海底混輸管內(nèi)腐蝕風(fēng)險因素識別及腐蝕因素

李全華(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

0 引言

海底管道作為海上油氣輸送的主動脈，在海洋油氣開發(fā)中發(fā)揮著至關(guān)重要的作用。由于其溫度、壓力在出入口的變化較大，且 CO2、H2S、O2、Cl-等腐蝕性物質(zhì)經(jīng)常存在于管內(nèi)輸送的海洋油氣中，同時管內(nèi)經(jīng)常發(fā)生細(xì)菌滋生，容易造成不同程度的管道腐蝕損傷，嚴(yán)重時甚至發(fā)生油氣泄漏，造成環(huán)境污染和巨大的經(jīng)濟(jì)損失[1]。因此，識別海底管道的腐蝕風(fēng)險因素，明確海底管道在運(yùn)行中存在腐蝕風(fēng)險，對確保海底管道安全、高效運(yùn)行，提升管道的完整性管理具有重要的意義。

液態(tài)水是腐蝕發(fā)生的前提，而腐蝕發(fā)生的機(jī)制和形態(tài)與水相的存在狀態(tài)密切相關(guān)。隨著油田產(chǎn)液量升高，加上CO2和H2S含量的增加等因素會引發(fā)不同程度的海管內(nèi)腐蝕[2]。當(dāng)管內(nèi)出現(xiàn)適宜的腐蝕環(huán)境，就會發(fā)生以某種物質(zhì)為“導(dǎo)火索”的腐蝕，如海底管道中經(jīng)常發(fā)生的CO2腐蝕、H2S腐蝕、微生物腐蝕(或細(xì)菌腐蝕)等[3]。劉朝陽等[4]通過海底管道漏磁內(nèi)檢測和旁路數(shù)據(jù)分析，對管道進(jìn)行了腐蝕評估，研究發(fā)現(xiàn)渤海某平臺海底管道主要發(fā)生CO2腐蝕。另外，細(xì)菌腐蝕中的硫酸鹽還原菌(SRB)誘發(fā)的點(diǎn)蝕也是不可忽略的內(nèi)腐蝕，菌落繁殖和生物膜結(jié)痂附著于管道內(nèi)壁表面是造成這種點(diǎn)蝕主的主要原因[5]。油水混輸管道中往往由于地形起伏變化形成水的積聚，尤其在上傾和下降管段處受重力影響容易形成大量的積液，從而加重腐蝕[6]。王凱[7]通過數(shù)值模擬結(jié)合實(shí)驗的方法研究了傾角對腐蝕速率的影響，發(fā)現(xiàn)腐蝕速率在上坡段和下坡段存在明顯的差別，上坡段管道的腐蝕速率明顯比下坡段腐蝕速率大，這與流體的pH和壁面剪切應(yīng)力受地形條件影響有關(guān)。

實(shí)際工程中，腐蝕通常并不是由單一因素引起的，大多是由多個因素共同作用而產(chǎn)生的?；燧敼艿腊l(fā)生腐蝕，一般是因為積液的存在，形成了利于腐蝕的環(huán)境條件，又因為油氣中存在的CO2或者H2S，使介質(zhì)的pH減小，容易引發(fā)腐蝕。再加上管道底部容易沉積垢、腐蝕產(chǎn)物膜等，另外，細(xì)菌滋生也會大大加速腐蝕的發(fā)生。崔銘偉[8]應(yīng)用全瞬態(tài)多相流仿真軟件OLGA，模擬預(yù)測了多因素影響下的海底多相流混輸管道的腐蝕情況，研究表明，多因素共同作用下的腐蝕比單一影響因素誘發(fā)的管道內(nèi)腐蝕更加復(fù)雜。

1 管道設(shè)計條件與運(yùn)行工況分析

惠州油田某混輸管道全長21 km，內(nèi)管外徑為273.1 mm，壁厚12.7 mm，內(nèi)腐蝕余量為3 mm。2015年9月至今，正常生產(chǎn)期間管道輸液量變化比較穩(wěn)定，整個生產(chǎn)期間輸液量均未超過設(shè)計流量(7 008 m3/d)。正常生產(chǎn)期間，管道出口壓力變化較為平穩(wěn)，兩端壓力均未超過設(shè)計壓力(5 MPa)。管道進(jìn)出口溫度變化較為平穩(wěn)，兩端溫度均未超過設(shè)計溫度(115 ℃)。

