渤海某海底混輸管道內(nèi)腐蝕原因分析

高凌霄 王驊鐘

（中海油（天津）管道工程技術(shù)有限公司，天津 300452）

0 引言

渤海油田的大部分海底管道投產(chǎn)超過(guò)10年，管道失效穿孔是當(dāng)前海底管道安全運(yùn)行面臨的主要問(wèn)題，其中內(nèi)腐蝕原因?qū)е碌暮５坠艿朗д急燃s為34%。由于海上平臺(tái)空間有限，油氣的處理一般集中于FPSO或中心平臺(tái)處理，所以海底管道大部分為油氣水混輸?shù)募數(shù)幕燧敼艿馈Ｓ蜌馑燧敼艿烙捎诹餍投嘧?，氣相中CO2和H2S等腐蝕性氣體的存在，同時(shí)水相中存在細(xì)菌繁殖、結(jié)垢傾向等問(wèn)題，多種內(nèi)腐蝕因素交互影響，使內(nèi)腐蝕原因分析及控制一直是海底管道運(yùn)維的難點(diǎn)與重點(diǎn)[1]。

渤海某海底管道同時(shí)存在高含水和高濃度CO2的問(wèn)題，且水質(zhì)結(jié)垢傾向嚴(yán)重，2017年，第一次智能內(nèi)檢測(cè)結(jié)果顯示海底管道最大腐蝕深度超過(guò)50%，2020年第二次智能內(nèi)檢測(cè)顯示腐蝕點(diǎn)數(shù)較第一次增加了約16000個(gè)，腐蝕情況嚴(yán)重，為了遏制腐蝕繼續(xù)擴(kuò)大，亟需對(duì)海底管道內(nèi)腐蝕原因進(jìn)行分析。

1 概述

1.1 ODP設(shè)計(jì)基本參數(shù)

混輸海底管道投產(chǎn)于2012年，設(shè)計(jì)壽命25年，結(jié)構(gòu)為雙層管道，內(nèi)管管徑為35.7mm，壁厚15.9mm，管道鋼級(jí)為X65，長(zhǎng)度為32km。海底管道ODP設(shè)計(jì)最大操作壓力為5.5MPa，最大設(shè)計(jì)溫度78℃。

1.2 海底管道基本工況

海底管道入口運(yùn)行壓力為4.5MPa，出口運(yùn)行壓力為3.9MPa，入口運(yùn)行溫度為70℃，出口運(yùn)行溫度為45℃，輸送介質(zhì)中原油日輸量為8500m3，生產(chǎn)水日輸量為9900m3，標(biāo)態(tài)下天然氣日輸量為49.3×104m3。海底管道入口處CO2含量（體積分?jǐn)?shù)）為9%～16%，H2S含量為9～26ppm。

1.3 海底管道腐蝕掛片監(jiān)測(cè)情況

海底管道腐蝕監(jiān)測(cè)主要依據(jù)腐蝕掛片，根據(jù)中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司相關(guān)規(guī)定，腐蝕掛片檢測(cè)周期為每季度一次。自2015年～2020年腐蝕速率均小于0.0254mm/a，按 NACE RP 0775標(biāo)準(zhǔn)屬于低度腐蝕[2]。腐蝕速率變化如圖1所示。

圖1 海底管道腐蝕掛片檢測(cè)變化趨勢(shì)

1.4 海底管道內(nèi)檢測(cè)

海底管道在2017年和2020年進(jìn)行了2次內(nèi)檢測(cè)。2017年與2020年內(nèi)檢測(cè)情況統(tǒng)計(jì)對(duì)比如表1所示。

由表1可知，在2017年～2020年，高腐蝕點(diǎn)發(fā)展速度并不明顯，金屬損失40%以上沒(méi)有增長(zhǎng)，金屬損失30%～40%增加1處，在數(shù)量上并沒(méi)有發(fā)生明顯的增加。對(duì)于低腐蝕點(diǎn)在數(shù)量上則有了相對(duì)明顯增加，金屬損失10%～30%的點(diǎn)數(shù)增加了15907處。

表1 2017年與2020年內(nèi)檢測(cè)情況統(tǒng)計(jì)

