海上油田隔水導(dǎo)管腐蝕評(píng)估與防護(hù)修復(fù)技術(shù)

孫東征

（中國海洋石油有限公司，北京100010）

老井槽重復(fù)利用是海上油氣田開發(fā)增產(chǎn)提效的重要手段，然而，由于固定式導(dǎo)管架生產(chǎn)平臺(tái)隔水導(dǎo)管生產(chǎn)年限長，并長期處于飛濺區(qū)和潮差區(qū)，會(huì)因溫度及應(yīng)力環(huán)境等條件變化產(chǎn)生腐蝕，甚至?xí)霈F(xiàn)裂縫變形等，這嚴(yán)重影響著調(diào)整井的生命周期和井筒重復(fù)利用，并制約著側(cè)鉆技術(shù)的推進(jìn)。因此，隔水導(dǎo)管腐蝕比較嚴(yán)重的油氣井被迫進(jìn)行棄置或更換隔水導(dǎo)管［1-3］。

鑒于隔水導(dǎo)管的腐蝕情況對(duì)于安全生產(chǎn)及后續(xù)鉆完井作業(yè)帶來的影響，針對(duì)潿洲某油田某平臺(tái)，本工作檢測了隔水導(dǎo)管的腐蝕情況、評(píng)價(jià)其剩余使用壽命并嘗試對(duì)其進(jìn)行防護(hù)與修復(fù)。通過修復(fù)擱置多年的潿洲某老井隔水導(dǎo)管，形成了隔水導(dǎo)管腐蝕評(píng)估與防護(hù)修復(fù)技術(shù)體系，以期提高現(xiàn)有井槽資源的利用率，降低再使用風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)以前不能開采的油氣儲(chǔ)層或邊際油田也盡可能進(jìn)行滾動(dòng)開發(fā)利用［4-6］，為海上其他油氣田類似老井再利用提供技術(shù)指導(dǎo)。

1 試驗(yàn)

1.1 試樣及溶液

試驗(yàn)條件基于潿洲某油田某平臺(tái)，該平臺(tái)于1999年6月投產(chǎn)，設(shè)計(jì)壽命25 a，至今已服役近20 a，平臺(tái)水面至底層甲板之間的隔水導(dǎo)管大部分都出現(xiàn)了不同程度的腐蝕，包括麻坑腐蝕及孔洞腐蝕。對(duì)該平臺(tái)部分隔水導(dǎo)管進(jìn)行外觀檢測及測厚后，未見穿孔、開裂及結(jié)構(gòu)變形等重大缺陷［7-10］，該油田隔水導(dǎo)管的技術(shù)參數(shù)見表1，銹蝕狀況見圖1。

1.2 試驗(yàn)方法

針對(duì)潿洲油田平臺(tái)隔水導(dǎo)管銹蝕狀況，對(duì)隔水導(dǎo)管整體進(jìn)行了腐蝕檢測。經(jīng)調(diào)研，目前可用于金屬隔水導(dǎo)管無損檢測的技術(shù)多種多樣，應(yīng)該首先對(duì)隔水導(dǎo)管進(jìn)行腐蝕預(yù)估，包括腐蝕類型、位置、形狀等，利用一種或多種檢測方法進(jìn)行腐蝕檢測，盡可能獲取更多的腐蝕信息，避免出現(xiàn)漏檢事故。幾種主流檢測技術(shù)的適用范圍和特點(diǎn)見表2。本次隔水導(dǎo)管的腐蝕檢測方案設(shè)計(jì)采用MsS長距離超聲導(dǎo)波腐蝕檢測技術(shù)，如圖2所示［11-12］。具體檢測程序如下：

表1 潿洲某油田平臺(tái)隔水導(dǎo)管的技術(shù)參數(shù)Tab.1 Technical parameters of the water conduit of an oilfield platform in Weizhou

圖1 潿洲某油田平臺(tái)隔水導(dǎo)管銹蝕情況Fig.1 Corrosion of water conduit in an oilfield platform in Weizhou：（a）localized corrosion morphology；（b）macro corrosion morphology

