李 虎， 黃冬云， 巴 硯， 謝金秋

(中海油研究總院，北京 100028)

南海某氣田管線重量控制研究

李 虎， 黃冬云， 巴 硯， 謝金秋

(中海油研究總院，北京 100028)

針對(duì)南海某氣田管線物流含CO2的特點(diǎn)，簡要分析了CO2對(duì)碳鋼的腐蝕原理，提出了防止CO2腐蝕的措施。闡述了重量控制在該氣田的重要性，并結(jié)合重量控制的要求，對(duì)含CO2的工藝管線材質(zhì)進(jìn)行比選優(yōu)化，達(dá)到減輕平臺(tái)管線重量的目的。

管線重量；重量控制；腐蝕機(jī)理；CO2腐蝕

0 引 言

海洋石油生產(chǎn)平臺(tái)是海上油氣田開發(fā)的重要設(shè)施，通常分為固定式平臺(tái)和浮式平臺(tái)。對(duì)于300m水深以下，導(dǎo)管架式固定平臺(tái)的應(yīng)用最廣。導(dǎo)管架平臺(tái)由上部組塊和導(dǎo)管架組成，上部組塊主要是油氣生產(chǎn)的設(shè)備以及操作人員的生活設(shè)施等，而導(dǎo)管架為上部組塊提供結(jié)構(gòu)支撐。近年來隨著我國深海油氣勘探開發(fā)能力的不斷提升，大儲(chǔ)量油氣田的開發(fā)不斷增多，平臺(tái)規(guī)模也越來越大，由于受海上施工船舶資源的限制，有效控制海上平臺(tái)設(shè)施重量尤為重要。

南海某深水氣田開發(fā)即采用導(dǎo)管架式固定平臺(tái)的開發(fā)模式，水深約200m，該平臺(tái)為中心處理平臺(tái)，處理來自4個(gè)不同水下生產(chǎn)系統(tǒng)的物流，物流中CO2含量較高。平臺(tái)設(shè)有油氣生產(chǎn)處理設(shè)施、生活動(dòng)力設(shè)施、油氣外輸設(shè)施及公用設(shè)備設(shè)施等，平臺(tái)規(guī)模龐大，組塊浮托重量達(dá)32000t，在世界范圍僅有兩艘船舶可進(jìn)行該組塊的安裝作業(yè)，因此，在設(shè)計(jì)時(shí)需要嚴(yán)格控制組塊重量，其中管線重量占比近20%，因而控制管線重量顯得尤為重要。該氣田物流中CO2含量高，對(duì)管線材質(zhì)提出了防腐的要求，為管線重量控制帶來更大挑戰(zhàn)。在考慮防止CO2腐蝕的基礎(chǔ)上，本文對(duì)管線材質(zhì)進(jìn)行比選優(yōu)化，達(dá)到減輕平臺(tái)管線重量的目的。

1 CO2腐蝕原理及防護(hù)措施

1.1 CO2腐蝕機(jī)理

CO2氣體溶于水后形成碳酸，對(duì)鋼鐵材料具有極強(qiáng)的腐蝕性。鋼鐵在CO2水溶液中的腐蝕過程相當(dāng)于鋼在酸溶液的電化學(xué)反應(yīng)。研究對(duì)腐蝕的陽極反應(yīng)觀點(diǎn)較為一致，其反應(yīng)機(jī)理如下：

而對(duì)腐蝕的陰極反應(yīng)機(jī)理研究較為廣泛，研究表明，鋼在CO2溶液中的腐蝕速率受析氫動(dòng)力學(xué)所控制，CO2溶于水后形成碳酸，釋放出氫離子，氫離子極化性極強(qiáng)，易奪取電子，導(dǎo)致陰極鐵溶解而腐蝕。其中主要有兩種觀點(diǎn)[1—4]，一種是非催化的氫離子在陰極的還原反應(yīng)，另一種是表面吸附CO2氫離子的催化還原反應(yīng)。

