海底管道是海上油气田开发的大动脉，是海洋油气资源开发工程的重要组成部分。但是这些大规模的海底油气运输管道，必然会受到海洋环境的腐蚀侵害。
海底管道的腐蚀问题主要来自以下几个方面：管线内流体的腐蚀、海洋环境所引起的外腐蚀、交叉作业和自然灾害造成的机械损伤等。我国每年因腐蚀造成的经济损失至少有200亿元，尤其是在石油化工企业腐蚀损失量更大。
1 失效件概述
某油田管线所在海区水深约为30m，年平均气温为22.9℃，底层流速达1.08m/s。XX12-1B平台和XX12-1A平台之间采用立管（RISER）和输送管（PIPELINE）连接。XX12-1B平台高度31.4m，XX12-1A平台高度30.2m，输送管线总长度为2.3km。B平台下岸海底管道压力范围为1.5MPa~2.0MPa，A平台上岸海底管道压力基本维持在约1.6MPa。下岸海底管道与上岸海底管道内压力间存在0.5Mpa的压降。B平台至A平台间立管和输送管道均为双层管，双层管结构由外向内依次为：防腐蚀层、外管、聚氨酯保温层、内管。间隔一定距离安装隔离木，用于支撑外管与内管间距离。由B平台输送至油田A中心平台的流体包括：原油、油田产出水和天然气。B平台至A平台间海底管道外腐蚀采用牺牲阳极阴极保护。输送过程中，在流体中加注缓蚀剂和防垢剂用于管线防护。目前，B平台外输管线采用缓蚀剂HYH-80-N和阻垢剂HYZ-121，加注方式为连续加注，质量浓度均为30mg·L。
图1 B平台至A平台海底管道示意图
2 试样形貌
2.1宏观形貌
失效件取样位于弯管4处内管膨胀弯管一段，尺寸为Φ273.1*11.1mm，钢号为X65。
图2中样品放置方向为服役时的6点方向朝上，可观察到样品自弯管下游起6点方向存在成串的穿孔，从距下游焊缝0.57m处开始出现穿孔，成串的穿孔延伸至下游直管段。样品外壁6点方向存在局部腐蚀，直管段外壁有成片的腐蚀坑，弯管外壁6点方向存在腐蚀坑。将样品剖开，观察分析样品腐蚀情况，见图3。
图2样品宏观形貌
（a）内壁腐蚀穿孔
（b）内壁焊缝处腐蚀形貌
图3样品内壁腐蚀形貌
由图2、3可见，样品外壁腐蚀主要集中在6点方向，腐蚀区域从管端至焊缝，腐蚀方式为点蚀，最大腐蚀坑深度2.12mm直径27.24mm，部分腐蚀坑出现穿孔，参考海底管道服役工况，推断穿孔是由海底管道内壁腐蚀造成的，穿孔方向由内壁至外壁。
海底管道内壁附着有黑色油泥导致管体内壁呈黑色。为进一步观察样品内壁腐蚀产物形貌，用丙酮清洗除油后，观察内壁腐蚀产物形貌。样品管体内壁覆盖致密腐蚀产物层，厚度约为0.6~1.0mm。腐蚀产物表面凹凸不平，但凹凸处边缘圆滑，各方向腐蚀产物均无龟裂现象。腐蚀产物主要为黑灰色，部分区域呈红棕色，估计为样品腐蚀产物在大气中氧化所致。值得注意的是，样品焊缝处测量点壁厚与其他位置测量点壁厚相差不大，且腐蚀程度相似，因此焊缝并非海底管道的腐蚀薄弱环节，这与宏观分析结果吻合。
2.2微观形貌分析
为观察海底管道内壁腐蚀形貌，在样品弯管段12点方向、6点方向切取15×15mm块状试样，用丙酮清洗烘干后，并用SEM观察其横截面形貌并进行EDS分析。如图4.
