李志彬，黃毓祥，陳鵬飛，夏環(huán)宇，倪益民

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459）

南海東部油氣田所在海域水深普遍在50～150 m，涌浪強度高，一般使用導管架平臺進行開發(fā)。隔水導管處在復雜的海洋環(huán)境中，包括大氣區(qū)、飛濺區(qū)、潮差區(qū)、浸沒區(qū)等，每個區(qū)間都受到不同程度的腐蝕[1-2]。加上涌浪的影響，交變應力會加劇隔水導管腐蝕。目前南海東部海域平臺隔水導管服役時間分布見圖1，超過20年的比例接近23%，存在服役時間較長或超期服役的現象。隔水導管的腐蝕損壞會導致井筒內多層套管失去屏障，加速內層套管腐蝕損壞。對于生產周期較長的油井，隔水導管與內部多層套管的腐蝕穿孔損害通常同時存在。

圖1 隔水導管服役時間分布Fig. 1 Service time distribution of the riser

目前，油套管腐蝕一直是油氣井完整性研究的重點[3-9]，但作為井筒最外層保護屏障的隔水導管的腐蝕損壞問題關注較少。隔水導管腐蝕所帶來的經濟損失（包括修井費用、產量損失等）往往巨大，更嚴重的是，隔水導管腐蝕損壞將會影響海上井口的穩(wěn)定并可能危及整個生產作業(yè)的安全，必須引起重視。

1 南海東部海域腐蝕環(huán)境研究

海洋環(huán)境腐蝕是隔水導管腐蝕損壞的直接主要因素。南海東部海域海洋環(huán)境較為苛刻，海水的鹽度在32‰～37‰，pH值在8～8.2之間，是典型的腐蝕環(huán)境。在海洋環(huán)境下的金屬結構受到日照、海風、波浪沖擊、復雜海水體系、晝夜和季節(jié)溫度變化及海生物侵蝕等因素的影響，使海洋平臺的腐蝕速率較快，并且金屬材料的耐腐蝕性能隨暴露條件的不同而發(fā)生不同的變化。根據ISO-12944標準分類，海洋環(huán)境腐蝕等級達到了C5-M極高級別。

通過調研統(tǒng)計南海東部海域13項海洋環(huán)境數據：潮汐、空氣溫度、降水量、雷暴和霧日、相對濕度、水溫、泥溫、海水鹽度、海生物、風、浪、流等，可以發(fā)現海洋環(huán)境腐蝕是諸多因素共同作用的結果。比較典型的數據見圖2。

圖2 南海東部海域部分海洋環(huán)境數據Fig. 2 Some marine environmental data of the eastern South China Sea

根據生產實踐，南海東部油氣田主要采用X52和X56隔水導管，而渤海地區(qū)采用同樣規(guī)格的隔水導管腐蝕情況相對較好。對比外部海洋環(huán)境因素（50年一遇條件，地區(qū)平均值），見圖3。

圖3 海洋環(huán)境對比Fig. 3 Comparison of marine environments

通過比較，在海面風速、海水表面流速、海水平均含鹽量、空氣平均濕度和平均氣溫幾個方面，南海東部海域均高出渤海地區(qū)，尤其在海面風速、空氣平均氣溫和平均濕度上，兩者環(huán)境差別較大，直接導致兩地的隔水導管腐蝕情況差異明顯，這也是南海東部海域隔水導管腐蝕更加嚴重的直接原因。

2 隔水導管腐蝕現狀分析

隔水導管的腐蝕損壞主要表現為：點蝕坑蝕、咬痕或劃傷、接箍處腐蝕、穿孔破損、飛濺區(qū)腐蝕、海生物附著等（圖4）。

圖4 隔水導管腐蝕損壞的主要表現Fig. 4 Main manifestations of corrosion damage of the riser

南海東部某油田曾對90余口井的隔水導管漏失情況進行了試壓檢測。檢測發(fā)現有6口井隔水導管發(fā)生破損泄漏；9口井的隔水導管在靠近接箍處有明顯咬痕，且咬痕處腐蝕最為嚴重，出現較厚的浮銹及鼓包；20余口井的隔水導管出現不同程度的晃動。其中部分導管本體外表面防腐漆和接箍包覆保護層出現脫落，可見明顯腐蝕。針對這些問題，該油田進行了刷漆防腐、重新包覆、打管卡等處理措施。

3 隔水導管維護策略及補救措施

為了研究目前海上隔水導管不同階段內的維護補救措施，將隔水導管的全生命周期分為三個階段：服役前的新隔水導管、在役的隔水導管、后期腐蝕損壞的隔水導管，并分析了其適用性。

