wú)量綱，保守評(píng)價(jià)取2.5；PO為管道的操作壓力，MPa，可以取設(shè)計(jì)壓力、最大操作壓力或最大允許操作壓力。

管道腐蝕缺陷是否可以接受的判斷準(zhǔn)則是：

若計(jì)算結(jié)果滿足式（8），則管道可以繼續(xù)服役；否則，缺陷不可接受，管道運(yùn)行壓力應(yīng)降低至Ps。

管道剩余壽命的預(yù)測(cè)方法如下：

式中：do為腐蝕缺陷的初始深度，mm；Crate為管道腐蝕速率，mm／a；ttime為時(shí)間，a。

將ttime從0開(kāi)始逐漸增大，代入式（5）～（7）迭代計(jì)算，PF≥SF×PO時(shí)的ttime取值即為管道的剩余壽命。

分別基于回收管段的剩余壁厚現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)數(shù)據(jù)和室內(nèi)腐蝕模擬試驗(yàn)數(shù)據(jù)，對(duì)回收管段的外管和內(nèi)管剩余強(qiáng)度和剩余壽命進(jìn)行評(píng)估，結(jié)果見(jiàn)表10。

根據(jù)表10，取評(píng)估的剩余強(qiáng)度和剩余壽命中的最小值作為回收管段的剩余強(qiáng)度和剩余壽命，即回收管段的剩余強(qiáng)度為10.941 MPa、剩余壽命為27.0 a。原海管設(shè)計(jì)壽命25 a，回收時(shí)實(shí)際服役18 a，距離設(shè)計(jì)退役時(shí)間還有7 a，按當(dāng)前運(yùn)行條件評(píng)估的海管剩余壽命為27 a，即海管的實(shí)際服役壽命遠(yuǎn)比設(shè)計(jì)壽命長(zhǎng)，海管設(shè)計(jì)的余量較大、保守性高。

表10 回收管段的剩余強(qiáng)度和剩余壽命評(píng)估結(jié)果Tab.10 Remaining strength and remaining life evaluation results of the recycling pipe

5 結(jié)論

（1）棄置油田海底油水混輸管道在實(shí)際服役18 a后，防腐蝕層仍然完好，管材的力學(xué)性能、化學(xué)成分、硬度和組織均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

（2）棄置油田海底油水混輸管道內(nèi)腐蝕以CO2腐蝕為主，并存在垢下腐蝕和細(xì)菌腐蝕，管道底部腐蝕比頂部嚴(yán)重很多。

（3）現(xiàn)場(chǎng)工況條件下，棄置油田海底油水混輸管道輸送介質(zhì)對(duì)碳鋼管道的腐蝕速率為0.247 3 mm／a，屬于嚴(yán)重腐蝕，且輸送介質(zhì)中存在SRB和TGB，并具有CaCO3和BaSO4結(jié)垢趨勢(shì)。

（4）垢下腐蝕和細(xì)菌腐蝕會(huì)加速碳鋼管道的CO2腐蝕，由于該油田已新建一條海底油水混輸管道通往新陸地終端，故提出如下建議：一是按照海底管道完整性管理相關(guān)規(guī)范和規(guī)定的要求，做好新海管的腐蝕監(jiān)檢測(cè)工作（如腐蝕掛片監(jiān)測(cè)、CO2和H2S含量檢測(cè)、水質(zhì)離子分析等）和定期清管作業(yè)（清管清出物應(yīng)取樣進(jìn)行成分分析），確保相關(guān)數(shù)據(jù)記錄的完整性和準(zhǔn)確性，以便分析判斷海管的腐蝕狀況和發(fā)展趨勢(shì)；二是取新海管的輸送介質(zhì)進(jìn)一步進(jìn)行結(jié)垢評(píng)價(jià)試驗(yàn)和細(xì)菌培養(yǎng)試驗(yàn)，如有必要采取針對(duì)性添加防垢劑、殺菌劑等措施，以防止垢下腐蝕和細(xì)菌腐蝕加速海管腐蝕。