某气田地面集输管线的腐蚀原因及控制措施

(1. 中国石油塔里木油田分公司，库尔勒 841000； 2. 中国石油独山子石化分公司，库尔勒 841000；3. 大庆油田设计院有限公司，大庆 163000)

西部某气田自投产以来，地面集输管线发生了多起剌漏或穿孔事件，统计分析发现多数事件发生在三通、法兰、弯头及其附近区域。例如，井1在二级节流后直管段、仪表法兰及弯头等处局部严重减薄，如图1(a)所示。对直管段进行为期2.5个月的定点测厚，结果发现管壁减薄量达2.41 mm，腐蚀速率达11.57 mm/a，安全生产风险极高。再如，井2投产1 060 d后，其入地弯头部位就发生了爆管，年平均腐蚀速率为4.22 mm/a，剖开管道观察到弯头前后有马蹄状大坑。井3的支线三通也发生爆管[1]，如图1(b)所示，使整个气田停产2 d，严重影响了该气田的生产。

(a) 壁厚减薄 (b) 三通刺漏图1 地面集输管线的腐蚀Fig. 1 Corrosion of ground gathering and transportation pipeline: (a) thinning of wall thickness; (b) leakage of T connecter

1 流体性质和腐蚀产物

该气田单井产量高(30～70万m2/d)，温度高(60～74 ℃)，集输管线生产压力高(12～15 MPa)。表1为该气田天然气和地层水的成分分析结果。可见，天然气中不含H2S，CO2质量分数为0.25%～0.65%，处于会引起较严重CO2腐蚀的含量区间。

集输管材主要为L245N、L360N、L415N等管线钢。井1采用L245N管线钢，其组织为铁素体+珠光体。对腐蚀管线水平对刨，其腐蚀形貌如图2所示。由图2可见，管内壁分布着呈蜂窝状的腐蚀坑和轴向冲刷沟槽，法兰和三通部分腐蚀最严重，法兰面及颈部整体减薄3～5 mm；管内壁经流体冲刷，几乎观察不到腐蚀产物的存在，仅可见冲蚀沟槽；三通表面呈现蜂窝状腐蚀坑，在腐蚀坑底部也几乎没有腐蚀产物，仅能看到流体冲刷后形成的高低不平的沟槽。

从图2所示管道内壁选取4个区域，先进行超声波清洗，再采用TESCAN VEGA II扫描电子显微镜附带的XFORD INCA350能谱分析仪对这4个区域进行能谱分析，结果如表2所示。由表2可见，管道内壁腐蚀坑内和腐蚀坑边沿主要元素有Fe、O、C，此外还含少量Si、K等元素；在混输管道的内腐蚀产物中，C、O、Fe的出现多是由于管道发生了CO2腐蚀而形成铁的碳酸盐所致。虽然EDS分析的定量输出数据偏差较大，但是从定性分析可知该气田碳钢管线的腐蚀均以CO2腐蚀为主。

表1 某气田天然气和地层水的成分分析结果Tab. 1 Component analysis results of natural gas and formation water in a gas field

图2 腐蚀管段内壁的宏观形貌Fig. 2 Macro morphology of the inner wall of the corroded pipe section

2 CO2腐蚀分析

气田管线内腐蚀一般是多种因素共同作用的结果，通常是由CO2,H2S,电位差以及注水、注氮带来的SRB菌,O2等引起的电化学腐蚀[2-3]。该气田集输管线的输送介质主要是原油和天然气，其中含有CO2和高矿化度地层水，不含H2S、O2和SRB。CO2溶解到水中会形成H2CO3，再电离出H+、HCO3-，发生电化学腐蚀。关于CO2的阴极和阳极反应机理有多种不同的观点，但是其总的腐蚀反应式不变，见式(1)。CO2腐蚀的形貌特征主要呈环状、台面状、蜂窝状的蚀点、蚀坑、蚀沟，局部腐蚀严重。影响因素包括温度、CO2分压、pH、流型、流速、腐蚀产物膜、Cl-含量、钢材特性等。

