海洋環(huán)境水下采油樹腐蝕與防護研究進展

李瑩瑩，任美鵬，王名春，南有博，吳沿，王秀通,3

（1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中國科學(xué)院海洋研究所，山東 青島 266071；3.中國科學(xué)院海洋大科學(xué)研究中心，山東 青島 266071）

目前，世界能源依然依賴于傳統(tǒng)能源（石油、煤炭和天然氣）。尤其是石油作為工業(yè)的基礎(chǔ)，經(jīng)濟的命脈，是工業(yè)經(jīng)濟穩(wěn)定發(fā)展的必要條件。海洋面積約為3.6×108km2，約占地球表面積的71%，其蘊藏著大量的油氣資源。隨著人類對油氣資源需求的不斷增加，陸地油氣資源不能滿足工業(yè)發(fā)展的需求。近年來，人類對海上石油的開采和利用需求日益加劇，隨之而來的是對水下生產(chǎn)設(shè)施的需求量越來越大[1-6]。

水下采油樹是油氣開發(fā)利用的關(guān)鍵裝備之一[7-8]，其主要由主閥、翼閥、抽汲閥、線軸和配件組成[9]。水下采油樹按安裝位置主要分為立式和臥式兩種，如圖1所示[10-11]。其中臥式采油樹的特點是油管懸掛器安裝在采油樹本體上，生產(chǎn)主閥位于采油樹的側(cè)面；立式采油樹的特點是油管懸掛器安裝在井口中，生產(chǎn)主閥垂直穿過采油樹。立式采油樹安裝簡單，價格相對較低，適用于已完井且儲油層環(huán)境簡單的情況，但體積和質(zhì)量較大，不宜使用在有空間限制的狀況下。臥式采油樹價格較昂貴，常被使用在儲油層情況復(fù)雜或需頻繁取出油管進行檢修作業(yè)的井場[12]。無論臥式采油樹，還是立式采油樹，均長期浸泡在深海環(huán)境中。

圖1 兩種典型水下采油樹結(jié)構(gòu)Fig.1 Structures of two kinds of subsea Christmas trees: a) vertical type; b) horizontal type

海洋環(huán)境是一個十分苛刻的腐蝕環(huán)境，海洋工程無疑會遭受嚴重腐蝕。據(jù)統(tǒng)計，2014年我國腐蝕總成本超過2.1萬億元人民幣，約占當(dāng)年GDP的3.34%，其中，海洋腐蝕約占總腐蝕損失的1/10以上，腐蝕損失巨大[13]。采油樹長期處于深海環(huán)境中，其腐蝕問題不僅來源于嚴苛的海水，還包括強腐蝕性的開采流體對內(nèi)部的腐蝕。因此，對于采油樹而言，長期浸泡在海水中極易發(fā)生腐蝕。同時，海上油氣資源的開采利用相比于陸地上油氣資源開發(fā)利用，具有投資高、風(fēng)險大的特殊性。因此，一旦采油樹發(fā)生腐蝕，會造成嚴重的后果，不僅會發(fā)生油氣泄漏引起火災(zāi)爆炸事故，甚至造成平臺損毀、人員傷亡及嚴重的環(huán)境污染，這最終會造成巨大的損失[14-15]。雖然，金屬的腐蝕問題不能完全避免，但良好的腐蝕防護措施依然能夠有效延長海上構(gòu)筑物的使用壽命，降低重大災(zāi)害性事故的發(fā)生，進而減少腐蝕帶來的損失。相關(guān)研究表明，良好的腐蝕防護措施可避免25%~40%的腐蝕損失[16]。我國國民經(jīng)濟快速增長，油氣需求快速增加，陸上和淺海油田增產(chǎn)潛力相對較小，石油、天然氣進口量逐年增大，石油供應(yīng)對外依存度過大已經(jīng)成為影響國家經(jīng)濟安全的重要因素之一。因此，無論從滿足油氣田開發(fā)利用的需要出發(fā)，還是立足于保障國家經(jīng)濟安全[17]，海洋油氣設(shè)施腐蝕防護的研究都具有重要的實際意義。

