BZ34油田油气水混输管线腐蚀穿孔原因与控制建议

1、BZ34油田油气水混输管线腐蚀穿孔原因与控制建议海洋石油Offshore0iJBZ34油田油气水混输管线腐蚀穿孔原因与控制建议朱本智闫化云曹葛军石卫国(中海油能源发展股份上海采油技术服务分公司,上海2ooooo).摘要:通过对BZ34油田油气水混输管线腐蚀的现场调研和对运面陆地的腐蚀泄漏管段的处理,采技服技术人员对管段腐蚀穿孔原因进行了具体分析.BZ34油田油气水混输管线腐蚀穿孔的原因是内腐蚀,外腐蚀并结合材质缺陷造成的结果,其中局部外腐蚀是主要原因,并根据分析结果提出了腐蚀控制的建议.关键词:腐蚀穿孔超声波测厚腐蚀失效中图分类号:TE985;TG175.2文献标识码:A文章编号:100878

2、18(2010)01001904TheRootCauseofCorrosionFailureofBZ34TransportationPipelineandControllingRecommendationZHUBenzhi,YANHuayun,CAOGeun,SHIWeiguo(CNOOCEnergyDevelopmentLtd,OilfieldTechnologyServicesCo.,Shanghai200000,China)Abstract:Therootcauseofcorrosionfailureofliquidtransportationpipelineisanalyzedbase

3、dontheonsitucorrosion,externalcorrosionandmetalfatigue,buttheexternalcorrosionwithoutquestion.Afterward,thecontrollingrecommendationisputforward.Keywords:corrosionleakage;NDT:corrosionfailureO前言2007年6月27日,BZ34油田位于管廊上的油气水混输管线发生腐蚀穿孔,影响了油田的正常调研和初步分析,判断腐蚀穿孔图1油气水输送管道腐蚀整体图是局部外腐蚀与金属材料缺陷共断腐蚀原因,我们将该管段取回图2腐蚀部

4、位保温棉粘连状况图全面腐蚀控制第24卷第1期2010年1月海洋石油O仟shoreOil陆地进行分析.2007年7月9日,对运回的腐蚀泄漏管段进行了处理,对腐蚀产物进行了分析,对管段腐蚀穿孔原因进行了具体分析.1现场调研BZ34油气田管廊上共有4路管道,这些管道内部输送液体为油气水混输管道,其中3条管道没有发生腐蚀穿孔泄漏,而且外表镀锌铁皮良好;发生腐蚀泄漏的管道表蚀泄漏部位与保温棉粘连严重,但其周围管道外表面状况良好;腐蚀粘连部位表现为明显的红褐色,用稀盐酸可以溶解附着于保温棉上的物质,颜色为浅红色,估计为以研,该管道已经至少使用了17年,外,据说该油田腐蚀非常轻,几乎未发生过腐蚀穿孔.见图1

5、,图2.除去保温层后,技术人员对腐蚀部位进行了仔细勘察,发现管道有两处明显的局部腐蚀,一处为面积较大的苹果状局部腐蚀,另一处面积较小的圆形局部腐蚀;腐蚀穿孔的部位似乎外腐蚀较深,而且外表面非常干净,周围都有浅棕色的纹理,好像是Fe203扩散后已经渗3所示.2处理换下的管段2007年7月9日,公司技术人员对现场更换下的管段腐蚀部位进图3局部腐蚀图片,盘图4解剖后管段图蔓ll纛臻行了解剖,清洗,超声波测厚,保温棉吸水性试验等相关处理工作并对腐蚀产物进行了分析.2.1腐蚀部位解剖,清洗为了解该段腐蚀泄漏管道的内表面腐蚀状况,我们将该段管道进行了纵向切开;并将管道内部用石图4中可见该段管道内部腐蚀形貌

6、为均匀腐蚀,没有发现明显的局部腐蚀迹象.腐蚀泄漏部位为直径为2mill的圆孔(如图5),在管段穿孔处外壁有约220mm220mm的苹果形局部腐蚀区域,腐蚀区域面积如图6所示.根据腐蚀形貌并结合管道内部清洗结果判断,该段管道穿孔的主要原因是外腐蚀,为证明这一判断,我们对该管段进行了超声波测厚.为了加密检测,超声波测厚的方法采用1-61一6矩阵测厚照片如图7,图8所示.通过上面的测厚数据可以得出图5管段穿孑L图TOTALC0RROSlONCONTROL图6穿孔处腐蚀区域尺寸图图7穿孔区域超声波测厚检测点分布图图8穿孔区域超声波测厚检测结果分布图如下结论:1)内部没有明显的局部腐蚀;(2)考虑到12

