黄土高原地区油田外输干线腐蚀穿孔原因分析*

黄 伟，姜瑞景，肇 翠，孙秉才，罗方伟

(1.中国石油长庆油田分公司第二输油处，甘肃庆阳 745701 2.中国石油集团安全环保技术研究院有限公司，北京 102206 3.中国石油长庆油田分公司第三输油处，宁夏银川 750001)

0 前言

外输干线是将原油从地处人烟稀少、自然条件相对恶劣的偏远地区生产现场输送到工业发达地区进行炼制等各种加工的长距离管道。相比于短距离的油田集输管道，外输油干线经过的环境更为复杂多样，一旦发生管道泄漏事故，会对周围环境造成破坏，并造成严重的社会影响和经济损失。

我国黄土高原地区地理环境复杂，沟壑纵横，地形起伏大，部分地区地势高程差可达400 m，管道中水、垢极易在地势低洼处积聚，形成腐蚀环境，对管道造成内腐蚀。位于我国西部黄土高原地区某油田的一条外输管道采用L360材质，于2008年投用。该管道自2019年7月至2020年3月短短几个月内发生了17次腐蚀穿孔泄漏事故，在某些部位反复发生泄漏，严重影响了原油的正常外输。为保障管道安全运行，需对管道泄漏原因进行深入分析。

1 理化检验与分析

从泄漏管道上截取一段长约40 cm的管道，用切割机将其对半切开，通过数码相机记录管段内壁的腐蚀情况，通过ARL-4460直读光谱仪、OLYMPUS BX61型金相显微镜、GNT200电子万能试验机维氏硬度计对管段的化学成分、金相显微组织与非金属夹杂物等级、拉伸性能进行分析，采用FEI Quanta 250电子扫描显微镜、EDAX EDS分析仪、Bruker D8型X射线衍射仪对腐蚀产物进行表征分析。

细菌含量测试采用SY/T 0532—2012《油田注入水细菌分析方法 绝迹稀释法》中规定的绝迹稀释法进行。将从管壁刮下的腐蚀产物称取3份，每份1 g，在无氧环境中分别放入10 mL硫酸盐还原菌(SRB)、(腐生菌)TGB、噬铁菌(FB)培养液中培养2 d，之后采用5级稀释法测试细菌含量范围。

1.1 化学成分分析

分别在管道的6点和12点方向取样，进行化学成分分析，结果如表1所示。可见2个部位的化学成分基本一致，而且都在GB/T 9711—2017《石油天然气 管线输送系统用钢》规定的范围内。并且管材的化学成分中还含有少量Cr、Ni，对提高管道的耐蚀性有一定的帮助。

表1 钢中不同部位化学成分及含量 %

1.2 金相组织及非金属夹杂物等级分析

分别从管道的6点和12点钟方向截取1个试样，对钢的金相组织和非金属夹杂物等级进行测试。图1是管线钢的金相组织，可见钢的显微组织无明显异常，均为铁素体+珠光体(F+P)；并且6点钟和12点钟方向的显微组织无明显差异。显微组织中非金属夹杂物等级为D1，无超大尺寸的夹杂物。

图1 管线钢金相组织

1.3 拉伸性能分析

表2为管线钢拉伸性能测试结果，所测3个试样的屈服强度最小值为437 MPa，最大值为454 MPa，平均为446 MPa；延伸率最小值为28.3%，最大值为29.3%，平均为28.7%；抗拉强度最小值为535 MPa，平均值为538 MPa，均符合GB/T 9711—2017对L360钢级力学性能的要求。

表2 管线钢拉伸性能测试结果

1.4 宏观形貌分析

将管道剖开后，在管道上半部分(图2(a))没有观察到局部腐蚀，而在管道下半部分的4点到8点钟方向分布许多局部腐蚀坑(如图2(b)所示)。尤其在6点钟方向蚀坑分布最为密集，且蚀坑直径较其他方向的更大，深度更深。管道底部的蚀坑直径最大约15 mm，最小的约1.5 mm。蚀坑深度最深达3 mm，超过管道壁厚的1/3。

图2 管道对半剖开后宏观形貌

1.5 腐蚀产物分析

利用扫描电子显微镜SEM对腐蚀产物微观形貌进行了观察，如图3所示，可见腐蚀为疏松多孔。借助EDS对图3中A、B处腐蚀产物的元素组成进行了表征，结果如表3所示。可以看出，腐蚀产物中除了C、O、Fe等元素外，还含有少量S、Cl、Mg、Ca、Al、K等元素。在腐蚀产物中含能检测到含硫量较高的颗粒(图3中B点)，颗粒中S含量高达17.31%，明显高于周边腐蚀产物中的S含量。