目前而言，腐蝕防護的手段主要有合理選擇服役材料、腐蝕介質(zhì)處理、緩蝕劑添加法、覆蓋層保護法、陽極極化法和陰極極化法[18]。水下采油樹長期浸泡在海水中，不僅其外部遭受海水的腐蝕，而且內(nèi)部也必須面對腐蝕性較強的流體。另外，水下采油樹相對于其他海洋工程而言，尺寸小，且結(jié)構(gòu)復(fù)雜，不便于安裝布置更多的犧牲陽極，也不利于采用外加電流陰極保護系統(tǒng)進行保護。最重要的是水下生產(chǎn)系統(tǒng)一般安裝到位后，維修難度大，費用高，難維護。因此開展海洋環(huán)境中水下采油樹的腐蝕防護研究，能夠有力地保障設(shè)施的長效安全運營。

近年來，隨著采油樹技術(shù)的發(fā)展，其腐蝕防護研究和應(yīng)用也隨之發(fā)展起來。在設(shè)施選材、陰極保護設(shè)計、涂層選擇與優(yōu)化、腐蝕失效分析、可靠性設(shè)計等方面取得了一系列的成果， 形成了腐蝕防護方案，并在眾多的水下設(shè)施進行了應(yīng)用和示范。挪威船級社（DNV）[19]、API也形成水下生產(chǎn)設(shè)施涂層、陰極保護及材料選擇方面的設(shè)計標準，對結(jié)構(gòu)設(shè)計和腐蝕防護提供了參考依據(jù)。

1 水下采油樹選材

材料在不同環(huán)境中的性能是結(jié)構(gòu)耐蝕性的內(nèi)因。根據(jù)水下生產(chǎn)設(shè)施的服役環(huán)境，合理選擇設(shè)備主體及關(guān)鍵部位的服役材料是腐蝕防護工作首要環(huán)節(jié)。服役設(shè)備材料選擇主要需要考慮的因素包括：設(shè)備所處的工作介質(zhì)性質(zhì)，如介質(zhì)的氧化還原性、雜質(zhì)包含情況、導(dǎo)電性及pH值等；設(shè)備的結(jié)構(gòu)類型，服役環(huán)境的溫度及壓力；材料的力學(xué)性能、可加工性等因素。

采油樹長期浸泡在強腐蝕性的海水中，海水中影響采油樹腐蝕的因素較多，一般主要包括溶氧量、溫度、壓力及氯離子含量等[20]。在深海海洋環(huán)境中，溶氧量隨著水深的變化不斷變化，溫度相對于淺海較低（低于7 ℃），壓力較大[21]。另外，油氣開采過程中，多相介質(zhì)中含有H2S/CO2，影響到氫脆及點蝕腐蝕現(xiàn)象的形成[22-25]。采油樹關(guān)鍵部位包括四通本體、連接部件、主閥、翼閥、懸掛器及大量墊片等，針對采油樹所處低溫高壓，而內(nèi)部生產(chǎn)介質(zhì)高溫高壓且具有腐蝕性的情況，其關(guān)鍵部位的材料不僅應(yīng)具備高強度，還應(yīng)該具備良好的低溫韌性和抗熱疲勞性。采油樹材料分為7個等級，從高到低依次為AA、BB、CC、DD、EE、FF 和 HH（見表1）[26-27]。API SPEC 6A規(guī)定了CO2分壓與腐蝕環(huán)境的關(guān)系（見表2）[27-28]。ISO 15156-3規(guī)定H2S分壓值大于344.8 Pa的情況下需選用抗硫化物應(yīng)力開裂的碳鋼和低合金鋼。綜合API SPEC 6A、ISO 15156及普遍做法，CO2/H2S介質(zhì)中材質(zhì)的選擇可依據(jù)表3。Mariano Iannuzzi等[14]以水下生產(chǎn)設(shè)施為重點，討論了極端環(huán)境下防腐材料的研究及發(fā)展趨勢，探索了傳統(tǒng)高強度材料所面臨的挑戰(zhàn)，以及新型耐蝕合金和工藝技術(shù)的進展情況。S.Mark Wilhelm等[29]對酸性環(huán)境下的材料選擇工藝進行了探索，闡述了發(fā)生在高強度鋼和耐腐蝕合金上的H2S腐蝕過程，并討論了材料評估和選擇的程序，以盡量減少H2S的腐蝕危害。張鵬舉等[30]對水下采油樹基本材料及防腐材料性能進行了分析與評價。李輝等[31]提出了水下生產(chǎn)設(shè)施的基本思路和要求，還介紹了常見的水下生產(chǎn)設(shè)施的腐蝕控制方法，對水下生產(chǎn)設(shè)施所處的深海環(huán)境及管道輸送介質(zhì)的腐蝕影響因素進行了分析探討，并從腐蝕裕量、材料強度、經(jīng)濟性等方面給出了推薦標準。