表2 腐蚀管段内壁不同位置的能谱分析结果Tab. 2 EDS analysis results of different positions on the inner wall of the corroded pipe section %

(1)

该管线的腐蚀环境一般，根据相关标准中对CO2腐蚀的分级，当CO2的分压介于0.021～0.21 MPa时，为中等腐蚀，腐蚀可能发生。利用半经验的De WAARD95模型对3个气井腐蚀管线的腐蚀速率进行计算，并与实测数据进行比较，结果见表3。由表3可知，De WAARD95模型计算的管线腐蚀速率为0.8～1.8 mm/a，但通过壁厚实测得到的最大壁厚减薄速率达4～7.11 mm/a，已达到极严重腐蚀程度。显然天然气中的CO2分压尚不足以引起如此严重的腐蚀，管线还叠加了严重的冲刷腐蚀，其他管线也存在类似的情况。

表3 不同油气井中管线腐蚀速率的模型计算结果与实测结果Tab. 3 Model calculation results and actual measurement results of corrosion rate of pipeline served in different oil and gas wells

3 冲蚀模型计算

当流体的流速过快时，会对管道弯管、三通等处产生冲蚀。采用GB/T 23803-2009《石油和天然气工业海上生产平台管道系统的设计和安装》中推荐的模型计算临界冲蚀流速，见式(2)，结果如表4所示。

(2)

式中：C为经验常数，取值122～180(有缓蚀剂保护取180，此处取122)；ρ为操作压力和温度条件下气液混合物密度，kg/m3。

由表4可见，当实际流速小于临界冲蚀流速时，管线还是发生了严重的腐蚀。这主要是因为该模型较为粗糙，未考虑流态分布、介质中Cl-和CO2组分、温度、腐蚀产物膜等情况的影响，该模型对弯头三通阀门等复杂流场也不适用。

表4 临界冲蚀流速和实际生产流速Tab. 4 Critical erosion flow rate and actual production flow rate

4 流场耦合分析

使用Ansys Fluent软件对腐蚀部位进行流场模拟，通过局部流场分析和腐蚀监控数据相互耦合来辅助判断冲刷腐蚀倾向。从分析情况看，三通、弯头处速度场分布不均匀，高流速、液相冲刷速度快和湍流位置冲刷腐蚀最严重。

流动影响包括流速、流态、攻角、流体性质、颗粒等。流速增大会导致流体对壁面的剪切力增大，冲刷掉已形成的腐蚀产物膜，加速裸露金属面和腐蚀介质接触[4-5]。在实际操作中，流速是比较容易量化和具有操作意义的参数。在较低流速下，钝化占主导，腐蚀钝化膜能很好地保护金属基体，将冲刷腐蚀速率维持在较低水平。在较高流速下，冲刷腐蚀占主导，腐蚀钝化膜不能及时形成，冲刷腐蚀速率快速上升，由钝化占主导转变为冲刷腐蚀占主时的流速被称为临界冲刷流速。

井1管线的缓蚀剂加注口在油嘴后1.2 m处，故油嘴后1.2 m的管段无缓蚀剂保护，1.2 m后管段才受到缓蚀剂保护，如图3所示。流场模拟结果(图略)可知，液相主要在管道底部流动，且流速较低，气相流速为10～11.5 m/s，液相流速为3～5 m/s，在弯头处液相流速达到6 m/s。无缓蚀剂保护管段的最大腐蚀速率达到7.11 mm/a，有缓蚀剂保护的弯头处腐蚀速率最高达1.07 mm/a，说明在气相和液相流速超过一定数值时，缓蚀剂的缓蚀率大大降低，但是相比较无缓蚀剂保护段，腐蚀速率还是要小得多，两者相差了6～7倍。