（1）以平臺(tái)艏向?yàn)榛A(chǔ)，沿套管長度方向每隔2 m在圓周上均勻選取6個(gè)測厚點(diǎn)；

（2）改變檢測頻率，磁化隔水導(dǎo)管同樣周長的鐵鈷條帶；

（3）沿著管道環(huán)向?qū)㈣F鈷條用環(huán)氧樹脂膠貼在管道表面，等待其固化；

（4）連接數(shù)據(jù)線和電纜線，進(jìn)行檢測和數(shù)據(jù)采集。

2 結(jié)果與討論

2.1 南海西部隔水導(dǎo)管腐蝕現(xiàn)狀

目前，南海西部已有6個(gè)平臺(tái)出現(xiàn)超期服役，生產(chǎn)超過10 a以上的平臺(tái)逐漸增多（目前已有14個(gè)），隔水導(dǎo)管腐蝕、帶壓隱患井逐漸出現(xiàn)。其中，潿洲11-4A／B平臺(tái)超期服役近8 a，目前已有21井次出現(xiàn)隔水導(dǎo)管泄漏，導(dǎo)致內(nèi)層套管腐蝕穿孔甚至斷裂；崖城13-1油田A4／A6井出現(xiàn)多層套管腐蝕斷裂；潿洲11-4C平臺(tái)超期服役近7 a，4口生產(chǎn)井基本無潛力，長期處于關(guān)井狀態(tài)；潿洲11-4D平臺(tái)超期服役近10 a，多數(shù)井處于長期關(guān)井狀態(tài)，存在井口設(shè)備和隔水導(dǎo)管表面腐蝕問題，多口井環(huán)空帶壓，見圖3。

表2 主流檢測技術(shù)的適用范圍和特點(diǎn)Tab.2 Application scope and characteristics of mainstream detection technology

圖2 導(dǎo)波監(jiān)測的示意圖Fig.2 Schematic diagram of guided wave monitoring

圖3 潿洲11-4D平臺(tái)隔水導(dǎo)管的腐蝕及泄漏情況Fig.3 Corrosion and leakage of water condnit of 11-4D platform in Weizhou

隔水導(dǎo)管在大氣區(qū)的主要腐蝕形式有涂裝失效、套管環(huán)板腐蝕、管卡接箍腐蝕以及局部腐蝕等，在隔水導(dǎo)管全浸區(qū)的腐蝕主要有水下緊固管卡失效、水下接頭腐蝕、微生物腐蝕以及犧牲陽極腐蝕等。海洋潮差區(qū)和飛濺區(qū)是主要腐蝕區(qū)域，隔水導(dǎo)管在此區(qū)域幾乎均會(huì)發(fā)生涂層失效和本體腐蝕，其中隔水導(dǎo)管的縱向腐蝕最普遍，也最嚴(yán)重。通常，服役4 a的平臺(tái)會(huì)發(fā)生涂層局部失效，隔水導(dǎo)管表面涂層在潮差區(qū)和飛濺區(qū)發(fā)生局部失效后，基體會(huì)迅速腐蝕形成鐵銹。當(dāng)平臺(tái)服役時(shí)間超過10 a，隔水導(dǎo)管在潮差區(qū)和飛濺區(qū)的腐蝕普遍加重，明顯有局部腐蝕痕跡［13-18］；服役超過20 a，潮差區(qū)隔水導(dǎo)管表面的腐蝕銹層會(huì)重復(fù)出現(xiàn)沖刷→剝落→腐蝕→腐蝕產(chǎn)物積累→再次沖刷→剝落的情況。隔水導(dǎo)管在潮差區(qū)和飛濺區(qū)的腐蝕沒有明顯的方向性，一旦發(fā)生涂層失效和隔水導(dǎo)管腐蝕，均呈現(xiàn)所有隔水導(dǎo)管一起腐蝕。隔水導(dǎo)管焊接部分和接箍部分是腐蝕薄弱點(diǎn)，由于焊接點(diǎn)與隔水導(dǎo)管本體的晶相組織相差大，因此焊接點(diǎn)極易成為腐蝕薄弱點(diǎn)，因此服役超過10 a的隔水導(dǎo)管焊接位置，應(yīng)該進(jìn)行相應(yīng)的腐蝕檢測。隔水導(dǎo)管在大氣區(qū)發(fā)生的點(diǎn)蝕多與方向有關(guān)，處于日曬迎風(fēng)面的隔水導(dǎo)管，其外表面腐蝕明顯比其他位置的嚴(yán)重。