表1 井口裝置與采油樹的材料級別及要求[27]Tab.1 Material grade and requirements of wellhead device and Christmas tree[27]

表3 井口裝置和采油樹在 CO2/H2S 介質(zhì)中的材質(zhì)等級劃分[27]Tab.3 Grading of wellhead equipment and Christmas tree in CO2/H2S environment[27]

常見應(yīng)用于水下生產(chǎn)設(shè)施的不銹鋼主要有AISI 304、UNS S30400、UNS S31600、318及316等。316不銹鋼因其優(yōu)異的耐蝕性能，被廣泛應(yīng)用于生產(chǎn)控制管道、閥門和容器等設(shè)備中。一般情況下，316在高溫高壓及高腐蝕嚴苛的水下生產(chǎn)設(shè)施中的耐蝕性能比較好，但也存在點蝕、縫隙腐蝕及晶間腐蝕等現(xiàn)象[32-34]。316不銹鋼的耐蝕性主要基于其表面可形成鈍化膜[35]，一旦鈍化膜在腐蝕環(huán)境中遭到破壞，就會形成點蝕，而點蝕的潛在危害極大。點蝕形成后，會形成點蝕坑，相對于外部的鈍化膜而言，點蝕坑內(nèi)處于活躍狀態(tài)。隨著腐蝕原電池的形成，導(dǎo)致腐蝕加速，而且點蝕坑內(nèi)的微環(huán)境酸化導(dǎo)致坑內(nèi)腐蝕進一步加劇，導(dǎo)致316的耐蝕性失效。316不銹鋼也會發(fā)生晶間腐蝕（如圖2所示）[27]，這種腐蝕會導(dǎo)致晶體間結(jié)合力下降，從而導(dǎo)致材料的力學(xué)性質(zhì)下降。這會嚴重影響服役設(shè)備的強度性能，給生產(chǎn)帶來嚴重的安全隱患。沖蝕磨損也是導(dǎo)致316不銹鋼構(gòu)件失效的重要因素，采油樹多功能四通處氣流量大，且?guī)в蓄w粒性固體，會遭到嚴重磨蝕，易導(dǎo)致其失效。采油樹多功能四通閥板通孔處斷裂形貌如圖3所示?？p隙腐蝕也是316不銹鋼常見的一種現(xiàn)象，主要發(fā)生在采油樹法蘭及管道鏈接等部位，嚴重的縫隙腐蝕會形成穿孔，嚴重威脅生產(chǎn)設(shè)備的安全。王悅等[27]通過高溫高壓腐蝕速率測試、原位電化學(xué)測試、四點彎曲抗 SCC 性能測試、晶間腐蝕、縫隙腐蝕以及沖蝕等實驗手段探究了316不銹鋼的耐蝕性能，并給出了其可作為采油樹密封部位墊環(huán)槽堆焊材料的可行性。Tomas Sydberger等[19]指出316不銹鋼的耐蝕性能優(yōu)于UNS S30300和UNS S41600等，提出了材料選擇的建議和標準。

圖2 316不銹鋼金相顯微鏡下表面腐蝕形貌[27]Fig.2 Surface corrosion morphology of 316 stainless steel under metallographic microscope[27]: a) before corrosion; b) after corrosion

圖3 采油樹多功能四通閥板通孔處斷裂形貌[27]Fig.3 Fracture morphology of multi-function four-way valve plate through hole of subsea Christmas tree[27]

25Cr7Ni4Mo型雙相不銹鋼具有較高的強度，也是水下生產(chǎn)設(shè)施的重要材料，主要應(yīng)用于水下生產(chǎn)系統(tǒng)的臍帶纜，也用于生產(chǎn)/注入閥樹和歧管及其他小口徑管道處。于興勝等[23]對135、2205、318雙相不銹鋼進行了高H2S含量應(yīng)力腐蝕實驗測試，發(fā)現(xiàn)2205雙相不銹鋼在中低硫（H2S）中具有良好的耐應(yīng)力腐蝕性能。