表3 表层、底层腐蚀产物EDS结果 %

图3 腐蚀产物SEM微观形貌

进一步通过X射线衍射确定腐蚀产物的物相组成，如图4所示。其中表面腐蚀产物为钢表面附着的大块腐蚀产物，非常容易从钢表面剥离，剥离后在底层还有一层腐蚀产物，紧贴管壁，需用硬物才能将其从钢表面刮掉，该层腐蚀产物为底层。从图4(a)看，表面腐蚀产物主要由FeO、CaCO、SiO等组成；而底层腐蚀产物除了表层中3种物质外，还含有FeS、FeCl、AlO等(图4(b))。

图4 腐蚀产物X射线衍射图谱

1.6 细菌含量范围分析

按照标准SY/T 0532—2012中规定的测试方法对腐蚀产物中细菌含量进行了测试，通过7 d培养后，测试瓶出现显色反应，根据细菌计数法，1 g腐蚀产物中3种细菌含量均在10～10个/mL范围内，说明管道环境中含有相当数量的细菌，极易造成管道发生局部腐蚀。

2 结果与讨论

从对管材的化学成分、金相组织、力学性能分析结果看，管材的基本性能满足GB/T 9711—2017的要求。从泄漏管段表面腐蚀产物分析结果看，腐蚀产物中含有S、Cl元素，并以FeS、FeCl形式存在。从对管道中所取水样进行分析可知，水样中的Cl含量高达33 655.8 mg/L(如表4所示)，并且腐蚀产物中也检测到相当数量的SRB、TGB、FB等细菌。因此管道的腐蚀与管道环境中的Cl以及细菌等因素密切相关。此外腐蚀产物尤其是外层腐蚀产物中，还含有一定量的CaCO、SiO等，因此该管道的腐蚀还与CaCO、SiO等沉积物沉积在管道表面上造成的垢下腐蚀有关。具体的腐蚀过程如图5所示。由于该管道位于黄土高原梁峁区，管道高程起伏大，管道腐蚀泄漏点位于急上坡后又略下坡的低洼平缓段(图6)。在该段管道中，管输原油的流速、流态都趋于稳定，原油中的水滴及以SiO形式存在的地层沙等物质易于从原油中析出，沉积在管道表面。同时水中的Ca、Mg含量较高(表4所示)，这些离子的结垢倾向较高，当遇到水中溶解的CO时，形成碳酸钙、碳酸镁并沉积附着在管壁上。垢层具有良好的封闭作用，使得垢层内外介质交换受阻，形成局部酸化环境。由于垢层的阴离子选择性，阳离子不易从垢层下扩散到外部，导致Fe的不断积累，正电荷的过剩会促进外部的C1进入垢下区域，从而保持局部微环境整体电荷平衡。从表4看，管道沉积水中的Cl含量很高，Cl具有较高的极性和穿透性，可优先附着在金属表面从而使得金属表面形成钝化膜的几率降低，引起金属的电化学腐蚀，且以均匀点蚀为主。

图5 管道腐蚀机理示意

图6 管道泄漏点的位置

表4 管道中水样离子组成 mg/L

Fe→Fe+2e(阳极反应)

H+e→H(吸附于金属表面) (阴极反应)

Fe+S→FeS(二次腐蚀产物)

因而管道的腐蚀是由于碳酸盐等沉积在管道表面形成封闭环境，且局部酸化，这有利于细菌的繁殖生长，从而造成管道腐蚀，形成腐蚀产物，而Cl的存在又加速了局部腐蚀的发展。XRD测试结果也表明，泄漏管段垢物外层主要是CaCO、SiO，内层中出现FeS、FeCl等腐蚀产物。因而管道的泄漏是在垢下腐蚀造成的局部酸化环境以及微生物腐蚀共同作用导致的。

3 结论

a) 管线钢的化学成分、金相组织、力学性能均符合国家标准对L360钢级的要求。

b) 泄漏管段的泄漏是由管道底部的点蚀引起，点蚀集中在4点至8点方向，其中在6点钟方向最为密集且尺寸较大。

c) 管壁的腐蚀产物分为两层，外层中含有CaCO、SiO等沉积物，内层中出现FeS、FeCl等腐蚀产物；CaCO是由管道沉积水中的Ca与水中溶解的CO反应而沉积在管壁上，造成管道发生垢下腐蚀；而FeS的出现与SRB等造成的细菌腐蚀有关。

d) 管道管理方较少关注细菌腐蚀问题，建议在输油首站加注杀菌剂，控制细菌数量，同时在管道易腐蚀部位加装内腐蚀监检测设备，及时了解管道腐蚀状况。