川南页岩气地面流程测试管线刺漏原因及机理分析

时间：2024-09-03

徐军,李世勇,陈世波

1中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 3中国石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司

0 引言

2017年7月到2019年5月上旬，川南页岩气自营区块测试管线共发生22起刺漏事件。刺漏部位有分离器配管、法兰管线和地面油管等位置，其中分离器配管刺漏最严重，刺漏点主要在弯头和焊缝处。频繁的刺漏事故，严重影响了页岩气的正常生产，而且刺漏后造成环境污染、人员伤害及带来作业现场安全隐患。因此，如何减少由于刺漏导致的失效事故，延长分离器的使用寿命，确保地面测试系统正常运行，对于页岩气的稳产与增产具有重要意义。目前，自营区块针对测试管线的刺漏现象，采取以更换为主的措施，仅有一个平台采取加注药剂进行防腐。防腐手段单一，经济成本较高，且对管线刺漏原因认识还不够清晰，需开展失效原因分析。

1 试验检验及结果

1.1 宏观分析

图1和图2分别为分离器配管弯头和变径管焊缝宏观腐蚀形貌。由图1(a)可见，弯头腐蚀以条形片状、坑状特征为主，腐蚀严重区主要集中在弯头的外侧，且腐蚀痕迹有显著的方向性，即存在流体冲刷腐蚀痕迹，即红色区域。由图2(a)可见，变径管管体腐蚀相对轻微，腐蚀严重部位在焊缝处，尤其是下部焊缝，出现明显环向沟槽。采用超声波测厚仪对剩余壁厚进行测量，可以看出弯头壁厚减薄严重位置在外侧，见图1(b)中阴影部分，最小剩余壁厚为5.9 mm;变径管壁厚减薄严重位置在焊缝位置，最小剩余壁厚为6.3 mm。

图1 弯头宏观腐蚀形貌

图2 变径管焊缝宏观腐蚀形貌

1.2 腐蚀环境及腐蚀介质分析

页岩气含二氧化碳0.7%～1.6%，为低含二氧化碳、不含硫化氢气藏。根据现场调研情况，分别在失效最严重和未出现失效情况的分离器内取水样，进行水质全分析。参照SY/T 0532-2012标准[1]对水介质进行细菌种类及含量测定，两个分离器内水质离子含量接近，差异较小,如表1所示。腐蚀严重分离器内水质的细菌含量反而小于腐蚀轻微分离器内水质的细菌含量。由此可见水质腐蚀性(Cl-、矿化度、细菌)不是造成分离器配管频繁刺漏的主因。

表1 分离器内水质检测结果

1.3 材质性能分析

1.3.1 化学成分

弯头外侧和内侧、变径管管体和焊缝化学成分分析结果如表2所示，分析结果表明弯头和变径管管体的化学成分均满足ASTM SA106C高温用无缝碳钢公称管标准要求[2]。变径管焊缝化学成分中C、Si、Mn等元素成分显著增加，与母材成分差异较大。元素种类及含量对材质的耐蚀性和机械性能都有影响，例如：随C元素含量增加，钢的硬度上升，塑性和韧性降低，耐蚀性降低；Si元素含量增加，则降低钢的焊接性能；Mn元素含量增加，钢的抗腐蚀能力减弱，焊接性能降低。由此可见，焊缝的耐蚀性与母材相比有所下降。由于焊缝与母材的化学成分存在一定程度的差异，焊缝处容易形成浓差极化的腐蚀微电池，发生严重的电化学腐蚀。

表2 弯头、变径管管体和焊缝化学成分分析结果

1.3.2 金相组织

图3和图4分别为弯头外弧侧和内弧侧的金相组织，弯头外弧侧和内弧侧组织均为铁素体+珠光体，组织分布均匀，没有偏析现象，也未发现马氏体等组织，但外弧侧晶粒较内侧粗大，其耐蚀性降低。

图3 弯头外弧侧金相组织

图4 弯头内弧侧金相组织

图5和图6分别为变径管管体和焊缝的金相组织，变径管管体组织为铁素体+珠光体；焊缝部位金相组织比管体母材组织更细小，热影响区组织明显粗大，抗腐蚀性能降低。

图5 变径管管体金相组织

图6 变径管焊缝金相组织

1.3.3 电化学性能

分别在变径管管体和焊缝取2组平行试样，采用电化学方法测试两组平行试样的自腐蚀电位和自腐蚀电流，分析化学成分和组织对腐蚀性能的影响。电化学测试由AMETEK公司生产的M237A恒电位仪完成。动电位极化曲线测量的电位为-1 000～+300 mV，扫描速度为0.166 7 mV/s。试验介质为现场采出水，试验温度30 ℃。图7为2组母材和2组焊缝试样极化曲线测试结果。由图7可见，母材的自腐蚀电位更正，其发生电化学腐蚀的驱动力相对较小，运用极化曲线分析软件对图7进行分析，参数拟合结果如表3所示。

图7 母材和焊缝极化曲线测试结果

由表3可见，焊缝和母材的自腐蚀电位差超过50 mV，当异种金属相接触，电位差在50 mV以上时，会导致明显的电偶腐蚀。因此，焊缝和母材之间会产生电偶腐蚀，焊缝为阳极，优先被腐蚀。根据拟合结果，焊缝的自腐蚀电流密度高于母材，即焊缝的耐蚀性较母材更差。

