油氣水三相混輸海底管道腐蝕機理研究及防護(hù)對策

熊相軍(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

0 引言

隨著南海某油田產(chǎn)液量和含水率逐年上升，加上產(chǎn)液中二氧化碳(CO2)、硫化氫(H2S)氣體含量升高等因素引發(fā)了不同程度的海管內(nèi)腐蝕問題發(fā)生，使海底管道存在腐蝕安全隱患。

本文(以A平臺至FPSO海底管道為例)將重點對油氣水三相混輸海底管道的內(nèi)腐蝕機理和防腐蝕策略及措施進(jìn)行分析和研究，從而降低了海底管道的腐蝕速率。

1 海底管道概況

井口平臺生產(chǎn)的原油、伴生氣及生產(chǎn)水經(jīng)海底管線(后文簡稱“海管”)輸送到FPSO進(jìn)行處理、儲存和外輸。

2 海底混輸管道內(nèi)腐蝕機理

管道輸送介質(zhì)為油、氣、水多相介質(zhì)，其中又混雜了CO2、H2S等酸性氣體，在溫度、壓力、流速以及交變應(yīng)力等多種因素的影響下，將會造成十分嚴(yán)重的管道內(nèi)腐蝕[1]。

2.1 CO2、H2S腐蝕

(1) CO2腐蝕機理。干CO2并不具有腐蝕性，但CO2易溶于水并與水發(fā)生反應(yīng)生成碳酸，降低水的pH值，增加水的腐蝕性。CO2溶于水后對鋼鐵產(chǎn)生極強的腐蝕性，在相同pH下，由于CO2的總酸度比鹽酸高，它對鋼鐵的腐蝕性比鹽酸還強[2]。

碳酸同金屬表面發(fā)生如下的腐蝕反應(yīng)：

(1) H2S腐蝕機理。硫化氫只有溶解在水中才具有腐蝕性。H2S在水中發(fā)生離解：

H2S離解產(chǎn)物HS-、S2-吸附在金屬表面，形成吸附復(fù)合物離子Fe(HS)-。吸附的HS-、S2-使金屬的電位移向負(fù)值，促進(jìn)陰極放氫的加速，而氫原子為強去極化劑，易在陰極得到電子，大大消弱了鐵原子間金屬鍵的強度，進(jìn)一步促進(jìn)陽極溶解而使鋼鐵腐蝕[1]。

表1 A平臺至FPSO海管信息表

2.2 流體沖刷腐蝕

沖刷腐蝕是指材料受到小而松散的流動粒子沖擊時表面出現(xiàn)破壞的一類磨損現(xiàn)象。在多相流中存在流體、氣體、砂粒、碎屑等，因而也存在沖蝕磨損，但這種沖蝕往往發(fā)生在腐蝕環(huán)境下，因而存在著腐蝕和沖蝕的聯(lián)合作用，即沖蝕腐蝕。這類環(huán)境中，管壁的腐蝕并不是沖蝕和腐蝕的簡單疊加，其交互作用非常復(fù)雜，液滴汽泡、顆粒都可沖擊管壁，使表面產(chǎn)生的腐蝕物脫落，同時，也可直接作用于表面產(chǎn)生磨損[3]。

2.3 油田海底管道內(nèi)腐蝕機理分析

油田投產(chǎn)初期，油田伴生氣中含有一定比例的CO2，但隨著油田開采時間的延長，產(chǎn)液綜合含水率已上升至85%左右，部分油井中也發(fā)現(xiàn)了H2S，再加上產(chǎn)液溫度升高、油井出砂等因素，都使得海底管道內(nèi)腐蝕機理也變得復(fù)雜。

(1) CO2、H2S腐蝕。經(jīng)檢測，兩條海底海管中CO2為13%～ 16%，分壓為0.1～017，而H2S含量則較低，為5～35 mg/L。從硫化氫腐蝕角度分析，由于單井原生硫化氫含量和SRB含量很少，因此海管內(nèi)產(chǎn)生硫化氫腐蝕風(fēng)險較小。兩條海管的含水率均在80%以上，溶解性二氧化碳在100 mg/L以上，因此分析二氧化碳會對海管造成的腐蝕。對海管內(nèi)垢樣使用分散譜儀(EDS)和X射線衍射分析(XRD)等分析方式對樣品進(jìn)行了測試分析。EDS分析表明該樣品中元素O、S、Fe的含量較高，分別為35.46wt%、7.24wt%、38.03wt%。XRD測試分析表明樣品中的無機鹽成分含有的物質(zhì)包括Fe2O3、FeCO3、MgSiO3和Fe1-xS。其中，F(xiàn)e2O3、FeCO3和Fe1-xS為腐蝕產(chǎn)物，MgSiO3應(yīng)為地層帶出物質(zhì)。結(jié)合油田掛片腐蝕和腐蝕產(chǎn)物分析以及文獻(xiàn)支持，海管內(nèi)部存在二氧化碳和硫化物腐蝕，酸性氣體CO2是首要腐蝕因素。

(2)海管流體沖刷腐蝕。從2.2中相關(guān)理論可以知道，海管流量逐漸增加后，加之海管管壁受到的局部點蝕、坑蝕時，沖刷腐蝕作用將會更加明顯，取出的腐蝕掛片外觀情況也能反映海管內(nèi)壁受到的沖刷作用。