油氣資源一般含有較多的H2S和CO2，另外還包含氯化物及礦物水，這都具有較強的腐蝕性[36]。根據(jù)實際生產(chǎn)經(jīng)驗，這種環(huán)境下采油樹應(yīng)選用HH級的耐蝕合金。30CrMo鋼和Inconel 625是油氣資源開采設(shè)施中普遍使用的材料。國內(nèi)外研究者在其力學(xué)性能及耐點蝕性能方面進行了大量探究。王曉軍等[37]以30CrMo鋼和Inconel 625分別作為采油樹的閥體、閥蓋材料及堆焊密封層為研究對象，通過全浸式均勻腐蝕實驗研究了堆焊層的腐蝕情況。研究表明，Inconel 625合金具有優(yōu)良的耐點蝕性能，而30CrMo鋼易發(fā)生點蝕。30CrMo鋼和Inconel 625試樣腐蝕失重變化曲線如圖4所示。Inconel 625合金抗點蝕能力強與鋼中含有的Cr、Mo和Ni有密切關(guān)系。許亮斌等[38]以流花11-1油田采油樹為研究對象，探究了采油樹主體 30CrMo 鋼和焊接材料625合金的腐蝕情況。研究表明，水下采油樹的 30CrMo 鋼與625合金之間在接觸的情況下可形成電偶腐蝕，在兩者接觸的位置，30CrMo 鋼存在較嚴重的溝槽腐蝕（如圖5所示）。孫敏等[39]對Inconel 718 合金的抗腐蝕性能及選材依據(jù)等進行了總結(jié)和展望，研究表明，Inconel 718 合金在腐蝕環(huán)境嚴苛的油氣行業(yè)也有一定的應(yīng)用，其具有良好的耐蝕性能，也具有優(yōu)異的力學(xué)和加工性能。

圖4 30CrMo鋼和Inconel 625試樣腐蝕失重變化曲線[40]Fig.4 Corrosion weight loss curves of 30CrMo steel and Inconel 625[40]

圖5 偶接金屬試樣中的30CrMo鋼浸泡7 d后的腐蝕情況[38]Fig.5 Corrosion of 30CrMo steel in a coupled metal specimen after soaking for 7 d: a) macromorphology of steel surface under shutdown condition; b) microstructure of steel surface under shutdown condition; c) electron micrographs of corrosion products under shutdown condition; d) macromorphology of steel surface under operating condition; e) microstructure of steel surface under operating condition; f) electron micrographs of corrosion products under operating condition

目前水下生產(chǎn)設(shè)施材質(zhì)的選用原則有著一些較為通用的參考標準，應(yīng)在充分了解掌握設(shè)施服役環(huán)境的條件下依據(jù)現(xiàn)行標準合理選材[41]。另外，在選用材質(zhì)過程中，應(yīng)控制好腐蝕裕量，并兼顧經(jīng)濟性和機械加工性能?？傮w而言，采油樹的材質(zhì)選擇方面雖然存在可選的材質(zhì)，但還是缺乏滿足走向深海的材料及新型的高性能材質(zhì)。

2 采油樹陰極保護技術(shù)

陰極保護技術(shù)已成為海洋工程領(lǐng)域必不可少的腐蝕防護技術(shù)[42]。采油樹長期浸泡在強腐蝕性的海水中，易發(fā)生電化學(xué)腐蝕，陰極保護是主要的防護手段。陰極保護包括犧牲陽極保護和外加電流保護。外加電流保護需要施加外部電源，對于處于深海的采油樹而言，施工和后期維護成本高。相比外加電流保護法，犧牲陽極技術(shù)不需要外部電源，一次性投放，不需要后期的維護，適用于采油樹等深水水下設(shè)備。因此，犧牲陽極的陰極保護法是采油樹較優(yōu)的保護方法。犧牲陽極保護的關(guān)鍵因素之一是陽極材料的選擇，陽極材料需要滿足有足夠負的電位、性能穩(wěn)定、有較高的電流效率、環(huán)境友好等硬性要求。目前，鋁合金、鋅合金、鐵合金、鎂合金等犧牲陽極已經(jīng)被廣泛應(yīng)用到海洋環(huán)境中金屬結(jié)構(gòu)物的腐蝕防護，幾種常用陽極材料的電化學(xué)性能見表4。余朋偉等[43]利用軟件建立了水下臥式采油樹模型，根據(jù)計算結(jié)果調(diào)整了方案，并在煙臺海域進行長達32 d的實測。臥式采油樹及陽極塊出海后的情況如圖6所示，在一定程度上驗證犧牲陽極技術(shù)能滿足深海采油樹防護需求。目前，采油樹的腐蝕防護，犧牲陽極陰極保護和一定的涂層防護相結(jié)合是最具優(yōu)勢的保護手段。犧牲陽極的合理規(guī)劃布局及新型陽極材料的研發(fā)依舊是采油樹陰極保護需要不斷探索的方向。