表3 极化曲线参数拟合结果

1.4 腐蚀形貌及腐蚀产物分析

图8和图9分别为弯头内侧和变径管内壁微观腐蚀形貌。由图可见，管内表面腐蚀产物脆存在大量裂纹，对基体无保护作用。取管内壁腐蚀产物进行X射线衍射分析，分析结果表明腐蚀产物主要为FeCO3、FeS和Fe3S4，即管内壁腐蚀为CO2和H2S腐蚀。

图8 弯头内测管壁腐蚀产物微观形貌

图9 变径管内壁腐蚀产物微观形貌

1.5 弯头内流体软件模拟

由于弯头处结构的特殊性，其腐蚀往往会更严重[3]。弯头的腐蚀与流体的运动息息相关，多相流经过弯头后流速、液相分布、湍动能、压力的大小分布都发生变化，加速弯头的腐蚀[4]。利用ANSYS软件进行管道流体介质模拟分析，重点分析流体介质对管道冲刷作用以及管道的薄弱环节。图10为弯头内流体介质模拟分析示意图。假设液体流动方向如图10所示，在管内A处流体急转，A处压力增大，符合自由涡流理论，即弯头薄弱点在外侧，液相和压强较大的点主要分布在弯头外侧[5～9]。因此，弯头外侧是腐蚀严重区域，流体对此处冲刷效果明显，腐蚀产物被流体带走，不断露出新鲜金属表面，加剧外侧腐蚀。由软件模拟分析可知，模拟失效部位与实际试样失效部位吻合。且随着流速和腐蚀介质腐蚀性的增强，冲刷腐蚀现象会更加明显。

图10 弯头冲刷腐蚀模拟示意图

2 失效原因及机理分析

2.1 弯头腐蚀原因及机理

分离器配管弯头冲刷腐蚀明显，严重部位为弯头外侧。冲刷腐蚀是金属表面与腐蚀流体之间由于高速相对运动引起的金属损伤。对弯头部分作受力分析，弯头内的流体遵循动量守恒定律。在流体中取1-1′到2-2′界面小单元进行分析，流体对弯头内壁的压力R见图11[10]，Rx′为X轴方向压力，Ry′为Y轴方向压力，θ为弯曲角度，p1和p2分别为1-1′和2-2′截面处的压力。设定弯头两端管径相同，各截面流速和压力也相同，则：

图11 弯头内壁受力分析

Rx′=(cosθ-1)(ρQV+pA)

(1)

Ry′=sinθ(ρQV+pA)

(2)

R=(ρQV+pA)(cosθ-1)2+ sin2θ

(3)

式中：ρ—流体密度,kg/m3；Q—流量,m3/s；V—截面处流速,m/s；A—截面处截面积,m2。

根据式(3)可知，管内壁受到的侧压力随θ的增大而增大，即直管内流体对管壁无压力，无冲刷作用，90°弯头的侧压力最大，冲刷作用也最强。冲力的大小与流体的流速和管内压力成正比，即介质对管壁的压力越大，流速就越快，冲力就越大，冲刷作用就越严重。在腐蚀介质作用下，腐蚀产物受冲刷作用而剥落，不断露出新鲜金属被腐蚀。这样管内流体对弯头内管壁长时间的冲刷腐蚀作用，使其壁厚减薄直至发生刺漏[6]。

2.2 焊缝腐蚀原因及机理

变径管焊缝化学成分与母材差异较大，存在组织不均匀性，导致焊缝发生严重沟槽腐蚀。焊缝区沟槽腐蚀，是焊缝及其热影响区与基体金属在腐蚀介质中电化学不均匀性引起的局部选择性腐蚀，其特征为焊缝具有更低的腐蚀电位(见图7)，优先发生腐蚀。焊缝的电化学不均匀性，是焊接过程中急热和急冷引起金属局部的一些化学成分、组织等变化的结果[11]。通过优化焊接工艺，如调制处理，使各元素在不同区域发生扩散和均匀化，从而减小焊缝和母材的原电池电位，降低焊缝沟槽腐蚀敏感性[12]。

2.3 管内壁腐蚀原因及机理

根据上述分析结果，弯头失效主要原因为冲刷腐蚀失效，焊缝失效主要原因为沟槽腐蚀失效。除以上主因外，管内输送介质含有腐蚀性气体也会加剧弯头和焊缝的腐蚀。根据腐蚀产物XRD分析结果，管内腐蚀产物为FeCO3、FeS和Fe3S4，表明管内壁发生CO2和H2S腐蚀。CO2来源于天然气组分，但页岩气气质组分中不含H2S，从水质全分析中，所有被测水样中均含有较高含量的硫化物和SRB，表明硫酸盐还原菌是硫化氢的主要来源。在无氧或极少氧情况下，SRB利用金属表面的有机物作为碳源，并利用细菌生物膜内产生的氢，将硫酸盐还原成H2S，H2S在基体表面形成黑色导电层FeS，黑色导电层将基体与介质连通，将基体Fe失去的电子传至表面，发生阴极反应，加速管道腐蚀。SRB腐蚀机理为阴极去极化理论，与其对应的电化学反应式如下：

4Fe→ 4Fe2++8e(阳极过程)

(4)

8H2O→ 8OH-+8H+(水的电离)

(5)

8H++8e→ 8H(阴极过程)

(6)

(7)

Fe2++S2-→ FeS(腐蚀产物)

(8)

3Fe2++6OH-→ 3Fe(OH)2(腐蚀产物)

(9)

总反应式为：