分享：FPSO生产水闪蒸罐 A底部出口管线 盲封头穿孔原因分析

摘 要:某FPSO 生产水闪蒸罐 A 底部出口管线的盲封头在运行过程中发生了穿孔失效.采用 宏观检验、化学成分分析、金相检验、细菌检测、扫描电镜及能谱分析等方法对该盲封头穿孔的原因 进行了分析.结果表明:该盲封头底部有较多油砂淤积,内壁不均匀附着了多处结块,造成了局部 沉积物下腐蚀,沉积物的淤积促进了硫酸盐还原细菌(SRB)繁殖,细菌腐蚀产物的侵蚀作用导致盲 封头最终发生穿孔失效. 

关键词:盲封头;穿孔;沉积物下腐蚀;微生物腐蚀 

中图分类号:TG１７４ 文献标志码:B 文章编号:１００１Ｇ４０１２(２０１９)１２Ｇ０８７３Ｇ０５ 

某浮式生产储油卸油装置(FPSO)生产水闪蒸 罐 A 底部出口管线盲封头投产时间为２０１０年,所 在系统结构见图１.该盲封头材料为 Q２３５D 钢,设 计壁厚为９．５３mm,腐蚀裕量为３．２mm,在盲封头 中心焊接管线且管线开关一直处于关闭状态.

２０１９年,盲封头周向发生腐蚀穿孔,穿孔位置 与竖直方向夹角为４５°,见图２中箭头所指位置.孔 尺 寸 约 为 ３０ mm ×５０ mm,距 离 中 心 管 线 约 １５０mm,将封头切割后发现其底部沉积有大量质地 松散的油砂,见图３.为避免类似失效再次发生,笔 者对替换下的穿孔失效盲封头进行了理化检验和分 析,并提出了相应的改进措施.

１ 理化检验 

１．１ 宏观检验 

对盲封头穿孔位置的内外壁形貌进行宏观观 察,由图４可见内壁存在明显的腐蚀坑,漏点位于腐 蚀坑的中心,剩余壁厚从腐蚀坑边缘至漏点位置逐 渐减薄.穿孔部位外涂层出现剥落,裸露部位存在 轻微腐蚀,无明显腐蚀坑,见图５.由此推断该封头 腐蚀穿孔为内腐蚀[１].

盲封头内壁整体宏观形貌见图６,除圈注区域 附着物脱落外,其余位置均存在厚度不一的附着物, 腐蚀穿孔位置也位于附着物覆盖区域.对附着物进 一步对比分析发现,正上方靠近管线位置的附着物 疏松易剥离,厚度约为１．２５mm,对其进行清理后可见内壁整体呈现均匀腐蚀特征,无明显局部腐蚀缺 见图７.盲封头中心管线出口位置的附着物(厚 度为０．７６~１．０５mm)以及封头底部的附着物与内壁 结合都比较牢固,清除后,内壁均未发现明显的局部腐蚀.将盲封头焊接中心管线剖开,发现管内也明显 存在附着物,内壁腐蚀程度从内侧向外侧逐渐减小.

对盲封头无附着物区域进行观察,发现该区域 内虽然无整体覆盖的附着物,但某些位置存在结块 现象,如图８a)圈注所示,对结块进行清除后发现内 壁存在明显腐蚀坑,坑内呈灰黑色,见图８c).

１．２ 壁厚测量 

使用角磨机对盲封头不同位置的外表面进行处 理后采用超声波测厚仪对剩余壁厚进行测量,测量 位置 及 结 果 如 图 ９ 所 示. 已 知 设 计 壁 厚 为 ９．５３mm,由剩余壁厚值可以看出,除穿孔位置附近 出现明显的壁厚局部减薄外,其余位置减薄量较小, 无明显局部腐蚀特征.

１．３ 化学成分分析 

采用直读光谱仪对盲封头腐蚀穿孔位置的化学成分进行分析,结果见表１,可见封头各元素含量满 足 GB∕T７００－２００６«碳素结构钢»对 Q２３５D钢的技 术要求.

１．４ 金相检验 

从盲封头穿孔部位及正常部位分别截取金相试 样,用倒 置 光 学 显 微 镜 对 试 样 进 行 观 察,结 果 如 图１０和图１１所示.可见穿孔部位及正常部位的显 微组织无明显差异,均为铁素体＋珠光体,且存在一 定的带状组织,可以排除由于材料局部组织缺陷造 成的穿孔失效.

１．５ 腐蚀产物分析 

１．５．１ 扫描电镜分析 

使用石油醚和酒精有机溶剂对盲封头穿孔位置 内壁腐蚀产物(１号试样)、盲封头正上方内壁附着 物(２号试样)、盲封头正下方内壁附着物(３号试样) 以及盲封头正下方沉积物(４号试样)进行清洗得到 不溶性物质,低温烘干后采用扫描电镜(SEM)进行 微观形貌观察.由图１２可见４组固体试样的微观 形貌相 似,均 呈 致 密 的 颗 粒 状.利 用 体 积 分 数 为 １０％的稀盐酸对清洗后的４号试样进行充分溶解, 清洗不溶物并过滤干燥后进行含砂量测定,结果表 明盲封头正下方沉积物含砂量为７９．６１％.