上述腐蝕機(jī)理是對(duì)裸露在CO2溶液中的鋼鐵而言[5]。實(shí)際上，在含CO2油氣環(huán)境中，腐蝕初期金屬表面裸露在CO2溶液中，隨著腐蝕的進(jìn)行，金屬表面逐漸被腐蝕產(chǎn)物覆蓋，隨后的腐蝕反應(yīng)會(huì)受到腐蝕產(chǎn)物膜的影響，腐蝕產(chǎn)物膜的穩(wěn)定性、厚度等對(duì)后續(xù)腐蝕產(chǎn)生重要影響。當(dāng)腐蝕產(chǎn)物膜較厚、黏附性強(qiáng)且組織結(jié)構(gòu)致密時(shí)，就能夠有效阻止腐蝕的擴(kuò)展，反之則會(huì)繼續(xù)產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕。

實(shí)際生產(chǎn)中，CO2的腐蝕破壞往往表現(xiàn)為局部腐蝕穿孔[6—7]。20世紀(jì)90年代起，CO2腐蝕研究的重點(diǎn)逐漸轉(zhuǎn)移到局部腐蝕機(jī)理和防護(hù)技術(shù)上來。Xia等[8—10]對(duì)CO2局部腐蝕提出了各自的研究觀點(diǎn)，相似之處在于認(rèn)為碳鋼的CO2局部腐蝕是由于在材料表面覆蓋了腐蝕產(chǎn)物構(gòu)成了電偶腐蝕，從而加速了碳鋼的局部腐蝕；不同之處在于電偶腐蝕的腐蝕產(chǎn)物不同。

1.2 CO2防護(hù)措施

實(shí)際上，對(duì)于CO2腐蝕的管線內(nèi)防護(hù)，目前在油氣田中應(yīng)用較為廣泛的方式是管線的選材和緩蝕劑的使用。

管材的化學(xué)成分對(duì)腐蝕過程的影響很大。諸多研究結(jié)果表明[11—12]，在含有CO2的油氣田開發(fā)中，不銹鋼表現(xiàn)出優(yōu)良的抗腐蝕性能，隨著Cr含量的增大，腐蝕速率降低，一般Cr含量達(dá)到12%時(shí)，其耐蝕性能已經(jīng)非常好，但耐蝕合金價(jià)格貴，需要綜合經(jīng)濟(jì)性考慮。

緩蝕劑是一種以適當(dāng)濃度和形式存在于環(huán)境中，防止或減緩腐蝕的化學(xué)物質(zhì)，也稱為腐蝕抑制劑。它用量很小，但效果顯著，已成為防腐蝕技術(shù)中應(yīng)用最廣泛的方法之一。合理使用緩蝕劑是防止金屬及其合金在環(huán)境介質(zhì)中發(fā)生腐蝕的有效方法。通常吸附性緩蝕劑被認(rèn)為是抑制CO2腐蝕的關(guān)鍵，由于CO2對(duì)金屬的腐蝕是以氫去極化腐蝕為主[13—14]，金屬表面氧化產(chǎn)物極易被溶解脫落，導(dǎo)致新的金屬表面暴露在腐蝕溶液中，使腐蝕擴(kuò)展，而吸附型緩蝕劑會(huì)吸附在金屬表面，形成一層腐蝕產(chǎn)物層，從而抑制腐蝕的擴(kuò)展。

2 管線重量優(yōu)化

該氣田物流中CO2含量較高，采用普通碳鋼加入緩蝕劑的防腐方案還是直接采用耐蝕合金，需要綜合考慮。

通過軟件模擬計(jì)算可以獲得CO2對(duì)碳鋼管線的腐蝕速率，根據(jù)工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，緩蝕劑的腐蝕效率一般按照80%考慮，油田開發(fā)全生命周期內(nèi)，普通碳鋼腐蝕裕量可通過計(jì)算得到，如表1所示。

表1 不同壓力下的CO2對(duì)碳鋼的腐蝕速率

在工程實(shí)踐項(xiàng)目中，采用碳鋼加入緩蝕劑的防腐方案時(shí)，碳鋼的腐蝕裕量一般不大于6mm，分析表1可知，管線不同設(shè)計(jì)壓力下的腐蝕裕量均超過6mm，因此，不宜采用此防腐方案。

采用耐蝕合金也是防止CO2腐蝕的常見措施。海洋工程設(shè)計(jì)中，最常用的耐蝕合金有316L和雙向不銹鋼(應(yīng)用最為廣泛的牌號(hào)為S31803)。兩種材質(zhì)均有優(yōu)異的耐腐蝕性能，316L許用應(yīng)力較低，但價(jià)格也相對(duì)便宜。同樣壓力等級(jí)下，316L的強(qiáng)度較低，管線的壁厚會(huì)更大，導(dǎo)致的管線重量也會(huì)增加，下面進(jìn)行具體比較。