2.2 隔水導(dǎo)管強(qiáng)度及壽命評(píng)估

2.2.1 隔水導(dǎo)管腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估方法建立

針對(duì)油氣田井筒腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估、管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估有些方法體系，但目前還未形成隔水導(dǎo)管的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估方法［19］。通過借鑒井筒完整性評(píng)估方法，從腐蝕發(fā)生的位置和環(huán)境影響因素出發(fā)，根據(jù)隔水導(dǎo)管腐蝕區(qū)域，綜合考慮腐蝕速度、腐蝕形態(tài)、腐蝕造成的危害、維修難度、技術(shù)經(jīng)濟(jì)性等因素，開展了腐蝕區(qū)域關(guān)鍵點(diǎn)分析，見圖4所示。

按照年腐蝕速率和剩余強(qiáng)度原則，通過對(duì)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)引起的危害程度和腐蝕程度分級(jí)，對(duì)隔水導(dǎo)管回接處、接箍處、飛濺區(qū)、潮差區(qū)、大氣區(qū)、緊固管卡與隔水導(dǎo)管連接處、平臺(tái)上部套管環(huán)板處以及全浸區(qū)進(jìn)行評(píng)估，建立了風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)評(píng)估圖版，見圖5，并將失效后果危害程度的等級(jí)分為3級(jí)。L1輕微后果、L2中等后果、L3嚴(yán)重后果；將腐蝕程度分為5級(jí)。E0無腐蝕、E1輕微腐蝕、E2中等腐蝕、E3嚴(yán)重腐蝕、E4失效。使用該方法對(duì)潿洲平臺(tái)18口井進(jìn)行了安全評(píng)估，首先對(duì)技術(shù)套管進(jìn)行試壓合格測試，30寸隔水導(dǎo)管與20寸技術(shù)套管（部分井為13-3／8寸技術(shù)套管）環(huán)空能夠承壓，密封有效，證明30寸隔水導(dǎo)管沒有發(fā)生E4級(jí)別的失效，然后通過目測、手動(dòng)測厚及超聲波測試等多種方法，對(duì)該平臺(tái)隔水導(dǎo)管各區(qū)域腐蝕情況進(jìn)行了普查分級(jí)，得到了各井隔水導(dǎo)管的腐蝕程度分級(jí)圖版，圖6為A-X-13井的風(fēng)險(xiǎn)矩陣圖。

[9]Charles Herman Heimsath, SurjitMansingh, A Diplomatic History of Modern India, Allied Publishers, 1971, p.241.

2.2.2 結(jié)構(gòu)模型建立及載荷分析

在風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估基礎(chǔ)上，對(duì)隔水導(dǎo)管進(jìn)行強(qiáng)度建模型和靜力分析，并通過極限強(qiáng)度和渦激振動(dòng)等方法對(duì)隔水導(dǎo)管的剩余安全使用年限進(jìn)行了評(píng)估和預(yù)測。

圖4 隔水導(dǎo)管在飛濺潮差區(qū)的防腐蝕關(guān)鍵點(diǎn)Fig.4 Key points for corrosion protection of water conduits in splash tidal zone

圖5 腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估的分級(jí)方法Fig.5 Classification method for corrosion risk assessment

