油田地面管線是油氣輸送系統的關鍵組成部分，但由于其輸送的采出液通常含有水、CO2、H2S、微生物、氯離子等強腐蝕性介質，長期以來面臨著嚴峻的腐蝕失效挑戰[1-4]。腐蝕失效不僅直接威脅管道的安全，還可能引發重大經濟損失、生產停滯和環境污染，對油氣生產活動構成嚴重風險。在眾多腐蝕類型中，CO2腐蝕是油田地面管線腐蝕中最為常見的，尤其是在高含水率、高氯離子含量和氣相CO2共存的環境中，可能導致局部腐蝕和點蝕現象，嚴重時會導致管道穿孔或其他失效問題[5-7]。

目前，已有大量研究揭示了不同工況下碳鋼等材料的腐蝕機理，尤其是CO2腐蝕的基本過程和影響因素[8-10]。趙敏等[11-12]分別對頁巖氣田地面工藝管線及海外高硫高鹽油田地面管線的腐蝕穿孔失效原因及機理展開研究，均發現硫酸鹽還原菌腐蝕是主要失效原因。劉金璐等[13]研究了地面管道在多元熱流體中的腐蝕失效行為，發現氧腐蝕對腐蝕速率的影響最大。樊冰等[14]總結了氯離子對石油管材腐蝕的影響，發現氯離子含量對管材平均腐蝕速率的影響呈“倒V”趨勢，且Cl-容易誘發點蝕，溫度和流速升高都會增大點蝕趨勢。趙鵬[15]發現高含量的Cl-會沿著產物膜缺陷不斷富集，并破壞產物膜，從而促進局部腐蝕，增大點蝕傾向，CaCO3垢層也會協同促進點蝕，嚴重時導致管道腐蝕穿孔。總而言之，油氣管道CO2腐蝕失效頻繁，腐蝕影響因素較多，失效后果嚴重。雖然CO2腐蝕研究歷史悠久，但是在某些特殊條件下，腐蝕行為和機理仍然存在差異，特別是在復雜的環境條件下，如氯離子、CO2氣體含量以及高流速等因素共同作用下，腐蝕過程的變化更加復雜。

筆者針對某海上油田地面管線失效案例，通過宏微觀形貌、腐蝕產物成分及金相分析等方法，深入分析了失效原因，探討了CO2與氯離子共同作用下的局部腐蝕機理。以期為油氣田地面管線的腐蝕防控措施提供指導。

1. 概述

某海上油田地面管線服役3 a后發生穿孔泄漏，失效類型為嚴重的內壁局部腐蝕。該管線自2016年開始服役，材料為20號碳鋼，輸送介質為含水原油，含水率超過90%，運行壓力為1.2 MPa。管線運行溫度為53~58 ℃，介質流速為1.0~1.2 m/s，見圖1。為了明確管線內腐蝕穿孔原因，對材質、介質以及腐蝕產物進行了檢驗分析。

圖 1地面管線服役溫度和流速隨時間變化情況（2019）

Figure 1.The variation of service temperature (a) and flow velocity (b) of ground pipelines over time (2019)

2. 理化檢驗與結果

2.1 宏觀形貌

由圖2可見：失效管段表面整體覆蓋一層較為疏松的腐蝕產物膜。腐蝕穿孔區域分布著多個腐蝕坑，大量腐蝕坑聯結在一起形成了穿孔。主要穿孔部位黑色腐蝕產物膜脫落，呈紅棕色。考慮到管道其他部分的腐蝕產物呈灰黑色，且符合典型的CO2腐蝕產物的顏色特征，推測穿孔位置出現紅棕色是由于腐蝕產物在大氣中氧化。

圖 2地面管線腐蝕穿孔位置宏觀形貌及取樣位置

Figure 2.Macroscopic morphology of corroded perforation position and sampling locations of surface pipeline

如圖2所示，選取了腐蝕較輕的區域和腐蝕坑的位置進行取樣表征。其中，1號和2號試樣用于表面形貌分析和腐蝕產物成分分析，3，4，5號試樣則采用環氧樹脂封裝，經過打磨處理后，再進行截面形貌分析及腐蝕產物成分分析。3號試樣截面可明顯觀察到嚴重的局部腐蝕，且蝕坑邊緣呈階梯狀。從4號和5號試樣截面可以看出即便在腐蝕輕微區域，也分布著較淺的腐蝕坑。

2.2 腐蝕介質分析

利用氣相色譜儀、霍尼韋爾氣體檢測裝置以及溶氧儀對該管線輸送介質中的氣體種類及含量進行檢測，利用絕跡稀釋法對腐蝕介質及腐蝕產物中微生物含量進行檢測，使用電感耦合等離子體發射光譜儀對采出液中離子含量進行檢測。