3.1 新隔水導管延壽策略

3.1.1 新隔水導管材質選擇

提高隔水導管鋼材本身的耐腐蝕性能，選擇合適的導管材質，是從根本上杜絕或減緩腐蝕發(fā)生的首要手段之一。目前主要通過在鋼材中添加Cr、Mo、Mn等合金元素來提高鋼材的耐腐蝕性能。例如，鎳可以提高鋼材的強度和韌性，尤其在海洋高鹽分環(huán)境下的耐候性；銅會改善普通低合金鋼的抗大氣腐蝕性能；鉻可以提高鋼的抗腐蝕能力，尤其是在飛濺區(qū)的耐蝕性；而鉻和鋁的氧化物可以通過形成一層致密的保護膜來提高鋼材整體的耐腐蝕性能。

結合之前針對不同隔水導管材質進行的腐蝕試驗研究[10-12]，X52級別是目前幾種常見的隔水導管鋼材材質中腐蝕速率相對最小的，因此X52級別是隔水導管材質的合適選擇。盡管某些鋼材的耐腐蝕性能較強，但完全裸露使用時仍然無法避免腐蝕問題，仍需采取相應的防護措施。

3.1.2 涂料覆蓋層技術

涂料技術是國內腐蝕防護的主要手段之一，價格便宜、工藝簡單。涂料對于海洋大氣區(qū)內的隔水導管具有較好的腐蝕防護效果[13-14]。但在飛濺區(qū)和潮差區(qū)等重腐蝕區(qū)域，綜合作用下涂層表面依然會出現不同程度的鼓泡、剝蝕和剝落。因此對于重腐蝕區(qū)，即使采用新的長效防腐涂料，也需要與其他手段聯(lián)用進行防護。

3.1.3 金屬覆蓋層技術

金屬覆蓋層技術分為金屬熱噴涂層和金屬冷噴涂層[15-16]?？紤]經濟可行因素，熱噴涂鋅-鋁合金覆蓋層是目前有效可行的隔水導管腐蝕保護方案，可用于大氣區(qū)和海水全浸區(qū)內鋼結構的長效腐蝕保護。對飛濺區(qū)的鋼結構可采取適當增加噴涂層厚度的方法來提高其耐久性，或在噴涂層外采用耐腐蝕性能好的涂料進行封閉保護，是較為合理的隔水導管腐蝕保護方案。

3.2 在役隔水導管維護方法

3.2.1 陰極保護技術

陰極保護技術是電化學保護技術的一種，已成熟應用于隔水導管的腐蝕控制[17]。研究表明，陰極保護對海水全浸區(qū)的鋼結構具有很好的保護效果，但對飛濺區(qū)和潮差區(qū)的防護效果較差（表1）。這是由于這些區(qū)域內海水浸泡率太低，不能形成電流回路，陰極保護幾乎不能發(fā)生作用。

表 1 浸漬率與陰極保護防腐蝕率的關系Table 1 Relationship between impregnation rate and cathodic protection corrosion rate

3.2.2 混凝土包覆層技術

混凝土具有較高的強度和良好的耐久性，可在鋼材表面生成一層鈍化膜，阻止腐蝕的發(fā)生。但這種方法比較陳舊，對混凝土的質量、包覆層厚度有較高要求，同時也增加了隔水導管的應力載荷，在海上應用較少。

3.2.3 復層包覆防腐技術

包覆防腐技術就是在被保護的鋼結構表面包覆一層防腐蝕材料，從而阻止或延緩鋼結構的腐蝕。包覆防腐技術又分為有機包覆、無機包覆、礦脂包覆幾大類。其中復層礦脂包覆防腐技術經過不斷地改進完善，被認為是鋼結構在飛濺區(qū)最佳的防腐蝕方法[18]（圖5）。

圖5 新型包覆防腐技術Fig. 5 New coating anti-corrosion technology

3.2.4 防腐液灌注技術

防腐液灌注技術是阻止在役隔水導管繼續(xù)腐蝕的較經濟的防腐方案，可延長隔水導管使用壽命[19]。除氧劑、緩蝕劑和殺菌劑是防腐液長效防護的重要因素。

南海東部油氣田的多個平臺實施過該項防腐作業(yè)。以南海東部Z油田為例，自2012年起，Z油田利用該技術進行了約113井次防腐液灌注施工。經后期觀察驗證，平臺灌注防腐液后隔水導管完整性得到了有效維護。為了保證環(huán)空防腐液的防腐性能，現場會對防腐液進行定期更換。

3.3 隔水導管損壞補救措施

3.3.1 隔水導管熱工修復措施

南海東部某油田有3口井發(fā)現扶正器及套管之間連接處銹蝕嚴重，井口頭和扶正器附近的20″隔水導管銹穿泄漏。針對這種情況，對隔水導管進行了熱工修復。具體措施包括：（1）前期作業(yè)準備；（2）清除套管環(huán)空可能存在的氣體；（3）導管漏點焊接作業(yè)。期間向20″導管環(huán)空不間斷注入氮氣，做好現場熱工的防火措施；（4）導管試壓，密切觀察焊接處，同時監(jiān)測13-3/8″套管頭壓力； （5）防腐處理。