１．５．２ 能谱分析 

采用能谱仪对４个试样的典型区域进行微区成 分分析,各数据采集位置见图１２框注.由表２可知 沉积物主要含有硅、氧元素,结合含砂量测定结果可 判定沉积物中含有大量SiO２;各试样均检测出一定 含量的硫元素,判断穿孔可能是 H２S腐蚀或细菌腐 蚀所致[２Ｇ３]. 

１．５．３ X射线衍射分析 

采用 X射线衍射仪对１~３号试样进行分析, 发现封 头 内 壁 顶 部、中 部 及 下 部 附 着 物 主 要 为 CaMn(CO３)２ 和 SiO２,说明系统内存在结垢现象. 穿孔内壁腐蚀产物主要为 FeCO３ 及SiO２. 

１．６ 细菌检测 

根据对系统中水质的定期检测结果可知,闪蒸罐 入口及出口均有硫酸盐还原细菌(SRB)存在,其中 ２０１８年１０月的检测结果最高,达到１１００个/mL. 为进一步验证,实验室在收到替换下的失效封头后,立刻采用 蒸 馏 水 对 封 头 底 部 的 沉 积 物 进 行 浸 泡, ２４h后取水样进行细菌检测,结果证明原水质及沉 积物中确实存在SRB. 

２ 分析与讨论 

系统在长期运行时,管道内介质中不断有油砂 沉积,导致管道内壁形成较多沉积物,进而出现严重 的沉积物下腐蚀[４Ｇ５].沉积物下腐蚀引发局部严重 穿孔现象存在一定偶然性,该盲封头内壁多处位置 存在附着物以及结块,经过长时间服役后,结块的附着不均匀性造成局部腐蚀.由壁厚分布可知该封头 不同位置均有局部腐蚀发生. 

另外,盲封头位置的液体流动性较差,沉积物淤 积也较容易发生,使得杀菌剂的作用降低,增大细菌 腐蚀的可能性[６].微生物腐蚀产物在沉积物下聚集 时,会侵蚀并溶解金属,盲封头在其作用下会发生严 重腐蚀[７Ｇ８]. 

３ 结论及建议 

该盲封头在长期服役过程中,底部淤积的大量油砂和内壁附着的碳酸钙垢使得封头多处形成结 块,局部发生沉积物下腐蚀;沉积物环境有利于生产 水及沉积物中SRB的繁殖,细菌腐蚀加速了封头的 穿孔.

建议对防垢剂效果以及生产水系统加注的化学 药剂配伍性进行确认;加入杀菌剂后应对杀菌有效 时间、水的浊度、残余SRB含量等指标进行评估;定 期对生产水系统中三通位置、弯头位置、变径位置及 其他管路滞留区域进行检测排查.

参考文献: 

[１] 叶帆,高秋英．凝析气田单井集输管道内腐蚀特征及 防腐技术[J]．天然气工业,２０１０,３０(４):９６Ｇ１０１． 

[２] 严焱诚,陈大钧,薛丽娜．油气井中的湿硫化氢腐蚀 与防护[J]．全面腐蚀控制,２００４,１８(４):７Ｇ９． 

[３] 胡建国,罗慧娟,张志浩．长庆油田某输油管道腐蚀 失效分析[J]．腐蚀与防护,２０１８,３９(１２):９６２Ｇ９６５． 

[４] 张国礼,秦立峰,张峙,等．某海底管道失效分析[J]． 西安石 油 大 学 学 报(自 然 科 学 版),２０１３,２８(１):９８Ｇ １０１． 

[５] 黄辉,马红莲,何仁洋,等．某天然气站场管道典型管 件内腐蚀原因分析[J]．理化检验(物理分册),２０１５, ５１(９):６５３Ｇ６５６． 

[６] 赵锋洛,杨辉,黄雪松,等．油田注入水环境下套管腐 蚀失效分析[J]．焊管,２００３,２６(２):１６Ｇ１８． 

[７] 叶正荣,桂晶,裘智超,等．某油田地面注水管线腐蚀 失效分析[J]．材料保护,２０１８,５１(１１):１４８Ｇ１５１． 

[８] 梁宝琦,龚巍．锅炉末级再热器 TP３１０HCbN 奥氏体 耐热钢弯头泄漏原因分析[J]．理化检验(物理分册), ２０１８,５４(８):６０７Ｇ６１０． 

<文章来源> 材料与测试网 > 期刊论文 > 理化检验－物理分册 > 55卷 > 12期 (pp:873-877)>