圖6 采油樹犧牲陽極陰極保護及陽極塊出海后情況[43]Fig.6 Christmas tree sacrificial anode cathodic protection and anode block after sea condition[43]

表4 常用陽極材料的電化學(xué)性能Tab.4 Electrochemical properties of commonly used anode materials

3 采油樹涂層防護技術(shù)

在材料表面涂裝涂層，將材料本體與所處環(huán)境進行隔離，是一種非常重要的表面防護技術(shù)[44]。涂層保護法可以大大延長材料的服役年限，保障其服役的安全性。因此，涂層保護是材料腐蝕防護領(lǐng)域的重要研究方向。水下生產(chǎn)設(shè)施采油樹的腐蝕防護工作也不例外，涂層保護是極其重要的手段。

對于水下生產(chǎn)設(shè)施而言，防腐涂層應(yīng)保障設(shè)備在建造期的海洋大氣環(huán)境及長期浸泡在海水中免于遭受腐蝕。因此，水下生產(chǎn)設(shè)施一般采用重防腐涂層。重防腐是指能夠在嚴苛的腐蝕環(huán)境下長效保護的涂層[45]，一般包括底漆、中間漆和面漆。重防腐涂料一般要求防護年限達15 a以上，在大氣區(qū)的干膜厚度應(yīng)為280~400 μm，處于浸泡狀態(tài)或少許掩埋情況下的應(yīng)為480~1000 μm。根據(jù)國內(nèi)外的實際經(jīng)驗，采油樹等水下生產(chǎn)設(shè)備的涂層系統(tǒng)必須經(jīng)過海水浸泡及陰極剝離等測試手段，須滿足NORSOK M-501 SYSTEM 7認證（見表5）。目前，我國的海洋防腐涂層市場由挪威的Jotun、丹麥的Hempel、及英國IP等國際公司占據(jù)[46]，主要包括環(huán)氧樹脂涂料、聚氨酯涂料及聚丙烯酸涂料等。如Jotun公司的Jotamastic87GF改性耐磨環(huán)氧玻璃鱗片漆、Baltoflake系列玻璃鱗片聚酯漆，Hempel公司的超強度環(huán)氧漆45751，IP公司的Intetzione 954改性環(huán)氧樹脂漆等。陳偉軍等[47]選取Jotun、International、Sigma三大知名涂料供應(yīng)商提供的不同服役溫度下常用涂層系統(tǒng)進行了對比（見表6—8）。耐磨環(huán)氧或者玻璃鱗片環(huán)氧一般應(yīng)用于低溫工況下，酚醛環(huán)氧類產(chǎn)品應(yīng)用于較高溫度下。王旭東等[15]對海洋工程水下生產(chǎn)系統(tǒng)防腐設(shè)計后不同公司涂裝系統(tǒng)進行了對比分析，指出水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)施表面處理普遍要求噴砂等級達到SP5級，面清潔度須達到ISO8502-31級。在腐蝕環(huán)境嚴峻的深海環(huán)境中，高等級的表面處理及清潔度能夠提高涂裝質(zhì)量，進而保障涂層防護的有效性。

表5 NORSOK M-501的標準系統(tǒng)[15]Tab.5 NORSOK M-501 standard system[15]

表6 最高服役溫度至50 ℃的涂層系統(tǒng)[47]Tab.6 Coating system for maximum service temperature up to 50 ℃[47] μm