3 海底混輸管道內(nèi)腐蝕的影響因素及防護(hù)措施

3.1 影響海管腐蝕的因素

(1)溫度。從溫度與腐蝕的關(guān)系分析，在溫度低于90 ℃的條件下，CO2對碳鋼造成的腐蝕一般隨著溫度的升高而逐漸加劇。根據(jù)趙國仙、陳長風(fēng)等人對X52鋼在CO2腐蝕環(huán)境中的腐蝕行為的研究發(fā)現(xiàn)，在溫度76.9 ℃，CO2分壓為0.13 MPa，流速為1.2 m/s，Cl-為25 000 mg/L，試驗時間31 d時，X52鋼的平均腐蝕速率為0.628 9 mm/a，在金屬表面出現(xiàn)輕微點蝕跡象。宏觀腐蝕形態(tài)基本為均勻腐蝕，但是在掃描電鏡下觀察到金屬表面已經(jīng)被腐蝕成坑洼狀，表明金屬材料仍以局部腐蝕為主[4]。故在目前海管生產(chǎn)工況的溫度(72～76 ℃)條件下，CO2腐蝕的趨勢是比較強烈的。

(2)海管流體流量及含水率。據(jù)研究顯示，隨著處理量的提高，海底管道的腐蝕速率明顯升高。當(dāng)處理量超過50 kg/s時，整條管道的腐蝕速率大幅提高。管道水平段腐蝕速率的提高較立管段明顯，當(dāng)處理量為170 kg/s時，管道水平段的腐蝕速率隨管道里程稍有增加，并在立管底部達(dá)到最大值。說明當(dāng)油水混輸管道處理量較大時，立管底部仍是腐蝕失效的高風(fēng)險點，需要提高腐蝕裕量[5]。經(jīng)分析，井液含水的上升會導(dǎo)致水相與海管的接觸面積增大，而大部分腐蝕性物質(zhì)溶于井液水相中，將加大海管腐蝕。

(3)井口平臺井下作業(yè)。當(dāng)井口平臺井下作業(yè)頻繁時，有工作液進(jìn)入海管，從而改變海管流體pH值、礦化度等性質(zhì)，此時，海管緩蝕劑作用效果必然受到干擾，從而加大海管腐蝕速率。

3.2 海管內(nèi)腐蝕防護(hù)措施

(1)注入防腐藥劑。目前A海管注入防腐劑主要用于防止井液中腐蝕介質(zhì)(主要為CO2)對海底輸送管線及處理設(shè)備的腐蝕，延長其使用壽命。防腐劑中的高分子物質(zhì)在金屬表面形成一層保護(hù)膜，保護(hù)膜有效地把腐蝕介質(zhì)與被腐蝕材料隔離，從而起到保護(hù)作用；油田還受到井液中Cl-、井液流量及組成的變化都會導(dǎo)致海管腐蝕環(huán)境變化，故需要不斷對海管防腐劑進(jìn)行優(yōu)化選型，確定防腐劑的最佳注入濃度。

(2)定期海管通球。定期進(jìn)行海管清管作業(yè)可以將海管積存的雜質(zhì)清除，可以起到減少垢下腐蝕及了解管線內(nèi)壁大致表面情況的目的。

(3)定期錄取防腐掛片數(shù)據(jù)。定期錄取防腐掛片腐蝕數(shù)據(jù)可以相對準(zhǔn)確地獲知海管內(nèi)部腐蝕速率和腐蝕現(xiàn)狀，并根據(jù)掛片腐蝕數(shù)據(jù)進(jìn)行防腐措施的優(yōu)化調(diào)整。

(4)降低海管流體溫度。隨著井口平臺井液下海底管線溫度逐漸上升，將超過連接FPSO海管部分的柔性軟管臨界溫度80 ℃，腐蝕風(fēng)險大增。據(jù)此，平臺通過新增兩臺換熱器對下海管流體溫度進(jìn)行控制，降低液體下海管溫度。換熱器投入系統(tǒng)運行后，海管中井液溫度從82 ℃降低至75 ℃，將有效降低海管的腐蝕速率。

(5)降低海底管道流體流量。井口平臺脫水系統(tǒng)投用后，使海管輸液量從11 500 m3/d降至8 000 m3/d，海管輸送液體含水率從89%降至84%，減小了海管沖刷腐蝕。

(6)加強海底管道腐蝕防護(hù)管理。除了上述措施外，結(jié)合智能通球的檢測結(jié)果可以更好地判斷海管目前的內(nèi)腐蝕嚴(yán)重程度，以便采取更加有針對性的海管腐蝕防護(hù)措施，確保海管運行安全。前后取出的三組海管腐蝕數(shù)據(jù)分別為：0.097 6、0.077 6、0.033 8 mm/a，可知海管的平均腐蝕速率處于下降趨勢。當(dāng)腐蝕掛片顯示平均速率不斷增大時，應(yīng)及時采取調(diào)整緩蝕劑劑量、實施脫水作業(yè)、加強定期清管工作、腐蝕監(jiān)測措施。

4 結(jié)論及建議

(1)海管內(nèi)腐蝕主要由CO2腐蝕構(gòu)成，伴隨流體沖刷腐蝕；(2)海管內(nèi)腐蝕速度在一定范圍隨溫度升高而增大、隨流量增大而增大；(3)海管流體含水升高會導(dǎo)致腐蝕速度增大；(4)降低海管流體溫度和流量(含水)、優(yōu)選海管防腐劑在一定程度上能夠降低海管腐蝕速率；(5)海管旁路式內(nèi)腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)是對掛片等監(jiān)測方法的極大改進(jìn)，恢復(fù)海管旁路式內(nèi)腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)旁通功能并及時進(jìn)行海管沉積物分析與探針更換等工作。