海上用于輸送油氣和公用介質(zhì)的管線通常采用ASME B31.3 Process Piping規(guī)定的壁厚計(jì)算方法：tm=PD/2(SE+PY)+CA，其中tm為滿足內(nèi)壓、機(jī)械加工、腐蝕及侵蝕要求的最小壁厚；P為設(shè)計(jì)內(nèi)壓；D為管線外徑；S為材料許用應(yīng)力；E為縱向焊縫系數(shù)；CA為考慮機(jī)械加工減薄量(螺紋槽深度)和腐蝕裕量的附加厚度。計(jì)算得到的壁厚并非最終的管線壁厚，為保證在運(yùn)輸、安裝過程中本身的強(qiáng)度和剛度要求，在工程設(shè)計(jì)中，會(huì)規(guī)定不同管徑的最小壁厚，即計(jì)算壁厚如果小于最小壁厚，則采用最小壁厚作為最終管線壁厚。圖1～5為不同壓力等級(jí)下的管線壁厚及最小壁厚。

圖1 5700kPaG的管壁厚Fig.1 Pipe wall thickness under 5700kPaG

圖2 8470kPaG的管壁厚Fig.2 Pipe wall thickness under 8470kPaG

圖3 12200kPaG的管壁厚Fig.3 Pipe wall thickness under 12200kPaG

圖4 14600kPaG的管壁厚Fig.4 Pipe wall thickness under 14600kPaG

圖5 25100kPaG的管壁厚Fig.5 Pipe wall thickness under 25100kPaG

由圖1分析可知，在較小壓力(5700kPaG)下，管徑小于4英寸(1英寸≈2.54cm)時(shí)，316L和S31803計(jì)算壁厚比最小壁厚小，應(yīng)選取最小壁厚作為管線壁厚，同樣的鋼材用量，選擇價(jià)格較低的316L作為管材更經(jīng)濟(jì)，同時(shí)能夠保證平臺(tái)重量不會(huì)因管線選材而增加。

由圖2～5分析可知，隨著管線壓力及管徑的增大，316L材質(zhì)的管線壁厚遠(yuǎn)大于S31803材質(zhì)的管線壁厚，這樣會(huì)大大增加平臺(tái)重量。以20英寸的工藝管線為例，在設(shè)計(jì)壓力為25100kPaG時(shí)，316L為管材的計(jì)算壁厚為55.36mm，S31803為管材的計(jì)算壁厚為30.82mm，壁厚減小了45%左右，管道重量相應(yīng)減少42%。因此，在較大壓力及較大管徑的系統(tǒng)中，選擇S31803作為管線材料更為合理。

合理的材質(zhì)選擇能夠有效防止CO2腐蝕，降低管線重量。據(jù)本項(xiàng)目初步統(tǒng)計(jì)，采用S31803材質(zhì)的管線長度約為2000m，重量估算約為600t，比采用316L材質(zhì)的管線重量減少約400t，占平臺(tái)總管線重量的10%左右。

3 結(jié) 語

該氣田位于中國南海，具有設(shè)計(jì)規(guī)模大、組塊重量大以及物流中CO2含量較高等特點(diǎn)，該項(xiàng)目面臨著防止CO2腐蝕和組塊減重的雙重壓力，在一定程度上防止CO2腐蝕會(huì)增大化學(xué)藥劑設(shè)備的規(guī)模或提高材質(zhì)等級(jí)，都會(huì)使組塊重量增加，與平臺(tái)減重相矛盾，因此，給設(shè)計(jì)帶來了巨大挑戰(zhàn)。

本文通過深入分析計(jì)算，認(rèn)為選取碳鋼加入緩蝕劑的防腐方案無法滿足防腐要求。在較小壓力及較小管徑的管線中，選擇價(jià)格較低的316L作為管材更經(jīng)濟(jì)，且保證平臺(tái)重量不會(huì)因管線選材而增加。在較大壓力及較大管徑的管線中，以S31803作為管線材料比316L更合理，可有效減少平臺(tái)管線重量。

隨著我國南海大開發(fā)的不斷推進(jìn)，類似規(guī)模甚至更大規(guī)模的油氣田會(huì)不斷被探索開發(fā)，對(duì)于此類油氣田項(xiàng)目，本文探討的內(nèi)容極具借鑒意義。

[1] Schmitt G. CO2corrosion mechanism [C]. NACE Corrosion 1984,1984： 10.