表7 最高服役溫度至90 ℃的涂層系統(tǒng)Tab.7 Coating system for maximum service temperature up to 90 ℃ μm

表8 最高服役溫度至115 ℃的涂層系統(tǒng)Tab.8 Coating system for maximum service temperature up to 115 ℃ μm

隨著開采需求的加大及技術(shù)的發(fā)展，水下生產(chǎn)設(shè)施的防腐要求越來越嚴格。面對深海壓力大、溫度低、溶解氧含量少的嚴苛腐蝕環(huán)境，重防腐涂料的耐蝕性、耐候性、耐久性、強度及環(huán)保性受到了考驗。另外，重防腐涂料的涂裝要求非常嚴格，對于螺栓、螺國油氣資源的合理開發(fā)利用，發(fā)展自供自足、有效的重防腐涂料勢在必行。

針對水下生產(chǎn)設(shè)施，一般均采取犧牲陽極陰極保護和防腐涂層聯(lián)合保護的方法（如圖7所示）[49]。涂層保護的存在可以大大降低陰極保護的電流密度，減少陽極的安裝數(shù)量，從而節(jié)約資源，提高腐蝕防護的經(jīng)濟性。同時，陽極塊數(shù)量的減少，也減少了安裝操作方面的工作量，這對于陽極布置空間較小的水下生產(chǎn)設(shè)施，有非常重要的意義。另外，若只采用涂層進行腐蝕防護，未進行陰極保護，一旦涂層局部受損，則會造成更嚴重的局部腐蝕。陰極保護和重防腐涂層聯(lián)合保護技術(shù)要注意陰極剝離問題，陰極剝離是涂層失效的主要原因之一，通過合理控制保護電位，提高涂層附著力，能夠有效地解決陰極剝離問題。

圖7 水下生產(chǎn)設(shè)施犧牲陽極及涂層聯(lián)合保護[49]Fig.7 Subsea production facilities combined sacrifice anode and coating protection[49]

4 采油樹腐蝕失效分析評價

采油樹長期浸泡在腐蝕條件嚴苛的海水中，隨著服役時間的增加，其不可避免地會出現(xiàn)腐蝕現(xiàn)象。采油樹在服役期間，因腐蝕失效造成設(shè)備和構(gòu)件的破壞，嚴重威脅生命及財產(chǎn)的安全[50]。因此，通過對采油樹材料、工況及腐蝕環(huán)境等的研究，進而分析獲得腐蝕失效原因，對預(yù)防和避免重大腐蝕事件有非常重要的意義。金屬腐蝕失效的因素主要包括環(huán)境因素、材質(zhì)因素、設(shè)備結(jié)構(gòu)及加工制造因素和操作因素等。對于采油樹其主要的環(huán)境介質(zhì)為海水和管內(nèi)介質(zhì)，具有強腐蝕性。因此，弄清環(huán)境介質(zhì)海水及管內(nèi)介質(zhì)的性質(zhì)是失效分析的首要任務(wù)。采油樹材質(zhì)的冶煉加工情況也是導(dǎo)致腐蝕失效的重要因素。另外，采油樹特有的結(jié)構(gòu)構(gòu)造及加工制造是造成部分位置應(yīng)力腐蝕嚴重的因素，需有針對性地探究。采油樹實際運行過程中不規(guī)范操作也會導(dǎo)致其腐蝕失效。