輸送氣體主要由CH4及CO2組成，其中CO2體積分數為0.54%~0.64%，CO2分壓較低。氣體中未檢測到H2S和O2，因此可以排除H2S腐蝕與氧腐蝕引起局部腐蝕穿孔的可能。微生物檢測結果如表1所示，所有測試樣品均未出現顯色反應，表明采出液和腐蝕產物膜中不含硫酸鹽還原菌（SRB）、腐生菌（TGB）以及鐵細菌（FB）。因此，可以進一步排除微生物腐蝕引起穿孔的可能。采出液礦化度為31 043 mg/L，由表2可見，氯離子質量濃度達到18 950 mg/L，采出液為高礦化度和高含氯介質。進一步結合水化學分析軟件對水質結垢傾向進行計算，碳酸鈣結垢傾向指數為3.7，硫酸鈣結垢傾向指數為1.3，其余垢型結垢傾向指數均低于1。當結垢傾向指數大于1時，表示水質有一定的結垢傾向。因此，該水質有碳酸鈣和硫酸鈣結垢傾向，但結合宏觀形貌觀察，整體結垢傾向仍較低，排除垢下腐蝕可能性。

2.3 失效管道材質分析

在失效管段腐蝕輕微區和腐蝕坑邊緣位置分別取樣，將試樣逐級打磨至5000號砂紙后，依次用丙酮除油、去離子水沖洗、無水乙醇脫水、N2吹干。采用火花放電原子發射光譜法進行化學成分檢測。試樣表面拋光后用4%（體積分數）硝酸酒精進行侵蝕，利用LEICA DM 2500M顯微鏡對不同位置管材金相組織進行觀察。

如表3所示，管材的化學成分符合GB/T 699-1999《優質碳素結構鋼》中對20號碳鋼的要求。腐蝕較輕微區與腐蝕坑邊緣的金相組織均為典型的鐵素體-珠光體組織，不存在晶粒異常粗大和晶界處有夾雜物的現象，組織均勻。管材金相組織和化學成分分析結果表明失效管材無嚴重缺陷，排除管材原因導致的腐蝕穿孔。

圖 3失效管段金相組織

Figure 3.Metallographic structure of the failed pipe section: (a) the location of the lighter corrosion; (b) the location of the corrosion pit

2.4 腐蝕產物

通過JEOL JSM-7200F型掃描電子顯微鏡（SEM）觀察腐蝕產物膜表面及截面形貌，并利用OXFORD X-Max50型能譜儀（EDS）進行區域成分分析，并獲得截面腐蝕產物膜沿壁厚方向的成分分布。

由圖4可見：腐蝕產物膜可分為兩個典型區域，區域a呈現非晶態，而區域b由片狀的腐蝕產物堆積而成。EDS測試結果表明：區域a的腐蝕產物主要由26.3%（質量分數，下同）Fe、72.1% O組成，而區域b腐蝕產物主要含有51.9% Fe、44.8% O。結合腐蝕產物形貌特征，推測區域a的腐蝕產物主要為鐵的氧化物，區域b的腐蝕產物是FeCO3。2號試樣腐蝕產物膜同樣分為兩個典型區域，區域c為細小的晶體顆粒，而區域d由層片狀的腐蝕產物堆積而成。EDS測試結果表明：區域c腐蝕產物主要由20.6% Fe、64.8% O元素組成，而區域d腐蝕產物主要含有46.4% Fe、53.6% O。結合腐蝕產物形貌特征，推測區域c的腐蝕產物是FeCO3，而區域d的腐蝕產物為鐵的氧化物。

圖 4失效管段表面SEM形貌以及EDS分析結果

Figure 4.SEM morphology (a, b) and EDS analysis results (c, d) of the failed pipe

由圖5可見：腐蝕較輕（5號試樣）表面的腐蝕產物膜未完全覆蓋，外層腐蝕產物膜較為疏松，底部存在較淺的點蝕坑。EDS測試結果表明：區域A的腐蝕產物主要由27.1% Fe、67.8% O元素組成，區域B的腐蝕產物主要含有41.4% Fe、57.4% O。推測區域A的腐蝕產物是FeCO3，區域B為鐵的氧化物。此外，在腐蝕坑底部存在4.2%的Cl元素，因此對該位置進行線分布以及面分布的掃描，結果如圖5（c）（d），發現腐蝕坑底部存在明顯Cl的富集。

圖 5腐蝕較輕處（5號試樣）的截面SEM形貌以及相應EDS分析結果

Figure 5.SEM morphology of the cross-section (a) and the corresponding EDS analysis results (b-d) at the area with less severe corrosion (sample 5)

由圖6可見：腐蝕坑底部腐蝕產物較為疏松且存在明顯的裂紋。EDS測試結果表明：區域A的腐蝕產物主要由24.1% Fe、68.3% O組成，區域B腐蝕產物含有27.4% Fe、73.6% O。推測區域A、B的腐蝕產物均為FeCO3。此外，腐蝕坑底部存在明顯的Cl富集，而且腐蝕穿孔位置腐蝕坑底部的Cl質量分數（7.2%）明顯高于腐蝕較輕區域底部的（4.2%）。