圖6 A-X-13井的風(fēng)險(xiǎn)矩陣圖Fig.6 Risk matrix diagram of A-X-13 well

根據(jù)隔水導(dǎo)管原始技術(shù)參數(shù)并參考原始詳細(xì)設(shè)計(jì)資料建立模型，將隔水導(dǎo)管放在平臺(tái)整體模型中進(jìn)行分析，計(jì)算過程中，按導(dǎo)管架水平層（EL.－5.5 m）至底層甲板（EL.＋19 m）的隔水導(dǎo)管壁厚均勻減薄10 mm計(jì)算，導(dǎo)管架水平層以下的隔水導(dǎo)管不考慮腐蝕，仍按設(shè)計(jì)尺寸校核。本次隔水導(dǎo)管強(qiáng)度分析主要考慮結(jié)構(gòu)自重及風(fēng)、浪、流等環(huán)境載荷，鉆井修井等工況不列入考慮范圍。隔水導(dǎo)管建模見圖7。

2.2.3 靜力分析

圖7 隔水導(dǎo)管建模Fig.7 Conduit modeling

取8個(gè)模型計(jì)算方向，分別為0°、60°、90°、120°、180°、240°、270°、300°。環(huán)境載荷計(jì)算組合標(biāo)準(zhǔn)選取風(fēng)浪流極值條件組合為最不利組合，即極高水位選?。?.099 m，極低水位選?。?.48 m，最大波高14.3 m，最大波周期10.4 s，最大風(fēng)速46.9 m／s，海生物范圍從泥面處EL.－31.2 m至EL.＋2.47 m，密度1.4 t／m3，海生物最厚取18 cm。逐漸加大隔水導(dǎo)管腐蝕量進(jìn)行分析計(jì)算，結(jié)果表明：當(dāng)腐蝕量小于17.9 mm時(shí)UC值小于1，可以滿足風(fēng)浪流極值條件的隔水導(dǎo)管的穩(wěn)定性，但是需要預(yù)測其使用壽命。隔水導(dǎo)管各位置腐蝕后強(qiáng)度UC值計(jì)算結(jié)果見圖8。

圖8 腐蝕量17.9 mm時(shí)隔水導(dǎo)管的UC值Fig.8 UC value of the water conduit corroded 17.9 mm

2.2.4 壽命預(yù)測

根據(jù)靜力分析計(jì)算結(jié)果，最小剩余壁厚允許值為25.4－17.9＝7.5 mm，并按照套管后續(xù)的腐蝕均以此前19 a的平均速率發(fā)生，上述隔水導(dǎo)管剩余使用年限的計(jì)算結(jié)果見表3，得出腐蝕最嚴(yán)重的A-X-4井的剩余安全使用年限為4.6 a。

表3 隔水導(dǎo)管的剩余使用年限Tab.3 Remaining service life of the water conduit

2.2.5 渦激振動(dòng)分析

2.3 隔水導(dǎo)管防腐修復(fù)應(yīng)用

針對(duì)鋼結(jié)構(gòu)浪花飛濺區(qū)腐蝕嚴(yán)重的特點(diǎn)，國內(nèi)采取的7大類腐蝕防護(hù)措施如表4所示。在大氣區(qū)適用的經(jīng)濟(jì)可行的涂料防腐技術(shù)不能應(yīng)用在浪花飛濺區(qū)，這是因?yàn)槠湓诶嘶w濺區(qū)的保護(hù)時(shí)間較短，費(fèi)用過高，在浪花飛濺區(qū)應(yīng)采取復(fù)層保護(hù)法和新型涂料的方法。陰極保護(hù)與涂層技術(shù)相互互補(bǔ)、經(jīng)濟(jì)可行，在水下金屬結(jié)構(gòu)中可以廣泛應(yīng)用。南海西部油氣田各平臺(tái)隔水導(dǎo)管日常腐蝕維護(hù)包括底層甲板，5 a特檢包含水上結(jié)構(gòu)部分和水下結(jié)構(gòu)部分，不包括隔水導(dǎo)管飛濺區(qū)、潮差區(qū)重新噴涂涂層［20-25］。