3.3.2 隔水導管局部打管卡技術

針對海面下隔水導管局部破損的情況，采用打管卡技術對隔水導管進行修復。局部打管卡的作業(yè)步驟：（1）找導管漏點；（2）清潔需打管卡的導管表面；（3）打管卡；（4）注膠；（5）試壓合格。隔水導管打管卡主要措施流程見圖6。

圖6 隔水導管局部打管卡Fig. 6 Local clip technology of the riser

3.3.3 隔水導管切割、回接技術

為保障油氣生產安全，海上油氣井下作業(yè)通常采用冷切割技術。南海東部油田隔水導管常用尺寸為24″與20″兩種尺寸，為保證外回接13-3/8″套管作業(yè)過程中能下入相應回接工具，24″隔水導管可采用內回接方案，20″隔水導管采用外回接方案。

在回接前先對隔水導管端口進行打磨平整。外回接使用領眼磨鞋（圖7），內回接使用端口磨銑器（圖8），見圖7、圖8。隔水導管內部需要用刮洗工具進行刮洗，便于回接工具下入和密封。外回接工具套入部分包含卡瓦段、密封段、穩(wěn)定段（圖9）；內回接工具插入部分為穩(wěn)定、鎖緊和密封作用，均依靠臺階坐落在隔水導管上，承載井口所有重量。隔水導管回接作業(yè)可參考《海上 開發(fā)井隔水導管設計和作業(yè)規(guī)范》進行，避免回接工具出現薄弱點。

圖7 領眼磨鞋Fig. 7 Pilot milling shoe

圖8 端口磨銑器Fig. 8 Port miller

圖9 外回接工具套入部分Fig. 9 Insert part of the external connection tool

3.3.4 隔水導管接箍堵漏技術

該技術采用納塑鋼高分子水下修復材料配合水下固化材料對隔水導管接箍進行堵漏施工[20]。主要包括目標帶清理、修復材料封堵、增強防腐帶纏繞隔離三個步驟（圖10）。纏繞高度以接箍的兩端為基準至少各超出20 cm，厚度建議纏繞5層。

圖10 隔水導管接箍堵漏施工Fig. 10 Plugging construction technology of riser coupling

3.3.5 隔水導管接箍修復技術

目前，常規(guī)的隔水導管接箍包覆層容易脫落。針對隔水導管接箍處開裂的情況，通過在接箍處安裝防蝕保護罩可以提高接箍的抗腐蝕能力 （圖11）。

圖11 隔水導管接箍包覆修復技術Fig. 11 Coating repair technology of riser coupling

以20″隔水導管為例，為了保障隔水導管接箍處修補的效果，獲得最優(yōu)的修補數據，需建立隔水導管接箍維修物理模型并進行受力分析。

（1）不同壁厚的接箍修補段

物理模型中將本體修補段設置為0.5 m，分析不同壁厚的接箍修補段下物理模型的受力情況，得到20″隔水導管接箍修補等效應力圖 （圖12）。

從圖12可知，隨著接箍修補段壁厚的增加，最大等效應力從接箍修補處轉至隔水導管本體上，數值從50.2 MPa降至39.1 MPa，為使最大等效應力位于隔水導管本體上，接箍修補段壁厚可按照新隔水導管本體壁厚的1.5倍設計。

圖12 20″隔水導管接箍修補等效應力圖Fig. 12 Equivalent stress diagram of 20″riser coupling repair

（2）不同段長的本體修補段

物理模型中接箍修補段壁厚按照新隔水導管本體壁厚的1.5倍設置，分析不同段長的本體修補段下物理模型的受力情況，得到20″隔水導管接箍修補等效應力圖（圖13）。

從圖13可知，本體修補段段長按照0.5 m、0.4 m、0.3 m變化，其中本體修補段段長為0.5 m與0.4 m時，最大等效應力為39.1 MPa，等效應力分布無明顯變化；當本體修補段段長為0.3 m時，最大等效應力從39.1 MPa增加到41.9 MPa，故推薦本體修補段段長為0.4 m。

圖13 20″隔水導管接箍修補等效應力圖Fig. 13 Equivalent stress diagram of 20″riser coupling repair

3.4 小結

綜上所述，南海東部油氣田隔水導管在全生命周期內的維護補救措施及應用范圍見表2。

表2 隔水導管全生命周期維護和補救措施總結Table 2 Summary of maintenance and remedial measures for the life cycle riser

4 結論與建議

南海東部海域海洋腐蝕環(huán)境復雜惡劣，是導致隔水導管腐蝕損壞的直接因素。在這種環(huán)境下，長期或者超期服役的隔水導管腐蝕損壞現象普遍存在。將隔水導管的全生命周期分為新隔水導管、在役隔水導管、后期損壞的隔水導管三個階段，并相應提出了系統(tǒng)的延壽、維護、補救等技術方案，為措施的有力實施提供依據。建議應加強定期巡檢，及早發(fā)現隱患以便及時采取相應的處理方案。