陳小虎 安興芳

（1. 中海油田服務(wù)股份有限公司物探事業(yè)部，天津 300451；2. 中海華洋（天津）企業(yè)管理服務(wù)有限公司，天津 300452）

0 引言

由于海上平臺所處的環(huán)境比較惡劣，相較于陸地管線，海上管線腐蝕較嚴(yán)重，腐蝕原因也較復(fù)雜。為確保海上生產(chǎn)平臺管線處于安全運行狀態(tài)，根據(jù)海上生產(chǎn)平臺安全管理體系規(guī)定，本文以渤海某生產(chǎn)平臺為例，對管線開展腐蝕檢測與評估。

1 管線腐蝕檢測

管線腐蝕檢測用來了解在役管線于工作環(huán)境中受到損傷的情況，確保在管線發(fā)生嚴(yán)重問題前檢測出缺陷和損傷的基本方法。檢測的主要部位：單井的井口裝置出口管線、海管的出入口管線、生產(chǎn)管匯和計量管匯有代表性部位、生產(chǎn)系統(tǒng)和消防系統(tǒng)等設(shè)備的出入口管線。檢測的大致程序：檢查管線保溫情況→拆除管線保溫層→檢查管線外腐蝕狀態(tài)→檢測管線壁厚→恢復(fù)保溫層、防腐涂層→整理檢測數(shù)據(jù)形成報告。檢測的主要技術(shù)手段：低頻導(dǎo)波檢測技術(shù)、超聲波測厚、超聲波探傷、磁粉檢測、脈沖渦流檢測、相控陣檢測、數(shù)字射線檢測等。

管線腐蝕檢測分別對生產(chǎn)系統(tǒng)管線進(jìn)行腐蝕宏觀檢查，對管線保溫層、防腐層的狀況進(jìn)行評估分析，如保溫層、防腐層存在破損，建議及時進(jìn)行除銹補漆并進(jìn)行保溫層修復(fù)。匯總分析生產(chǎn)系統(tǒng)管線焊縫腐蝕檢測數(shù)據(jù)，如發(fā)現(xiàn)超標(biāo)缺陷，建議及時補強或更換。匯總分析單井出口和關(guān)鍵設(shè)備出入口，以及管線本體腐蝕檢測數(shù)據(jù)，篩選出壁厚減薄率在20%～30%和30%以上的管線，分別給出處理建議。

1 管線腐蝕狀況評估

匯總分析管線檢測報告中各管線的超聲波測厚數(shù)據(jù)，將所檢管線的壁厚減薄率在20%～30%的點位和每年重點跟蹤的檢測部位，與以往檢測數(shù)據(jù)進(jìn)行分析比對。對檢測發(fā)現(xiàn)管線壁厚減薄超過30%的部位，依據(jù)ASME B31.3規(guī)范進(jìn)行分析評估并針對性提出治理措施建議。

管線應(yīng)滿足規(guī)范中規(guī)定的最小厚度要求。如滿足，在現(xiàn)場具備維修條件的情況下，建議維修處理，未維修處理之前，需每年重點跟蹤檢測并進(jìn)行數(shù)據(jù)分析比對，日常巡檢時重點關(guān)注。如果不滿足最小厚度要求，建議及時維修處理?，F(xiàn)通過某平臺檢測報告選取壁厚減薄率超過30%的除砂器入口管線進(jìn)行剩余強度評估，評估過程如下：

1.1 選取檢測報告中壁厚減薄率超過30%的管線

通過超聲波測厚數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)除砂器入口管線第2個彎頭W2的最小剩余壁厚為5.60mm，相應(yīng)的壁厚減薄率為48.95%，大于30%，檢測數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 除砂器入口管線測厚數(shù)據(jù)

1.2 計算最小厚度

該管線的規(guī)格為Φ168.3×10.97mm，材質(zhì)為A106-B，設(shè)計壓力等級為A2，查閱該平臺管線設(shè)計規(guī)格書，取設(shè)計壓力為1.58MPa，設(shè)計溫度120℃。依據(jù)ASME B31.3計算該管線的厚度，計算過程中不考慮管線自重和其他支撐件的附加載荷，計算結(jié)果如表2所示。