通過以上分析，并根據(jù)隔水導(dǎo)管強(qiáng)度及壽命評(píng)估結(jié)果，為滿足后期側(cè)鉆井生產(chǎn)年限要求，對(duì)潿洲該平臺(tái)制定了以包覆技術(shù)和涂層修復(fù)技術(shù)為主的隔水導(dǎo)管修復(fù)和防腐技術(shù)方案并進(jìn)行了現(xiàn)場實(shí)施［26-30］。針對(duì)現(xiàn)場腐蝕最嚴(yán)重的A-X-4井，通過優(yōu)化防腐蝕方案，采用多重防護(hù)措施，對(duì)其進(jìn)行了20 a防腐等級(jí)的修復(fù)處理，具體處理方案如下：

（1）對(duì)隔水導(dǎo)管表面附雜物進(jìn)行清理，采取手動(dòng)打磨工具進(jìn)行處理；

（2）清除隔水導(dǎo)管表面防腐蝕層，采用厚漿型環(huán)氧底漆配合環(huán)氧玻璃鱗片漆清除隔水導(dǎo)管表面，粗糙度達(dá)到40～75μm，清潔度達(dá)到SSPC-SPI標(biāo)準(zhǔn)要求；

（3）針對(duì)隔水導(dǎo)管表面存在的孔洞狀腐蝕坑，采用高強(qiáng)度、耐酸堿的黏性硅質(zhì)高分子材料進(jìn)行填充，再進(jìn)行表面油漆涂裝；

（4）隔水導(dǎo)管涂抹防腐蝕層，在潮差區(qū)中下部安裝犧牲陽極陰極保護(hù)，在潮差區(qū)上部及飛濺區(qū)進(jìn)行熱噴涂礦脂自憎水密封底漆，在底漆外部纏繞礦脂油性膠帶，最后在外部加裝訂制的整卷高密度聚乙烯護(hù)甲。現(xiàn)場實(shí)施效果見圖9。

3 結(jié)論

（1）針對(duì)潿洲某油田平臺(tái)隔水導(dǎo)管腐蝕情況進(jìn)行研究，引入了超聲導(dǎo)波腐蝕檢測技術(shù)，并綜合應(yīng)用強(qiáng)度計(jì)算、壽命評(píng)估及防腐修復(fù)技術(shù)體系，對(duì)潿洲油田的5口隔水導(dǎo)管進(jìn)行了修復(fù)。對(duì)腐蝕最嚴(yán)重的A-X-17井隔水導(dǎo)管（剩余使用壽命8 a），進(jìn)行了防護(hù)年限達(dá)20年的修復(fù)處理，極大滿足了后續(xù)側(cè)鉆鉆井生產(chǎn)年限要求，提高了隔水導(dǎo)管利用率，降本顯著。

表4 海洋鋼結(jié)構(gòu)物在浪花飛濺區(qū)的腐蝕防護(hù)措施Tab.4 Corrosion protection measures of marine steel structures in splash zone

圖9 隔水導(dǎo)管的現(xiàn)場腐蝕防護(hù)處理Fig.9 Conduit corrosion protection treatment（a）paint operation，（b）sacrificial anode cathodic protection

（2）隔水導(dǎo)管腐蝕評(píng)估與防護(hù)修復(fù)技術(shù)的實(shí)施，是對(duì)擱置多年的老井隔水導(dǎo)管修復(fù)的一次成功嘗試，使調(diào)整井作業(yè)、邊際油田的開發(fā)等在原來傳統(tǒng)做法不經(jīng)濟(jì)和不可操作的情況下變得經(jīng)濟(jì)可行，為海上其他油氣田類似老井再利用提供了技術(shù)指導(dǎo)。

（3）建議對(duì)隔水導(dǎo)管做好腐蝕防護(hù)，視涂層狀況在規(guī)定年限內(nèi)對(duì)其進(jìn)行整體徹底的涂層重建，并對(duì)腐蝕嚴(yán)重區(qū)域定期檢測，做好腐蝕量記錄，進(jìn)而提供維護(hù)、保養(yǎng)或更換等決策支持，以確?？碧介_發(fā)生產(chǎn)工作有序進(jìn)行，降低作業(yè)成本，最大程度降低負(fù)面影響。