金屬損失超過(guò)40%的腐蝕點(diǎn)在海底管道中的位置如表2所示，腐蝕點(diǎn)（6693.51m）時(shí)鐘方向在管道中示意圖如圖2所示，腐蝕缺陷位置隨海底管道距離變化的趨勢(shì)如圖3所示。

圖2 腐蝕點(diǎn)（6693.51m）時(shí)鐘方向在管道示意

圖3 腐蝕缺陷位置隨海底管道距離變化的趨勢(shì)

表2 金屬損失超過(guò)40%的腐蝕點(diǎn)位置統(tǒng)計(jì)

由表2可知，腐蝕深度超過(guò)40%的腐蝕點(diǎn)集中于6600～11100m之間，時(shí)鐘方向在2:27～4:15之間。

由圖3可知，腐蝕缺陷點(diǎn)數(shù)呈中間少，兩端多的態(tài)勢(shì)，且前端腐蝕缺陷位置時(shí)鐘范圍更寬，主要原因是前端壓力高，氣體在管道內(nèi)體積占比較小，氣液界面更高所致。

1.5 海底管道藥劑加注情況

加注藥劑是海底管道腐蝕防護(hù)主要措施之一，其中緩蝕劑和阻垢劑是油氣田腐蝕防護(hù)所需的兩種加注藥劑。緩蝕劑可以看做是一種“涂層”，是一種有機(jī)成膜的物質(zhì)，阻斷腐蝕介質(zhì)同鋼管內(nèi)部的接觸，達(dá)到腐蝕防護(hù)的效果[3]。阻垢劑具有能分散水中的難溶性無(wú)機(jī)鹽、阻止或干擾難溶性無(wú)機(jī)鹽在金屬表面的沉淀、結(jié)垢功能，達(dá)到防治垢下腐蝕的效果。海管管道藥劑加注情況如圖4所示，其中BHH-01C針對(duì)15%的CO2含量加注40ppm濃度下緩蝕效率高達(dá)90%。

圖4 藥劑加注情況統(tǒng)計(jì)

2 海底管道腐蝕因素

2.1 CO2和H2S

海底管道的CO2含量在9%～16%，管道的4.5MPa，經(jīng)計(jì)算可得入口CO2分壓為0.405～0.72MPa，出口壓力為3.9MPa，經(jīng)計(jì)算可得出口CO2分壓為0.351～0.0.624MPa。

目前在油氣工業(yè)中根據(jù)CO2分壓判斷CO2腐蝕性的經(jīng)驗(yàn)規(guī)律如下：當(dāng)CO2分壓超過(guò)0.21MPa，有腐蝕發(fā)生；當(dāng)CO2分壓低于0.021MPa時(shí)，腐蝕可以忽略；當(dāng)CO2分壓為0.021～0.21MPa時(shí)，腐蝕可能發(fā)生?？芍５坠艿来嬖贑O2腐蝕。

海底管道的H2S含量為9～26ppm，經(jīng)計(jì)算H2S分壓并未達(dá)到NACE規(guī)定的酸性天然氣的0.000345MPa的臨界值，發(fā)生SSC可能性不大。

2.2 微生物

細(xì)菌中最值得關(guān)注的是SRB，即硫酸鹽還原菌。它是一種以有機(jī)物為營(yíng)養(yǎng)、在厭氧條件下使硫酸鹽還原成硫化物的細(xì)菌。SRB屬于厭氧菌，需要在無(wú)氧條件下生長(zhǎng)，實(shí)際上在局部無(wú)氧的環(huán)境中也能迅速繁殖。同時(shí)，SRB對(duì)鹽濃度的適應(yīng)性較強(qiáng)。

海底管道出入口均未檢出SRB菌、TGB菌、FB菌，不存在發(fā)生微生物腐蝕的可能性。

2.3 水質(zhì)結(jié)垢計(jì)算

管輸水質(zhì)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)情況如表3所示。

表3 管輸水質(zhì)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)情況

表3 （續(xù)）

依據(jù)SY/T 0600-2016[4]進(jìn)行管道結(jié)垢預(yù)測(cè)，計(jì)算結(jié)果如表4所示。

表4 結(jié)垢預(yù)測(cè)統(tǒng)計(jì)表

2.4 腐蝕產(chǎn)物分析

對(duì)海底管道入口處腐蝕旁路拆卸，并提取底部腐蝕產(chǎn)物，如圖5所示。對(duì)腐蝕產(chǎn)物分兩組進(jìn)行化驗(yàn)分析，結(jié)果如表5所示。

