流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐方案分析

高奇(中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518000)

流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐方案分析

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流花16-2區(qū)域油田群井下產(chǎn)出物中含有H2S和CO2，為了在工程設(shè)計階段確定合適的工藝管線防腐材料，工程籌備組以實驗室模擬的腐蝕試驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，從技術(shù)和成本最優(yōu)化的角度，對流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐方案進行了分析論證。

流花16-2；工藝管線；防腐

流花16-2區(qū)域油田群位于中國南海珠江口盆地，距離香港約240Km，早期方案中僅包括流花11-1三井區(qū)油田和流花16-2油田，兩個油田相距33 Km，其中流花11-1三井區(qū)油田水深約330m，流花16-2油田水深約400m。流花11-1油田井下產(chǎn)出物中H2S含量高，流花16-2油田井下產(chǎn)出物中CO2濃度大，在此工況下，普通碳鋼工藝管線極易發(fā)生局部腐蝕穿孔，為了確定流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐選材，工程籌備組以實驗室模擬的流花16-2區(qū)域油田群工藝管線腐蝕試驗結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)合在役生產(chǎn)的流花油田老設(shè)施腐蝕失效評估報告以及南海東部海域近年來管線防腐的成功經(jīng)驗，開展了流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐措施的論證工作，本著經(jīng)濟實用的原則，從防腐措施的效果及成本兩方面進行了對比分析。

1 流花16-2區(qū)域油田群工藝管線腐蝕機理

對于流花11-1三井區(qū)油田，井下產(chǎn)出物為典型的H2S、CO2及高礦化度水共存的腐蝕環(huán)境，腐蝕主要失效形式為點蝕、坑蝕及穿孔。

對于LH16-2油田，井下產(chǎn)出物中雖然不含H2S，但符合高CO2、高鹽和高溫特征，腐蝕主要失效形式為局部點蝕。

2 流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐選材評估

流花11-1三井區(qū)油田井下產(chǎn)出物屬H2S+CO2共存特性，依據(jù)行業(yè)規(guī)范NACE MR0175，普通碳鋼管材發(fā)生開裂的H2S臨界分壓為0.3 Kpa,不銹鋼316L的推薦使用溫度不超過60oC，同時CL-濃度和CO2分壓也是影響管線腐蝕的重要因素，基于目前國際上成熟的H2S+CO2共存介質(zhì)工況下管線防腐選材評估標準，對于LH11-1三井區(qū)油田而言，CO2分壓大于20Kpa，H2S分壓大于0.3Kpa，顯然選用普通碳鋼管材不適合工藝管線的防腐要求，雙向不銹鋼管材是技術(shù)最優(yōu)選擇。

LH16-2油田井下產(chǎn)出物屬高溫CO2+CL-共存特性，CO2分壓大于20Kpa，極端操作工況溫度達110oC，CL-濃度達2%，超過了不銹鋼316L點蝕的最高溫度，普通碳鋼管線在此工況下也會發(fā)生嚴重的局部腐蝕。

3 流花16-2區(qū)域油田群工藝管線腐蝕模擬試驗結(jié)果

針對流花16-2區(qū)域油田群井下產(chǎn)出物特性，工程籌備組選擇了裸A106B管材、106B+內(nèi)涂層、不銹鋼316L、雙向不銹鋼2205、超級雙相不銹鋼2507共5種管線材料進行了720小時高壓反應(yīng)釜模擬腐蝕試驗。

根據(jù)試驗結(jié)果，A106B碳鋼材料雖然可以抗H2S開裂，但存在明顯的腐蝕，結(jié)合目前在役的流花FPSO工藝管線腐蝕失效案例，如果裸A106B材料應(yīng)用于流花16-2區(qū)域油田群工藝管線，存在局部點蝕穿孔的風險；不銹鋼316L在110oC即發(fā)生點蝕，這也和南海東部海域其它油田曾經(jīng)發(fā)生的不銹鋼點蝕穿孔實例相吻和；106B+內(nèi)涂層、雙相不銹鋼2205及超級雙相不銹鋼2507均可滿足流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐要求。

4 流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐解決方案

基于腐蝕試驗結(jié)果，針對流花16-2區(qū)域油田群的工藝管線防腐，推薦三種解決方案，即升級管線材料、管線內(nèi)涂層及添加緩蝕劑。

（1）升級管線材料

升級管線材料作為最直接的防腐措施，是整個行業(yè)比較認可的方法，但成本壓力較大，通過對裸A106B、A106B+內(nèi)涂層、2205、2507及316L等不同管線材料的成本分析，如果把管線材料從A106B升級到雙相不銹鋼2205，其成本大約增加3倍，所以本項目不推薦大面積采用升級管線材料的防腐方案。

（2）管線內(nèi)涂層

管線內(nèi)涂層防腐工藝早在1997年就在南海東部海域流花油田首次使用，當時流花油田是H2S+CO2+CL-共存的腐蝕失效，采用防腐煤焦油環(huán)氧涂料內(nèi)涂層，效果比較明顯，但由于這種涂料防水滲透性及耐磨性能較弱，加之環(huán)保原因未能大面積推廣使用。隨后2008年南海東部海域西江油田采用了普通環(huán)氧玻璃鱗片涂料內(nèi)涂層，因耐高溫性能受限及當時落后的施工工藝，防腐效果未能大幅提升，直到2010年之后，新型的乙烯基玻璃鱗片內(nèi)涂層開始在南海東部海域設(shè)施大量使用，海上生產(chǎn)工藝管線腐蝕失效才得以有效遏制。近期還有一種納米塑料鋼涂料正逐漸在南海東部油田獲得使用，其防腐效果還有待工程實踐的檢驗，所以在南海東部海域，內(nèi)涂層工藝是較為經(jīng)濟和有效的防腐措施。

管線內(nèi)涂層施工需要專業(yè)的施工和檢驗設(shè)備，4吋及以上管線采用噴涂，2-4吋采用澆涂，如采用乙烯基玻璃鱗片涂料，最高可耐溫130OC。對于增加內(nèi)涂層的管線，法蘭面需特殊處理，另外對每個管段的長度、彎頭及支管的數(shù)量也有一定的限制。

（3）添加緩蝕劑

由于化學(xué)藥劑只在特定的溫度流速范圍內(nèi)才會發(fā)揮防腐效果，而生產(chǎn)流程工況復(fù)雜多變，即使投用足量的緩蝕劑也不可能完全治理流花16-2區(qū)域油田群工藝管線的腐蝕失效，且勢必給后續(xù)的生產(chǎn)操作造成很大成本壓力，所以本項目不推薦采用添加緩蝕劑的防腐方案

5 結(jié)語

綜合不同管線材料和不同防腐措施的性價比分析，對于流花16-2區(qū)域油田群高H2S含量、高CO2含量、高鹽高溫的井下產(chǎn)出物特性，推薦采用裸A106B碳鋼+內(nèi)涂層的工藝管線防腐方案，內(nèi)涂層建議采用新型乙烯基玻璃鱗片涂料。