表2 除砂器入口管線計算厚度

經(jīng)過現(xiàn)場檢測數(shù)據(jù)和計算厚度的比對，除砂器入口管線第2個彎頭W2的剩余壁厚滿足ASME B31.3計算厚度的要求。

2 介質(zhì)腐蝕性評估

選取平臺水源井、注水緩沖罐和分離器等具有代表性位置的水樣進(jìn)行腐蝕模擬實驗。下面是以平臺水源井為例展示評估過程，實驗條件如表3所示，實驗結(jié)果如表4所示，掛片表面試驗前后的宏觀形貌如圖1所示。

圖1 掛片試驗前后表面形貌圖

表3 腐蝕模擬試驗條件

表4 腐蝕模擬試驗結(jié)果

參考NACE-SP0775-2023《Preparation,Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operation》中試樣腐蝕速率計算公式[1]：

CR=平均腐蝕速率，毫米/每年（mm/y）；

W=質(zhì)量損失，克（g）；

A=試件初始暴露表面積，平方毫米（mm2）；

T=暴露時間，天（d）；

D=試件密度，克/立方厘米（g/cm3）。

由圖1腐蝕掛片相貌圖和酸洗后掛片可以看出，掛片整體呈現(xiàn)均勻腐蝕，并未出現(xiàn)點蝕現(xiàn)象，同樣也未出現(xiàn)結(jié)垢現(xiàn)象。根據(jù)NACE-SP0775標(biāo)準(zhǔn)關(guān)于碳鋼材質(zhì)的生產(chǎn)設(shè)備及管道的內(nèi)腐蝕程度劃分，如表5所示。結(jié)合實驗結(jié)果表4可以看出，該水源井水樣環(huán)境下的掛片腐蝕速率屬于輕度腐蝕，建議每年開展腐蝕檢測時重點關(guān)注水處理系統(tǒng)易腐蝕部位的壁厚減薄情況。

表5 NACE SP0775腐蝕程度分級標(biāo)準(zhǔn)

3 介質(zhì)CO2腐蝕評估和H2S應(yīng)力腐蝕開裂評估

海洋石油平臺管道內(nèi)部輸送的油氣水中經(jīng)常含有H2S、CO2等腐蝕性較強的介質(zhì)，在內(nèi)部和外部因素共同作用下，會造成管道發(fā)生腐蝕穿孔、開裂等事故，輕則造成油氣泄漏，重則甚至造成嚴(yán)重的人員傷亡事故。

CO2分壓在判斷CO2腐蝕中起著重要作用，目前在油氣工業(yè)中根據(jù)CO2分壓判斷腐蝕性的規(guī)律如表6所示。

表6 CO2腐蝕性評價指標(biāo)

收集平臺近三年氣體檢測報告中CO2含量數(shù)據(jù)，結(jié)合該位置操作壓力，計算該位置CO2分壓。結(jié)果如表7所示。

表7 近三年CO2最高分壓匯總

由以上結(jié)果可知，根據(jù)近三年的檢測數(shù)據(jù)計算CO2分壓均小于0.021MPa，不存在二氧化碳腐蝕。

含有水和H2S的天然氣，當(dāng)氣體總壓≥0.4MPa，氣體中的H2S分壓≥0.0003MPa時，稱為酸性天然氣。酸性天然氣可引起敏感材料的硫化物應(yīng)力開裂。收集平臺近三年硫化氫含量數(shù)據(jù)，計算每年硫化氫最高分壓，計算結(jié)果如表8所示。

表8 近三年H2S最高分壓匯總

由以上結(jié)果可知，根據(jù)近三年的檢測數(shù)據(jù)計算H2S分壓均小于0.0003MPa。根據(jù)IS0 15156-2（2020）《石油和天然氣工業(yè)—油氣開采中用于含H2S環(huán)境的材料》標(biāo)準(zhǔn)對抗SSC材料的選擇不做詳細(xì)考慮[2]，不要求特別預(yù)防措施。

4 高流速井口沖蝕評估

沖蝕是金屬材料表面與腐蝕流體沖刷的聯(lián)合作用，引起材料局部金屬腐蝕。在發(fā)生這種腐蝕時，金屬離子或腐蝕產(chǎn)物因受高速腐蝕流體沖刷而離開金屬材料表面，使新鮮的金屬表面與腐蝕流體直接接觸，從而加速了腐蝕過程。若流體中懸浮較硬的固體顆粒，則將加速材料的損壞。