表5

圖5 腐蝕產(chǎn)物

3 腐蝕綜合分析

根據(jù)以上信息進(jìn)行綜合分析如下：

（1）海底管道內(nèi)CO2分壓高于0.21MPa，存在CO2腐蝕，同時(shí)腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3，為CO2腐蝕的產(chǎn)物。結(jié)合腐蝕掛片形貌，如圖6所示，主要以CO2腐蝕形貌為主為蝸旋狀腐蝕（癬狀腐蝕）和臺(tái)地狀腐蝕形貌[5]，說(shuō)明海底管道腐蝕的主要原因?yàn)镃O2腐蝕；

圖6 腐蝕掛片形貌

（2）H2S含量不高，分壓沒(méi)有超過(guò)NACE要求的限定值，同時(shí)SRB菌的數(shù)量不大，發(fā)生H2S與細(xì)菌腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)不高；

（3）根據(jù)水質(zhì)結(jié)垢預(yù)測(cè)，海底管道會(huì)形成CaCO3，實(shí)際垢樣分析中未發(fā)現(xiàn)CaCO3存在，應(yīng)是阻垢劑效果滿足要求。垢樣成分主要為FeCO3，F(xiàn)eCO3在一定程度上可以抑制腐蝕，所以可能會(huì)存在垢下腐蝕，但其非主要因素；

（4）自2017年更換緩蝕劑BHH-01C為BHH-15后，腐蝕點(diǎn)數(shù)急劇增加，說(shuō)明緩蝕劑BHH-01C緩蝕效率優(yōu)于BHH-15?；?017年和2020年兩次智能內(nèi)檢測(cè)情況，自2017年～2020年超過(guò)40%的腐蝕點(diǎn)腐蝕深度沒(méi)有發(fā)展，同時(shí)也沒(méi)有形成腐蝕群，說(shuō)明這幾個(gè)點(diǎn)的腐蝕存在偶然因素；

（5）進(jìn)出口由于立管系統(tǒng)存在導(dǎo)致腐蝕點(diǎn)數(shù)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其他位置，將整體劃為3個(gè)區(qū)域，中間段腐蝕點(diǎn)數(shù)少，前后兩段腐蝕點(diǎn)數(shù)相對(duì)較多，如圖7所示?？紤]混輸介質(zhì)多相流動(dòng)的特點(diǎn)，緩蝕劑主要為水相緩蝕劑，前段油水混合未分層導(dǎo)致緩蝕劑預(yù)膜效果差[6]，在中間段油氣水完成分層，緩蝕劑在海底管道內(nèi)成功預(yù)膜，對(duì)腐蝕形成有效抑制，進(jìn)入后段由于緩蝕劑加注量不足，導(dǎo)致殘余濃度不足以完成預(yù)膜，導(dǎo)致腐蝕點(diǎn)數(shù)增加。

圖7 腐蝕缺陷數(shù)量隨海底管道距離變化的趨勢(shì)

4 結(jié)語(yǔ)

（1）海底管道內(nèi)主要腐蝕因素為CO2腐蝕，同時(shí)結(jié)垢現(xiàn)象，但垢下腐蝕不是主要因素；

（2）2017年更換緩蝕劑BHH-01C為BHH-15后，腐蝕點(diǎn)數(shù)急劇增加，說(shuō)明緩蝕劑BHH-01C緩蝕效率優(yōu)于BHH-15。自2017年～2020年超過(guò)40%的腐蝕點(diǎn)腐蝕深度沒(méi)有發(fā)展，同時(shí)也沒(méi)有形成腐蝕群，說(shuō)明這幾個(gè)點(diǎn)的腐蝕存在偶然因素；

（3）造成海底管道中間段腐蝕點(diǎn)數(shù)少，而兩端腐蝕點(diǎn)數(shù)多的原因是前段混輸流型不穩(wěn)定造成，緩蝕劑預(yù)膜效果差，在中間段油氣水完成分層緩蝕劑發(fā)揮作用抑制腐蝕，在后段緩蝕劑加注量不足，導(dǎo)致后段緩蝕劑不能成功預(yù)膜。