海底管道是海上油氣田開發的大動脈，是海洋油氣資源開發工程的重要組成部分。但是這些大規模的海底油氣運輸管道，必然會受到海洋環境的腐蝕侵害。

    海底管道的腐蝕問題主要來自以下幾個方面：管線內流體的腐蝕、海洋環境所引起的外腐蝕、交叉作業和自然災害造成的機械損傷等。我國每年因腐蝕造成的經濟損失至少有200億元，尤其是在石油化工企業腐蝕損失量更大。

    1    失效件概述

    某油田管線所在海區水深約為30m，年平均氣溫為22.9℃，底層流速達1.08m/s。XX12-1B平臺和XX12-1A平臺之間采用立管（RISER）和輸送管（PIPELINE）連接。XX12-1B平臺高度31.4m，XX12-1A平臺高度30.2m，輸送管線總長度為2.3km。B平臺下岸海底管道壓力范圍為1.5MPa~2.0MPa，A平臺上岸海底管道壓力基本維持在約1.6MPa。下岸海底管道與上岸海底管道內壓力間存在0.5Mpa的壓降。B平臺至A平臺間立管和輸送管道均為雙層管，雙層管結構由外向內依次為：防腐蝕層、外管、聚氨酯保溫層、內管。間隔一定距離安裝隔離木，用于支撐外管與內管間距離。由B平臺輸送至油田A中心平臺的流體包括：原油、油田產出水和天然氣。B平臺至A平臺間海底管道外腐蝕采用犧牲陽極陰極保護。輸送過程中，在流體中加注緩蝕劑和防垢劑用于管線防護。目前，B平臺外輸管線采用緩蝕劑HYH-80-N和阻垢劑HYZ-121，加注方式為連續加注，質量濃度均為30mg·L。

    圖1 B平臺至A平臺海底管道示意圖

    2    試樣形貌

    2.1宏觀形貌

    失效件取樣位于彎管4處內管膨脹彎管一段，尺寸為Φ273.1*11.1mm，鋼號為X65。

    圖2中樣品放置方向為服役時的6點方向朝上，可觀察到樣品自彎管下游起6點方向存在成串的穿孔，從距下游焊縫0.57m處開始出現穿孔，成串的穿孔延伸至下游直管段。樣品外壁6點方向存在局部腐蝕，直管段外壁有成片的腐蝕坑，彎管外壁6點方向存在腐蝕坑。將樣品剖開，觀察分析樣品腐蝕情況，見圖3。

    圖2樣品宏觀形貌

    （a）內壁腐蝕穿孔

    （b）內壁焊縫處腐蝕形貌

    圖3樣品內壁腐蝕形貌

    由圖2、3可見，樣品外壁腐蝕主要集中在6點方向，腐蝕區域從管端至焊縫，腐蝕方式為點蝕，最大腐蝕坑深度2.12mm直徑27.24mm，部分腐蝕坑出現穿孔，參考海底管道服役工況，推斷穿孔是由海底管道內壁腐蝕造成的，穿孔方向由內壁至外壁。

    海底管道內壁附著有黑色油泥導致管體內壁呈黑色。為進一步觀察樣品內壁腐蝕產物形貌，用丙酮清洗除油后，觀察內壁腐蝕產物形貌。樣品管體內壁覆蓋致密腐蝕產物層，厚度約為0.6~1.0mm。腐蝕產物表面凹凸不平，但凹凸處邊緣圓滑，各方向腐蝕產物均無龜裂現象。腐蝕產物主要為黑灰色，部分區域呈紅棕色，估計為樣品腐蝕產物在大氣中氧化所致。值得注意的是，樣品焊縫處測量點壁厚與其他位置測量點壁厚相差不大，且腐蝕程度相似，因此焊縫并非海底管道的腐蝕薄弱環節，這與宏觀分析結果吻合。

    2.2微觀形貌分析

    為觀察海底管道內壁腐蝕形貌，在樣品彎管段12點方向、6點方向切取15×15mm塊狀試樣，用丙酮清洗烘干后，并用SEM觀察其橫截面形貌并進行EDS分析。如圖4.

    （a）樣品12點方向

    （b）樣品12點方向

    （c）樣品6點方向

 
    （d）樣品6點方向

    圖4樣品內壁橫截面形貌及腐蝕產物能譜分析

    表1樣品內壁腐蝕產物能譜分析結果（原子百分比atom%）

    如圖4所示，樣品直管段內壁12點方向腐蝕產物較薄，內壁可見底大口小的葫蘆狀腐蝕坑，坑內填滿由Fe、C、O和少量S組成的腐蝕產物。圖2（c）為6點方向原有的較厚腐蝕產物脫落處，殘留的腐蝕產物呈碎屑狀。緊貼金屬壁的腐蝕產物由Fe、C、O組成。在彎管內壁可觀察到鱗片狀晶體，該晶體以Fe、C、O元素比為1:1:3并含有少量的S元素，根據晶體形貌和能譜分析結果的原子百分比推斷，管體內壁鱗片狀晶體為FeCO3。