2 海底管道數(shù)據(jù)監(jiān)測分析

2.1 細(xì)菌監(jiān)測

為確定管道內(nèi)腐蝕的主要原因，對管道定期的監(jiān)測數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。根據(jù)惠州油田定期對混輸海管進(jìn)行SRB細(xì)菌檢測的結(jié)果，如表1所列，可知2014年10月檢測結(jié)果中有菌瓶出現(xiàn)發(fā)黑現(xiàn)象，說明海管出入口有SRB細(xì)菌滋生。表2所列為2016年12月惠州作業(yè)公司對混輸海管出入口水樣進(jìn)行SRB細(xì)菌培養(yǎng)的結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)海管中也有細(xì)菌的滋生。因此，可以認(rèn)定引起該混輸管道腐蝕的因素之一為細(xì)菌。

表1 2014年10月SRB細(xì)菌檢測

表2 2016年12月混輸海管SRB細(xì)菌培養(yǎng)結(jié)果

2.2 CO2和H2S含量監(jiān)測

為進(jìn)一步明確管內(nèi)腐蝕的情況，對管道進(jìn)出口的CO2和H2S含量進(jìn)行監(jiān)測，通過對2013年—2019年《惠州油田HZ25-3DPP平臺腐蝕因子H2S和CO2檢測數(shù)據(jù)》進(jìn)行分析，歷次CO2和H2S含量數(shù)據(jù)如圖1和圖2所示?？梢钥闯?，入口CO2含量在8%～20%之間變化，出口CO2含量在3%～15%之間變化，進(jìn)出口CO2含量變化不大。入口H2S含量在15～47 mg/L之間變化，出口H2S含量在150～610 mg/L之間變化，海管出口的H2S含量明顯高于入口H2S含量，海管中有硫化氫的產(chǎn)生，硫化氫產(chǎn)生的原因多樣，其中，硫酸鹽還原菌(SRB)是惠州油田海管硫化氫產(chǎn)生的主要原因。

圖1 2013年—2019年混輸海管進(jìn)出口CO2含量變化

圖2 2013年—2019年混輸海管進(jìn)出口H2S含量變化

2.3 腐蝕掛片監(jiān)測

根據(jù)惠州油田腐蝕掛片數(shù)據(jù)，統(tǒng)計了2014年—2020年混輸海管出入口腐蝕掛片數(shù)據(jù)，由于腐蝕掛片監(jiān)測的是掛片懸掛位置的腐蝕情況，一定程度上并不能反映管道的實(shí)際腐蝕速率，但可以通過掛片來反映點(diǎn)蝕和局部腐蝕的腐蝕情況。按照NACE RP07-75-2005腐蝕程度分級標(biāo)準(zhǔn)：(1)均勻腐蝕速率小于0.025 4 mm/a，屬于輕度腐蝕；(2)均勻腐蝕速率介于0.025 4～0.124 5 mm/a，屬于中度腐蝕；(3)均勻腐蝕速率介于0.127～0.254 mm/a，屬于嚴(yán)重腐蝕；(4)均勻腐蝕速率大于0.254 mm/a，屬于極嚴(yán)重腐蝕。根據(jù)腐蝕掛片的監(jiān)測的情況可知腐蝕速率小于0.025 4 mm/a，為輕度腐蝕。

從圖3腐蝕掛片監(jiān)測數(shù)據(jù)可以看出，2014年—2018年間，混輸海管出入口腐蝕掛片腐蝕速率為0.200 6～0.138 8 mm/a，大部分時間為中低度腐蝕。2019年3月份期間腐蝕掛片腐蝕速率為0.587 mm/a，大于0.254 mm/a，為極嚴(yán)重腐蝕；2019年8月—2020年5月份，腐蝕掛片腐蝕速率為0.137 5～0.284 6 mm/a，大部分時間為嚴(yán)重腐蝕。2014年—2020年，整體腐蝕程度呈現(xiàn)上升趨勢。

圖3 混輸海管腐蝕掛片監(jiān)測數(shù)據(jù)變化

2.4 防垢掛片監(jiān)測

圖4 為歷次防垢掛片的腐蝕監(jiān)測情況，圖4(a)為2018年6月監(jiān)測的入口LF416和LF472防垢掛片，從圖中可以看出，兩個掛片上分別為3個孔內(nèi)有堵塞物和7個孔內(nèi)有堵塞物。圖4(b)為2017年6月監(jiān)測的LF398和LF399防垢掛片，兩個掛片上都沒有結(jié)構(gòu)堵塞物。圖4(c)為2018年監(jiān)測的入口LC398和LC399防垢掛片，兩個掛片中只有最小孔內(nèi)有結(jié)垢堵塞物，而圖4(d)中2018年4月監(jiān)測的LF492和LC286防垢掛片結(jié)果可以看出，這兩個掛片分別為三個孔有結(jié)垢堵塞物和四個孔有結(jié)垢堵塞物。從不同時間監(jiān)測的不同防垢掛片腐蝕結(jié)構(gòu)可以看出，該混輸海管存在結(jié)垢現(xiàn)象。