圖 6腐蝕坑處（3號試樣）的截面SEM形貌以及相應EDS分析結果

Figure 6.SEM morphology of the cross-section (a) and the corresponding EDS analysis results (b-d) at the corrosion pit (sample 3)

為進一步明確腐蝕產物組成，利用XRD對腐蝕較輕部位和腐蝕坑內的腐蝕產物進行物相分析，結果如圖7所示。兩個區域腐蝕產物基本相同。主要腐蝕產物為FeCO3，是典型的CO2腐蝕產物。此外，還檢測到一定量的Fe2O3及Fe3O4。結合前述現場氣體組分檢測結果，現場氣質中不含O2，推測上述氧化物是因為失效管段取樣脫離腐蝕環境后，長時間暴露在空氣中發生氧化。

圖 7失效管段不同位置腐蝕產物的XRD圖譜

Figure 7.XRD patterns of corrosion products of failed pipe section at different areas

3. 失效機理

綜上所述，失效管段材質為碳鋼，輸送介質為高含水率原油，氣相中含CO2，不含H2S與溶解氧，采出水中礦化度及Cl-含量較高，介質腐蝕性較強，服役溫度接近CO2腐蝕敏感溫度區間，這些環境條件易引發地面管線的CO2腐蝕。結合前文腐蝕產物分析結果，該地面管線發生失效的主要原因是氯離子參與下的CO2腐蝕導致的局部腐蝕穿孔。具體機理如圖8所示。

圖 8CO2-Cl-腐蝕模型示意

Figure 8.Schematic diagram of CO2-Cl-corrosion model

首先，CO2與水反應生成碳酸，腐蝕管道表面，形成FeCO3腐蝕產物膜。但該環境中形成的腐蝕產物膜較為疏松，見圖5（a），其保護性較差，在一定流速下，疏松的腐蝕產物膜容易被破壞，進一步加劇了腐蝕產物膜的不完整性。在失效管段的腐蝕坑底部，發現了氯離子富集，這是導致局部腐蝕發生的重要因素。在CO2腐蝕中，當溶液中Cl-含量較高時，Cl-可以通過催化機制促進鐵的溶解，形成中間腐蝕物質從而加速腐蝕反應，Cl-的催化機理如下：

由于Cl-半徑很小，Cl-可以穿透腐蝕產物膜并聚集在基體金屬表面。另外，當Cl-和其他陰離子共存時，特別是當Cl-含量高時，Cl-優先吸附在金屬表面。因此大量的Cl-聚集在金屬表面和腐蝕產物膜之間的連接邊界中，見圖[6（d）]。Cl-與基體接觸，成為小陽極，此時鋼表面大部分區域仍具有FeCO3膜，成為大陰極，這種特定的由大陰極、小陽極組成的腐蝕電偶會使陽極區加速溶解，并由于氯離子的大量聚集，在電荷平衡的作用下，大量H+遷移進入蝕坑底部，導致局部酸化，又進一步加速了點蝕發展。雖然蝕坑內部也堆積了大量的腐蝕產物，但這些腐蝕產物存在大量裂紋（圖6），且與金屬基體結合不緊密，保護性較差，無法阻止點蝕的發展。隨著腐蝕反應的進行，點蝕坑不斷擴展，最終導致管壁腐蝕穿孔。

4. 結論與建議

針對某海洋石油地面管線，開展了腐蝕失效分析，得到以下結論與建議：

（1）該油田地面管線服役溫度為53~58 ℃，流速為1.0~1.2 m/s，材料為組織均勻無夾雜的標準20號鋼。地面管線采出氣中主要含有CH4以及少量的CO2，不含H2S和O2，采出液礦化度及Cl-含量較高，結垢傾向低，未檢測到SRB等微生物。

（2）該管線腐蝕穿孔的主要原因是CO2與氯離子共同作用下的局部腐蝕。具體而言，輸送介質中的高含水率和CO2導致了FeCO3腐蝕產物膜的形成，但該腐蝕產物膜在運行溫度下形成不均勻的腐蝕產物膜。氯離子的富集進一步促進了腐蝕的局部化，加劇了點蝕，最終導致管道發生穿孔。

（3）為避免類似問題的發生，建議采取以下措施：①加強腐蝕監測，定期監測CO2和氯離子含量，及時調整管道保護策略；②針對此類環境下的新管道，優化管道材料選擇；針對高腐蝕性環境，建議使用更耐CO2腐蝕的低合金管材或改善現有材質的防腐性能；③加強流速控制，優化管道內流速，以減少腐蝕介質的沖刷作用，降低腐蝕速度。

文章來源——材料與測試網