采用API RP 14E《海上生產(chǎn)平臺管道系統(tǒng)設(shè)計和安裝的推薦做法》對管道臨界沖蝕速率的計算方法[3]：

其中：Ve為臨界磨蝕速度（m/s）；

C為經(jīng)驗常數(shù)，對于無固體流體且連續(xù)運行管道，在國際單位制中取值為122；

ρm為氣液混合密度（kg/m3）。

ρm可以使用下列導(dǎo)出公式計算：

式中：ρm為氣液混合密度（lbs/ft3）；

P為操作壓力：psia；

Sl為標(biāo)準(zhǔn)狀況下的液體相對密度；

R為在標(biāo)準(zhǔn)狀況下的氣體/液體比率，ft3/bbl；

T為操作溫度，°R；

Sg為在標(biāo)準(zhǔn)狀況下的氣體相對密度；

Z為氣體壓縮系數(shù)，無量綱。

根據(jù)平臺提供單井計量日報，提取平臺2022年6月至9月的日報數(shù)據(jù)，對比發(fā)現(xiàn)A12井流體實際體積混合流量最高，因此選擇A12井進(jìn)行沖蝕評估。

沖蝕評估所需數(shù)據(jù)來源如下：

根據(jù)A12井單井計量記錄得到井口平均操作壓力、平均操作溫度、平均產(chǎn)氣量、平均產(chǎn)油量、平均產(chǎn)液量。根據(jù)管線規(guī)格書和PID，查到管徑規(guī)格和設(shè)計壁厚。原油密度和氣體密度均參考平臺2022年組分化驗報告。

計算結(jié)果如表9所示。

表9 平臺A12井第一彎頭沖蝕計算

5 介質(zhì)結(jié)垢趨勢預(yù)測

結(jié)垢趨勢預(yù)測是通過收集油田注采、工藝系統(tǒng)的相關(guān)數(shù)據(jù)，水樣的pH值以及水中離子含量數(shù)據(jù)，參考SY/T 0600-2016油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測方法[4]，由相應(yīng)的經(jīng)驗公式或理論公式計算常見油田垢（鈣、鋇、鍶的碳酸鹽和硫酸鹽）的結(jié)垢預(yù)測參數(shù)，判斷結(jié)垢趨勢。在水處理系統(tǒng)選取A6位置水樣進(jìn)行結(jié)垢趨勢預(yù)測。判定標(biāo)準(zhǔn)如表10所示。

表10

經(jīng)過預(yù)測平臺A6井CaCO3結(jié)垢趨勢嚴(yán)重，無CaSO4和BrSO4結(jié)垢趨勢，沒有BaSO4生成，水質(zhì)穩(wěn)定。

6 結(jié)論與建議

（1）通過管線腐蝕檢測與剩余強度計算，平臺本次檢測管線全部滿足最小壁厚使用要求，建議繼續(xù)跟蹤分析檢測數(shù)據(jù)；

（2）通過水源井介質(zhì)腐蝕性分析，該水源井水樣環(huán)境下的掛片腐蝕速率屬于輕度腐蝕，建議每年開展腐蝕檢測時重點關(guān)注水處理系統(tǒng)易腐蝕部位的壁厚減薄情況；

（3）通過對平臺介質(zhì)CO2腐蝕評估和H2S應(yīng)力腐蝕開裂評估，目前該平臺并不存在CO2和H2S腐蝕風(fēng)險，建議后續(xù)持續(xù)關(guān)注CO2和H2S含量變化；

（4）通過對平臺最高流量井口的沖蝕評估，目前該平臺井口不存在沖蝕風(fēng)險。如流量發(fā)生較大變化，建議及時進(jìn)行沖蝕評估；

（5）通過對A6井進(jìn)行結(jié)垢趨勢預(yù)測，CaCO3結(jié)垢趨勢嚴(yán)重，無CaSO4和BrSO4結(jié)垢趨勢，沒有BaSO4生成，水質(zhì)穩(wěn)定，建議加入防CaCO3結(jié)垢化學(xué)藥劑。