圖4 防垢掛片腐蝕監(jiān)測結(jié)果

2.5 內(nèi)檢測

該管線于2009年投產(chǎn)，2019年進(jìn)行了漏磁內(nèi)檢測。檢測概況如下：2019年9月作業(yè)公司對該海管進(jìn)行了漏磁檢測，此次共檢測到腐蝕缺陷6 243個，其中內(nèi)腐蝕6 240個，最深為29%；外缺陷3個，最深為34%。同時檢測到1個外部制造缺陷，深度為31%。

根據(jù)圖5的缺陷分布統(tǒng)計圖可以得出：(1)缺陷在前6公里范圍內(nèi)分布較多；(2)1～2公里之間缺陷主要分布在管道底部，即6:00附近；(3)1.5～3公里之間，在7:00—12:00和0:00—5:00之間缺陷分布較為集中；(4)4、5、6公里處，均存在缺陷集中分布的現(xiàn)象；(5)12～21公里處的缺陷主要分布在2:00—10:00之間；(6)缺陷相對焊縫沒有明顯的集中分布。

圖5 2019年內(nèi)檢缺陷數(shù)量分布圖

3 腐蝕因素分析

3.1 CO2腐蝕

CO2腐蝕是較常見的一種海底管道內(nèi)腐蝕，也是油氣混輸管道腐蝕的主要原因之一。含水率極低時，CO2的腐蝕性很小，因為CO2氣體主要是通過溶于水形成H2CO3，造成輸送管線的嚴(yán)重內(nèi)腐蝕。局部的點(diǎn)蝕、臺地狀腐蝕和癬狀腐蝕等都是CO2腐蝕常見的呈現(xiàn)形式，其中腐蝕最嚴(yán)重的臺地狀腐蝕的穿孔率較高，腐蝕速率較大，可以達(dá)到3～7 mm/a。

油氣水多相管輸介質(zhì)中的CO2腐蝕較復(fù)雜，涉及包括電化學(xué)、流體力學(xué)、動力學(xué)在內(nèi)的多個領(lǐng)域，因此，這種腐蝕的影響因素很多，如輸送介質(zhì)的溫度、壓力、CO2分壓、H2S含量、水介質(zhì)組成、pH值、流速、原油特性等。CO2腐蝕一般隨著CO2分壓的增加或pH值降低而更為顯著，溫度的影響存在一個敏感區(qū)間，一般在60～100 ℃之間出現(xiàn)CO2腐蝕的峰值。

3.2 H2S腐蝕

H2S也是海底管道主要的腐蝕性介質(zhì)。管內(nèi)通常不可避免的同時存在H2S與CO2，兩者的腐蝕相互競爭又相互協(xié)同，是一個更加復(fù)雜的腐蝕。H2S腐蝕常見的腐蝕形式為應(yīng)力腐蝕開裂、氫致開裂(SSCC、HIC)等，H2S的存在也會控制電化學(xué)減薄腐蝕。雖然CO2在減薄腐蝕中起主導(dǎo)作用，但H2S出現(xiàn)時，由于H2S腐蝕產(chǎn)物對鋼材有一定的保護(hù)作用，因此會控制腐蝕速率，起到減緩腐蝕的作用。CO2和H2S共同出現(xiàn)在輸送介質(zhì)中時，由于H2S既能通過電化學(xué)腐蝕加速CO2腐蝕，也能通過腐蝕產(chǎn)物的保護(hù)作用減緩腐蝕，在腐蝕中控制著腐蝕反應(yīng)速率。

3.3 細(xì)菌腐蝕

硫酸鹽還原菌也是海底管道常見的一種腐蝕?；燧敼艿乐泻蔬_(dá)到一定的量后，就有可能出現(xiàn)大量的硫酸鹽還原菌。且一般管內(nèi)輸送介質(zhì)的pH值也利于硫酸鹽還原菌的存活，這也是管道中經(jīng)常發(fā)生細(xì)菌腐蝕的主要原因之一。同時硫酸鹽還原菌還可以與管內(nèi)的緩蝕劑、砂、垢等耦合，發(fā)生更加復(fù)雜的腐蝕。