    對現場取得的典型部位腐蝕產物清洗研磨后進行XRD分析，XRD測試環境真空度為10-8Torr，輻射光源為AlKα（1486.71eV）單色光源，光源強度為100W（10mA，10kV），采用中核電荷補償表面電荷影響，鍵能標定采用C-H鍵（標準峰283.6eV，試驗峰284.8eV，Δ=1.2eV）。

    通過對XRD譜擬合可以發現，腐蝕產物主要以有少量Fe的氧化物、等沉積物，樣品中還含一定量細砂。在油田生產中還是不可避免帶入少量細砂，因此，在后續的高壓閥模擬試驗中加入少量的細砂進行模擬。通過腐蝕產物分析這表明海底管道內壁覆蓋的硫酸鍶鋇鹽結垢層，垢層表面存在較多裂紋，其在局部形成了垢下腐蝕環境，加速了海底管道內壁腐蝕。

    圖5內壁腐蝕產物XRD譜

    3    模擬試驗

    根據現場提取的油水混合樣，進行初步油水分離后與現場運回的硫酸鹽還原菌（SRB）培養液混合，室內進行結垢預測，本實驗參照《SY-T 0026-1999 水腐蝕性測試方法》，《SY-T5273-2000 油田采出水用緩蝕劑評價方法》，使用高溫高壓釜進行掛片實驗，掛片條件如下：（A）有細菌環境+細砂；（B）無細菌環境+細砂；（C）無細菌環境+細砂+掛片上有碳酸鈣和硫酸鋇垢層；（D）有細菌+細砂+掛片上有碳酸鈣和硫酸鋇垢層；

    試驗中海底管道的實際出口溫度為48℃，出口壓力為1.6MPa，含水率21%，試驗周期30d。試驗環境有油水混合液環境1、2和高壓釜環境，其中，油田混合液直接取自現場，高壓釜底環境模擬油田采出水環境。試驗結束后，觀察局部腐蝕情況，并對掛片失重進行測量，計算腐蝕速率，對腐蝕后的掛片進行電鏡掃描分析。

    表2試片在不同試驗條件下掛片試驗30d后的腐蝕速率

  
    表3試片在不同試驗條件下掛片試驗30d后的最大點蝕深度（mm）

 
    由表2、3可見：釜底的掛片都要比同條件油水介質中的掛片腐蝕嚴重，根據水質分析和結垢預測并結合現場垢樣分析結果，現場管內有鋇鹽、有結垢物質，所以試驗工況中：有SRB、有細砂、有碳酸鈣硫酸鋇垢層最符合現場工況。

    將試驗后的掛片用石油醚清洗表面的油污后，進行SEM分析，如圖6。很明顯，在高壓釜實驗條件（a）、（b）中，SRB的存在導致腐蝕產物增多，在（c）、（d）中，碳酸鈣硫酸鋇垢層的存在，導致腐蝕更為嚴重。在實驗條件D（有SRB，有細砂，有碳酸鈣硫酸鋇垢層）下，腐蝕最為嚴重，出現大量點蝕坑，而且蝕坑深度最深，說明SRB+碳酸鈣硫酸鋇垢層的存在對掛片腐蝕影響更為嚴重。

    （a）：有SRB，有細砂  （b）：無SRB，有細砂  （c）：無SRB，有細砂，有碳酸鈣硫酸鋇垢層（d）：有SRB，有細砂，有碳酸鈣硫酸鋇垢層

        圖6高壓釜底掛片SEM照片

    4    結論與建議

    根據海底管道腐蝕失效分析，實驗室模擬試驗結果，同時參考海底管道服役工況得出以下結論：

    在深海管道材質滿足API5L的要求，焊縫區沒有表現出較管道本體更加嚴重的腐蝕趨勢。

    海底管道內部發生了結垢，垢樣組成主要有CaCO3、BaSO4等組成，其在局部形成了“垢下”腐蝕環境，加速了海底管道內壁腐蝕，最終導致腐蝕由內至外穿孔。

    實驗室高壓釜模擬實驗表面：有SRB+有細砂+有碳酸鈣硫酸鋇垢層最符合現場工況。測試最深處約0.060mm，通過計算得到點蝕速率為0.6488mm/a。

    針對海底管道失效，根據分析結果，提出以下建議：

    在繼續保持現有的電化學犧牲陽極保護措施外，評選適合B至A海底管道流體使用的防垢劑，該防垢劑既能抑制CaCO3，還能抑制BaSO4結垢，其加注于海底管道，可有效降低結垢物，防止結垢物質沉積管底，破壞“垢下”腐蝕的環境；

    增加流速，降低流體在海底管道內的停留時間，避免油水分離；或者直接在B平臺進行油水分離，降低海底管道油水混合物的含水量；

    定期清管，為了有效破壞“垢下”腐蝕環境，建議可以考慮采用直板或者皮碗等除垢較好的清管器，并每次對清管產物進行分析，確定清管效果；

    加強海底管道腐蝕檢測，包括：防垢劑效果，清管效果，腐蝕速率變化趨勢，水樣中結垢離子變化等，做到及時發現問題，及時解決問題。

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責任編輯：王元

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