[2] 張學(xué)元，王鳳平，陳卓元，等.油氣開發(fā)中二氧化碳腐蝕的研究現(xiàn)狀和趨勢[J].油田化學(xué)，1997(2)： 190.

Zhang Xue-yuan, Wang Feng-ping, Chen Zhuo-yuan, et al. Advances and prospects on CO2corrosion for oil and gas production [J]. Oilfield Chemistry, 1997(2): 190.

[3] Jones L M. Corrosion and water technology for petroleum producer [M]. Tulsa： Oil and Gas Consultants International Inc., 1988.

[4] Burke P A. Recent progress in the understanding of CO2[C]. NACE Corrosion 1985,1985： 3.

[5] 王鳳平,李曉剛,杜元龍.油氣田開發(fā)中CO2腐蝕[J].腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù),2002,14(4)： 223.

Wang Feng-ping, Li Xiao-gang, Du Yuan-long. CO2corrosion for oil and gas production [J] Corrosion Science and Protection Technology, 2002,14(4)： 223.

[6] 李國敏,李愛魁,郭興蓬,等.油氣田開發(fā)中的CO2腐蝕及防腐技術(shù)[J].材料保護(hù),2003,36(6)： 1.

Li Guo-min, Li Ai-kui, Guo Xing-peng, et al. CO2corrosion and protection technology for oil and gas production [J]. Material Protection, 2003,36(6)： 1.

[7] 李曉偉,高延敏.CO2腐蝕的研究現(xiàn)狀及其控制措施[J].腐蝕科學(xué)與防腐技術(shù),2009,21(6)： 553.

Li Xiao-wei, Gao Yan-min. Research situation and control measures on CO2corrosion[J]. Corrosion Science and Protection Technology, 2009,21(6)： 553.

[8] Xia Z， Chou K C， Szklarska-Smialowska Z. Pitting corrosion of carbon steel in CO2-containing NaCl brine [J]. Corrosion, 1989,45(8)： 636.

[9] Rlesenfeld F C， Blohm C L. Corrosion problems in gas purification units employing MEA solutions [J]. Petroleum Refiner, 1950,29(4)： 141.

[10] Colet J L， Thevenot N， Nesic S. Role of conductive corrosion products in the protectiveness of corrosion layer [J]. Corrosion, 1998,54(2)： 194.

[11] Ikeda A, Ueda M, Mukai S. CO2corrosion behavior of carbon and Cr steels [C]. NACE Corrosion 1984,1984： 19.

[12] Nyborg R, Dugstad A. Mesa corrosion attack in carbon steel and 0.5% chromium steel [C]. NACE Corrosion 1998,1998： 98029.

[13] Awad H S. Surface examination and analysis of steel inhibited by 1-hydroxyethylidene 1,1-diphosphonic acid in presence of zinc ions [J]. Corrosion Engineering Science and Technology, 2005,40(1)： 58

[14] 汪的華,甘復(fù)興,姚祿安.緩蝕劑的吸附行為研究進(jìn)展與展望[J].材料保護(hù),2000,33(1)： 29.

Wang De-hua, Gan Fu-xing, Yao Lu-an. Advances and prospects on adsorption behaviors of interface corrosion inhibitor [J]. Material Protection, 2000,33(1)： 29.

ResearchonPipingWeightControlofaGasFieldintheSouthChinaSea

LI Hu, HUANG Dong-yun, BA Yan, XIE Jin-qiu

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

We review the mechanism of CO2corrosion in gas field exploitation of a platform in the South China Sea. The relevant protection methods are also introduced. The importance of weight control is emphasized to this platform. The selection of pipe material is considered to reduce piping weight so that the overall weight of the platform is controlled within the required weight limits.

piping weight; weight control; corrosion mechanism; CO2corrosion

TE988.2

A

2095-7297(2017)04-0217-04

2017-04-07

李虎(1986—)，男，碩士，工程師，主要從事海洋平臺(tái)布置及重量控制工作。