3.4 沉積物垢下腐蝕

在油氣混輸管道中流速較低的管段通常會有固體顆粒的沉積，包括沙子、淤泥、瀝青質(zhì)、腐蝕產(chǎn)物等，這些固體顆粒的沉降堆積往往也會導(dǎo)致管內(nèi)發(fā)生沉積物腐蝕，也稱垢下腐蝕。同時，這些沉積物也會與細(xì)菌耦合，加速腐蝕。沉積物垢下腐蝕一方面是由于沉積物堆積易形成電化學(xué)腐蝕、局部酸化的環(huán)境，加速垢下腐蝕；另一方面是由于沉積的固體顆粒降低了局部的緩蝕劑效率，緩蝕劑會被吸附在沉積物中，從而減小了輸送介質(zhì)中的緩蝕劑濃度，從而減弱了緩蝕劑的功效，在一定程度上也加速了垢下腐蝕。

4 管道內(nèi)腐蝕直接評估

對該海管進(jìn)行了漏磁檢測，內(nèi)腐蝕直接評估主要針對2019年9月17日—2021年2月28日期間管道輸液情況，內(nèi)腐蝕評估對象包括目標(biāo)管道、法蘭、彎頭等部件的評估。

4.1 管道區(qū)域和時間分段

管道為油水混輸管道，含水量在40%以上，溶液中溶有一定量的CO2和H2S，根據(jù)收集的數(shù)據(jù)，借鑒NACE SP0116—2016 《Multiphase Flow Internal Corrosion Direct Assessment (MP-ICDA) Methodology for Pipelines》中預(yù)評估和間接評價的部分方法對管道進(jìn)行分段和分析工作。按照MP-ICDA的評估區(qū)域的劃分與識別方法，該管道化學(xué)藥劑加注點(diǎn)，沿線無其他的輸入、輸出管段，流向單一，因此評估時將其整體作為一個評估管段與區(qū)域，按照已有的路由數(shù)據(jù)劃分評估管段。

通過對管線的整體分析，以流量、溫度、壓力為主要變化因素，對管線在時間上進(jìn)行了分段，并選取了該時間段某點(diǎn)的數(shù)據(jù)進(jìn)行管道模擬。詳情如表3和圖6～圖8所示。

圖6 目標(biāo)管線輸量評價時間軸分段建議

圖8 目標(biāo)管線壓力評價時間軸分段建議

表3 時間分段表

4.2 內(nèi)腐蝕直接評估

利用多相流軟件OLGA建立管道模型，模擬其內(nèi)部流動狀態(tài)。這里僅對第三時間段工況三的結(jié)果進(jìn)行分析。通過模擬，第三時間段工況三運(yùn)行穩(wěn)定后，沿線流型分布如圖9所示。由圖可知，在給定的操作條件下，管道沿程存在兩種流型，前2 500 m處層流和環(huán)狀流交替出現(xiàn)，在6 050 m和后立管處為環(huán)狀流，其他位置為層流。流型流態(tài)主要受到路由走勢影響。

圖7 目標(biāo)管線溫度評價時間軸分段建議

圖9 工況三管道沿程流型分布

圖10 為管道沿程溫度、壓力的變化，從圖中可以看出，管道進(jìn)出口溫度和壓力與實(shí)際工況相吻合，該模型能夠準(zhǔn)確分析管道的運(yùn)行狀況。管道入口立管處壓力有所升高，隨后管道壓力隨著里程的增加呈現(xiàn)下降的趨勢。由于環(huán)境溫度低于管內(nèi)介質(zhì)溫度，隨著管道沿程的變化，溫度呈現(xiàn)下降趨勢，逐漸管內(nèi)介質(zhì)溫度和周圍環(huán)境溫度趨同。

圖10 工況三管道沿程溫度、壓力變化

圖11 展示了管道剪切力的沿程變化，可以看出，管道油相和水相壁面剪切力變化趨勢跟流型流態(tài)正相關(guān)。

圖11 工況三管道沿程壁面剪切力分布

5 結(jié)語

文章通過對混輸管道進(jìn)行數(shù)據(jù)監(jiān)測和內(nèi)檢測，并結(jié)合模擬進(jìn)行直接評估分析，得出以下結(jié)論：

(1)細(xì)菌監(jiān)測結(jié)果及進(jìn)出扣H2S含量的變化表明該混輸管道中存在硫酸鹽還原菌(SCR)腐蝕，同時，從歷年來進(jìn)出口CO2和H2S含量的變化結(jié)果可以得出隨著時間的變化，管內(nèi)也存在CO2/H2S的交替腐蝕。盡管管內(nèi)存在結(jié)垢現(xiàn)象，但垢下腐蝕不是主要的腐蝕因素。

(2)混輸過程中存在的流型變化是造成腐蝕程度沿程變化的主要原因，隨著管道走勢的變化，沿程出現(xiàn)流型的動態(tài)演變，造成油水兩相作用在壁面上的剪切力變化也會對腐蝕程度造成影響。