7、.5%的制造偏差,该段管道设计壁厚在8mm左右;(3)越靠近腐蚀穿孔部位,管壁减薄越严重,所有测厚数据中最薄的位置在泄漏点附近为1.6mm;(4)腐蚀穿孔部位只是一个直径约2mmt,:fL,可能该处管道存在加工缺陷,如气孔.保温棉是最为常用的保温材料.保温层材料由矿物经煅烧,粘有大量的无机盐,制成保温材料后仍含有氯化物,氟化物,硫化物等有害成分;另一方面,保温材料为多孔结构,有较大的表面积和丰富的毛细管,具有较强的吸附能力和吸水能力,据报道保温棉吸收后其pH值有酸性,中性和碱性的区别.为测定保温棉吸水能力和pH验显示:单位质量的保温棉能吸收质量约其9倍的水,表明保温棉的吸水性很强;另外,该保温

8、棉会使生产用水pH值升高.取保温棉上的少量腐蚀产物进行XP,F:rXRD分析,分析结果如下Fe304:70%;Fe(OH)3:10%;SiO2:11%;FeO(OH):9%.分析结果显示:腐蚀产物都是铁的氧化物,而SiO2可能来自于保温棉.3腐蚀原因分析与建议上述分析显示:内腐蚀特征主要是均匀腐蚀,外腐蚀特征是局部腐蚀,另外管道使用时间过长也存在着金属疲劳的因素,但是外腐蚀腐蚀穿孔原因解释如下:(1)该段管道连续使用了17年全面腐蚀控制第24卷第1期2010年1月O醴(假定该管道没有更换过),那么内温棉吸收大量雨水后形成了腐蚀电根据腐蚀失效的原因分析结腐蚀是不可避免的,根据测厚的数化学电池,加

9、之海洋大气的存在,构果,建议BZ34油田针对长时间运据,判断该段管道设计壁厚应该为成了局部腐蚀电池环境.而形成腐行的情况,采用拆除保温层或者采8mm左右;蚀电池的位置以外部镀锌铁皮的形用Teletest导波技术检测保温层下(2)该管道输送介质中含有气变位置而定;另外现场施工人员为的外腐蚀状况,以避免类似情况的体,管道长时间处于轻微震动状了防止玻璃保温棉吸附到脖子或者再次发生.态,因此存在金属疲劳的可能;身体上,在玻璃保温棉上洒水也可主要原因.失效管道上,较大面积能会随着温度的变化形成蒸发一凝11R温斯顿.里维,尤利格_腐蚀手册(第2腐蚀区域旁边伴随小面积局部腐蚀,结一蒸发一凝结的过程,吸附于管

10、f21:麦二两个腐蚀部位并不联通,因此小面道表面的水分在氧气参与下,首先ThreePhaseOil/Water/GasSlugFlowin积局部腐蚀肯定是外腐蚀的结果.将管道表面无机富锌涂层腐蚀掉,:该段管道保温层外部镀锌铁皮(暂然后进一步腐蚀管道,疏松的腐蚀1994,PapeBN.94026.定)在使用过程中受到损伤,连接产物附着与管道和保温棉之间就会采油工程手册,第九章0201059?处形成孔道或者保温层搭接处密封在管道和保温棉之间形成氧浓差电霭未做好,导致保温层不能将外部液池,加速腐蚀的进行.当外腐蚀进2006.11?体环境和内部保温棉完全隔开;在入管道气泡缺陷(暂定)位置时,就惜道外腐

11、制标襁GB,r44一下雨天(也可能是施工失误),雨水发生了腐蚀穿孔失效事件.顺着镀锌铁皮缝隙流入保温棉,保(上接第18页)的油管,溶解速度反而减小,所以箍腐蚀电位较低,导致接箍发生电电偶腐蚀的发生.总体而言,油管没有腐蚀,而接箍偶腐蚀;此外,环空中存在完井液采用表面处理技术,可以发生了腐蚀.另外,完井液和海水和海水介质,以及残余应力的存在油管接箍表面进行磷化处理,增在环空中的存在还会对接箍造成冲在,还可能导致接箍发生冲刷腐蚀加油管接箍的耐腐蚀性能;可在接刷腐蚀.和应力腐蚀.箍表面镀铜,有效的改善接箍抗粘相关文献表明,在接箍和油管(3)建议采取以下改进措施:扣性能.连接处还可能存在应力集中,如果合理选材,为了避免油管采用橡胶复合油管接箍增在油管和接箍相接触的地方存在应和接箍在服役过程中发生电偶腐加油管与接箍的密封性,防止油管力集中,也会加速接箍腐蚀的进程.蚀,在选材时尽量保证油管和接箍螺纹的腐蚀.3结论议龇酷啦优良品篡霎(1)油管和接箍的化学成分相有关热处理规范应该按照效率,降低腐蚀的发生.似,由于热处理状态的不同,两者APISPEC5CT标