（a）样品12点方向
（b）样品12点方向
（c）样品6点方向
（d）样品6点方向
图4样品内壁横截面形貌及腐蚀产物能谱分析
表1样品内壁腐蚀产物能谱分析结果（原子百分比atom%）
如图4所示，样品直管段内壁12点方向腐蚀产物较薄，内壁可见底大口小的葫芦状腐蚀坑，坑内填满由Fe、C、O和少量S组成的腐蚀产物。图2（c）为6点方向原有的较厚腐蚀产物脱落处，残留的腐蚀产物呈碎屑状。紧贴金属壁的腐蚀产物由Fe、C、O组成。在弯管内壁可观察到鳞片状晶体，该晶体以Fe、C、O元素比为1:1:3并含有少量的S元素，根据晶体形貌和能谱分析结果的原子百分比推断，管体内壁鳞片状晶体为FeCO3。
对现场取得的典型部位腐蚀产物清洗研磨后进行XRD分析，XRD测试环境真空度为10-8Torr，辐射光源为AlKα（1486.71eV）单色光源，光源强度为100W（10mA，10kV），采用中核电荷补偿表面电荷影响，键能标定采用C-H键（标准峰283.6eV，试验峰284.8eV，Δ=1.2eV）。
通过对XRD谱拟合可以发现，腐蚀产物主要以有少量Fe的氧化物、等沉积物，样品中还含一定量细砂。在油田生产中还是不可避免带入少量细砂，因此，在后续的高压阀模拟试验中加入少量的细砂进行模拟。通过腐蚀产物分析这表明海底管道内壁覆盖的硫酸锶钡盐结垢层，垢层表面存在较多裂纹，其在局部形成了垢下腐蚀环境，加速了海底管道内壁腐蚀。
图5内壁腐蚀产物XRD谱
3 模拟试验
根据现场提取的油水混合样，进行初步油水分离后与现场运回的硫酸盐还原菌（SRB）培养液混合，室内进行结垢预测，本实验参照《SY-T 0026-1999 水腐蚀性测试方法》，《SY-T5273-2000 油田采出水用缓蚀剂评价方法》，使用高温高压釜进行挂片实验，挂片条件如下：（A）有细菌环境+细砂；（B）无细菌环境+细砂；（C）无细菌环境+细砂+挂片上有碳酸钙和硫酸钡垢层；（D）有细菌+细砂+挂片上有碳酸钙和硫酸钡垢层；
试验中海底管道的实际出口温度为48℃，出口压力为1.6MPa，含水率21%，试验周期30d。试验环境有油水混合液环境1、2和高压釜环境，其中，油田混合液直接取自现场，高压釜底环境模拟油田采出水环境。试验结束后，观察局部腐蚀情况，并对挂片失重进行测量，计算腐蚀速率，对腐蚀后的挂片进行电镜扫描分析。
表2试片在不同试验条件下挂片试验30d后的腐蚀速率
表3试片在不同试验条件下挂片试验30d后的最大点蚀深度（mm）
由表2、3可见：釜底的挂片都要比同条件油水介质中的挂片腐蚀严重，根据水质分析和结垢预测并结合现场垢样分析结果，现场管内有钡盐、有结垢物质，所以试验工况中：有SRB、有细砂、有碳酸钙硫酸钡垢层最符合现场工况。
将试验后的挂片用石油醚清洗表面的油污后，进行SEM分析，如图6。很明显，在高压釜实验条件（a）、（b）中，SRB的存在导致腐蚀产物增多，在（c）、（d）中，碳酸钙硫酸钡垢层的存在，导致腐蚀更为严重。在实验条件D（有SRB，有细砂，有碳酸钙硫酸钡垢层）下，腐蚀最为严重，出现大量点蚀坑，而且蚀坑深度最深，说明SRB+碳酸钙硫酸钡垢层的存在对挂片腐蚀影响更为严重。
（a）：有SRB，有细砂 （b）：无SRB，有细砂 （c）：无SRB，有细砂，有碳酸钙硫酸钡垢层（d）：有SRB，有细砂，有碳酸钙硫酸钡垢层
图6高压釜底挂片SEM照片
4 结论与建议
根据海底管道腐蚀失效分析，实验室模拟试验结果，同时参考海底管道服役工况得出以下结论：
在深海管道材质满足API5L的要求，焊缝区没有表现出较管道本体更加严重的腐蚀趋势。
海底管道内部发生了结垢，垢样组成主要有CaCO3、BaSO4等组成，其在局部形成了“垢下”腐蚀环境，加速了海底管道内壁腐蚀，最终导致腐蚀由内至外穿孔。
实验室高压釜模拟实验表面：有SRB+有细砂+有碳酸钙硫酸钡垢层最符合现场工况。测试最深处约0.060mm，通过计算得到点蚀速率为0.6488mm/a。
针对海底管道失效，根据分析结果，提出以下建议：
在继续保持现有的电化学牺牲阳极保护措施外，评选适合B至A海底管道流体使用的防垢剂，该防垢剂既能抑制CaCO3，还能抑制BaSO4结垢，其加注于海底管道，可有效降低结垢物，防止结垢物质沉积管底，破坏“垢下”腐蚀的环境；
增加流速，降低流体在海底管道内的停留时间，避免油水分离；或者直接在B平台进行油水分离，降低海底管道油水混合物的含水量；
定期清管，为了有效破坏“垢下”腐蚀环境，建议可以考虑采用直板或者皮碗等除垢较好的清管器，并每次对清管产物进行分析，确定清管效果；
加强海底管道腐蚀检测，包括：防垢剂效果，清管效果，腐蚀速率变化趋势，水样中结垢离子变化等，做到及时发现问题，及时解决问题。