代娜等[51]在介紹海上某油田單井油管腐蝕穿孔的腐蝕實效分析案例時，給出了系統(tǒng)的腐蝕失效分析原則和程序——通過現(xiàn)場調(diào)查和實驗室分析研究進行探索?，F(xiàn)場調(diào)查包含了事故表觀觀察和事故的現(xiàn)場調(diào)查研究；實驗室分析主要利用現(xiàn)代化的測試手段，如金相、SEM、XRD、電化學(xué)測試及腐蝕模擬實驗對事故失效樣品進行分析驗證。在進行現(xiàn)場調(diào)查和實驗室分析后，總結(jié)失效原因，并提出相應(yīng)的改進措施，主要流程如圖8所示[51]。江晶晶等[52]對川渝氣田某采氣井口閥門進行了腐蝕失效分析，發(fā)現(xiàn)閥門等通道內(nèi)易遭受電化學(xué)腐蝕、沖蝕和點蝕。李曉成等[53]介紹了海上某油田采油樹水相出口管線腐蝕實效分析案例，同樣在該失效案例分析中也采用了現(xiàn)場調(diào)查和實驗室模擬分析的手段。在經(jīng)過合理的分析后，該案例強調(diào)了材質(zhì)選擇、施工管理、施工工藝合理性及生產(chǎn)監(jiān)督的重要性。林秀娟等[54]根據(jù)灰色系統(tǒng)理論，給出了灰色GM(1,1)模型，通過實例進行數(shù)據(jù)分析擬合，遞推腐蝕量的變化規(guī)律，從而實現(xiàn)對深水采油樹抗腐蝕可靠性設(shè)計。陳偉軍等[47]對水下生產(chǎn)設(shè)施的涂裝防腐技術(shù)進行了分析和探究。縱觀水下生產(chǎn)設(shè)施腐蝕防護工作，綜合考慮生產(chǎn)設(shè)施服役環(huán)境、尺寸及結(jié)構(gòu)的特殊性等因素，當(dāng)前國內(nèi)外采取的防腐手段主要為犧牲陽極和防腐涂層聯(lián)合保護。

圖8 腐蝕失效分析程序[51]Fig.8 Corrosion failure analysis program diagram[51]

5 結(jié)語

海洋油氣資源未來是工業(yè)發(fā)展的支柱，海洋石油開采約占大型油氣田的60%，而深海油氣的開采離不開采油設(shè)備的支持。在苛刻的海洋腐蝕環(huán)境中，包括采油樹在內(nèi)的關(guān)鍵性采油設(shè)備面臨著嚴峻的腐蝕問題，尤其我國在水下采油設(shè)施腐蝕防護方面發(fā)展較晚，為保障我國油氣資源的順利開發(fā)利用，推進和完善包括采油樹在內(nèi)的水下生產(chǎn)設(shè)施的腐蝕防護工作迫在眉睫。文中就采油樹腐蝕防護材料選擇、陰極保護、涂層防護及腐蝕失效方面，總結(jié)了當(dāng)前的先進成果，并為采油樹的腐蝕防護提供以下建議：

1）隨著材料技術(shù)的不斷發(fā)展，采油樹材料方面，除了根據(jù)實際生產(chǎn)情況及現(xiàn)行標準合理選擇現(xiàn)有的耐蝕材料外，應(yīng)積極開發(fā)利用具有更好耐高壓、低溫、強腐蝕環(huán)境的新型采油樹設(shè)備材質(zhì)，如高性能鋼、合金材料及復(fù)合材料等。新型材料的開發(fā)利用必將成為未來新興戰(zhàn)略性產(chǎn)業(yè)。

2）陰極保護方面，除在現(xiàn)有陽極材料的基礎(chǔ)上合理規(guī)劃陽極尺寸和陽極布局外，還應(yīng)積極開發(fā)新型的陽極材料。另外，陰極保護方案設(shè)計過程可積極發(fā)展數(shù)值模擬計算等技術(shù)，以求合理優(yōu)化保護方案，取得更好的保護效果。

3）重防腐涂料依然是水下采油設(shè)備腐蝕防護的主要手段，也是該領(lǐng)域的研究熱點。未來涂層方面的研究應(yīng)趨于開發(fā)環(huán)保型、高固體分含量及陰極保護與重防腐涂層聯(lián)合保護的涂料。

4）腐蝕失效分析不僅僅在于尋找和確認腐蝕失效的原因，而在于在明確失效原因的基礎(chǔ)上，主動尋找預(yù)防重復(fù)腐蝕失效的辦法，從而阻礙腐蝕失效事故的發(fā)生。因此，在未來的采油樹等水下設(shè)施的防腐工作方面，應(yīng)積極強化和落實腐蝕失效分析，為腐蝕失效提供可靠的預(yù)防措施，進而減少水下生產(chǎn)設(shè)施的腐蝕發(fā)生，減少腐蝕帶來的損失。

隨著深海油氣開發(fā)技術(shù)的不斷發(fā)展，海洋環(huán)境水下采油樹的腐蝕防護的需求也日益增加，新材料、新技術(shù)的應(yīng)用，使得人類能夠解決對海洋中的腐蝕防護難題，為海洋工程設(shè)施的安全運營保駕護航。