通过流场耦合分析可知，管道内气液单相在不同部位的流速存在较大的不均匀性。对比实际腐蚀情况，当局部液相速度大于5 m/s时，腐蚀速率开始急剧增大(1.07 mm/a)，而处理厂内输送湿气的管线，其流速达到10 m/s以上时，腐蚀速率却并不高(0.02 mm/a)。主要原因是液体对管壁的剪切力远大于气体，液体在弯头、三通等处的流态及其复杂，同时液体有利于腐蚀介质和电荷的传递，故液体在较低流速下就能产生较高的冲刷腐蚀。

图3 井1管线示意Fig. 3 Schematic of pipeline in well No. 1

流场模拟结果(图略)可知，井2管线中的流体流速高，气相流速为10～13 m/s，在弯头处流体流态由分层流转变为液相脱离的混合流态，在流态变化和冲角最大的部位，沿着流速方向有大量的腐蚀坑，冲刷腐蚀结果和流场分布一致。

井3单井支线接入干线，单井支线没有加注缓蚀剂，干线加注缓蚀剂。流场模拟结果(图略)可知，干线在靠近支线内侧形成低流速区，支线中的液相(无缓蚀剂)贴内壁流动，在三通至下游位置形成3～5 m长的腐蚀沟。

通过对20余口单井流场分析和现场腐蚀检测数据耦合，得到气田混输碳钢管线的冲刷腐蚀速率与管内流体流速的关联拟合图，如图4所示。由图4可见，在无缓蚀剂保护时，管线平均腐蚀速率较高，随管内流体流速的增大，腐蚀速率由1 mm/a逐步增至4～5 mm/a；当流速为5～7 m/s时，冲刷腐蚀开始逐步占主导。在有缓蚀剂保护时，管线平均腐蚀速率非常低，随管内流体流速的增大，腐蚀速率由0.02 mm/a逐步增至1～1.5 mm/a；当流速为3～8 m/s时，腐蚀速率整体非常低，当流速为8～9 m/s时，缓蚀剂的缓蚀率开始降低，腐蚀速率增大，但仍较无缓蚀剂保护时小很多。

由图4还可见，当管内流体流速为7.0～8.5 m/s时，腐蚀速率由稳定区急剧上升至过渡区。受到缓蚀剂的吸附效率，CO2含量，液相速度，以及管径、局部三通、弯、变径部位流场的复杂性等多方面影响，临界腐蚀速率的关联流速在过渡区内微小浮动。同时，考虑到大部分工程设计时不会对局部流场进行耦合分析，流体流速以均以直管内流速计算，不会考虑弯头、三通、变径等部分流场的复杂性和不均匀性。因此，从工程应用角度，建议在运行过程中监控和调整流速，使气相平均流速不高于7 m/s，局部流速不高于8 m/s，液相流速不高于4 m/s。在以上流速条件下，即使局部位置冲刷腐蚀严重，也不会发生急剧的破坏性腐蚀，腐蚀速率一般不会超过0.5 mm/a。因此，上述流速控制条件对该气田是一个有实践意义临界流速指标，可应用于该气田混输管道设计和指导日常生产运行。

图4 某气田混输碳钢管线的冲刷腐蚀速率与管内流体流速关系Fig. 4 Relationship between erosion corrosion rate and fluid velocity of mixed transport carbon steel pipeline in a gas field

5 结论和措施

(1) CO2腐蚀是该气田集输管线腐蚀的起因，管内流体的高流速使缓蚀剂的吸附能力及缓蚀率降低，腐蚀加剧，腐蚀速率达正常腐蚀速率的3～8倍。

(2) 采用传统冲刷模型计算的临界冲蚀流速偏大，不适合用于该气田。通过现场实际腐蚀监测数据和腐蚀位置流场耦合分析得出，应控制气相流速不高于7 m/s，液相流速不超过4 m/s，该流速控制标准可有效指导生产运行和集输管道设计，具有重要的实践意义。

(3) 该气田还可采取以下措施防范局部腐蚀发生：井口无缓蚀剂保护段使用316L、2205等耐蚀性较好的钢材；将单井碳钢管换成复合管，三通采用纯不锈钢内衬+涂层过渡+检查孔方案；改进雾化头配管方案。