海上平臺油氣處理系統(tǒng)腐蝕及風險分析

程四祥，吳 祥，周 斌，胡 謙

（合肥通用機械研究院，安徽 合肥230031）

海上平臺油氣處理系統(tǒng)腐蝕及風險分析

程四祥，吳 祥，周 斌，胡 謙

（合肥通用機械研究院，安徽 合肥230031）

通過分析海上平臺油氣處理設(shè)備的相關(guān)資料并結(jié)合裝置的腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)，計算出油氣處理系統(tǒng)主要設(shè)備風險；分析了海上平臺主要油氣處理設(shè)備的腐蝕類型、腐蝕機理及風險分布。結(jié)果表明：腐蝕性介質(zhì)主要有H2S，CO2和Cl－；該海上平臺設(shè)備整體風險不高，中高風險的設(shè)備主要集中在氣相系統(tǒng)（失效概率中、后果嚴重程度高），生產(chǎn)水處理系統(tǒng)設(shè)備主要處于中風險區(qū)域（失效概率高、后果嚴重程度低）。為提高海上平臺設(shè)備的管理、維護水平，制定了優(yōu)化的風險檢驗策略及日常維護計劃。

海上平臺 腐蝕 風險評估

隨著陸地油氣資源日漸枯竭，石油天然氣的開采已經(jīng)逐漸從陸地轉(zhuǎn)向海洋，在中國東部及南部海域已有大量的海上平臺投入生產(chǎn)。目前，國內(nèi)海上石油作業(yè)及其相關(guān)設(shè)施的建設(shè)尚屬發(fā)展時期，海上石油設(shè)施的風險管理體系尚未建立，一些確保海上平臺長期、穩(wěn)定和安全運行的技術(shù)問題亟待研究解決［1-2］。特別是海上平臺壓力容器，作為平臺上重要的油氣處理設(shè)備，近年來因腐蝕而導致的安全問題時有發(fā)生，既直接威脅到海上平臺作業(yè)人員的安全，還有可能對海洋環(huán)境造成污染。因此，如何識別海上平臺油氣處理系統(tǒng)可能存在的腐蝕風險，消除系統(tǒng)安全隱患，提高海上平臺的管理水平已經(jīng)成為亟需解決的問題。

該文主要評估中國南海東部海域某海上平臺，根據(jù)其油層油品的特性及南海東部海域的氣候條件，分析了此平臺上設(shè)備存在的腐蝕類型及腐蝕機理，并利用風險評估技術(shù)建立了基于風險的檢驗（RBI）計劃及日常管理維護策略。

1 油氣處理系統(tǒng)腐蝕分析

油氣處理系統(tǒng)流程主要是把油藏開采出來的油水乳化液進行分離的過程，主要有油水分離、生產(chǎn)水處理及輔助系統(tǒng)等三個部分。開采出來的油氣先進入一級油氣分離器（見圖1），進行油、氣、水三相分離，其工作壓力為0．21 MPa，溫度約82．2℃；經(jīng)分離器閃蒸出來的氣體進入燃料氣／覆蓋氣罐，由于水的密度比油大，分散在工藝流體中的自由水會沉降到分離器底部，從底部管線進入生產(chǎn)水處理系統(tǒng)，油從油氣分離器的中間抽出。

圖1 一級油氣分離器流體流程

1．1 腐蝕在線監(jiān)測情況

針對海上平臺生產(chǎn)工藝和腐蝕特點，在典型腐蝕部位安裝了腐蝕掛片，表1是各位置掛片在線監(jiān)測腐蝕速率數(shù)據(jù)統(tǒng)計。其中，CPI為波紋板隔離器；IGFU為加氣浮選器；CFU為氣浮選裝置。表2是NACE（美國腐蝕工程師協(xié)會）相關(guān)標準規(guī)定的腐蝕程度分級。

從表1和表2可以看出，此平臺的原油及生產(chǎn)水處理系統(tǒng)腐蝕嚴重，老一級分離器入口、老一級分離器水相出口、新一級分離器水相出口、IGFU水相出口腐蝕速率較高，均為極嚴重腐蝕。其中，IGFU水相出口腐蝕最為嚴重，腐蝕速率達到了37．77 mpy（1 mpy＝0．0254 mm／a）。導致不同區(qū)域的設(shè)備以及同一設(shè)備不同部位腐蝕程度的差異。按照腐蝕特點將平臺系統(tǒng)分為進料系統(tǒng)、氣相系統(tǒng)、水處理系統(tǒng)和油系統(tǒng)等4個腐蝕回路，表3為各回路的腐蝕性介質(zhì)采樣分析數(shù)據(jù)。

表1 腐蝕掛片結(jié)果分析統(tǒng)計

表2 NACE腐蝕程度分級標準

海管監(jiān)測點掛片腐蝕程度較輕，在輕度腐蝕范圍內(nèi)，表面以均勻腐蝕為主，無明顯局部腐蝕，見圖2。

1．2 腐蝕原因分析

開采出來的油氣中含有腐蝕性介質(zhì)是造成設(shè)備腐蝕的主要原因。經(jīng)采樣分析，該平臺開采的油氣中腐蝕性介質(zhì)主要有 H2S，CO2，Cl－及微生物等。油氣進入1級分離器進行氣、油和水三相分離，腐蝕性介質(zhì)也會根據(jù)溶解性和密度不同分布到不同相態(tài)中。不同相態(tài)中腐蝕性介質(zhì)的差異

圖2 海管入口腐蝕掛片

表3 腐蝕性介質(zhì)采樣分析數(shù)據(jù)

1．2．1 進料系統(tǒng)

從表3可以看出，原料系統(tǒng)處于 HCl-H2SH2O腐蝕環(huán)境。HCl遇到液相水時溶于水形成鹽酸，從而形成鹽酸腐蝕；存在H2S時可加速腐蝕。反應式如下：

鹽酸腐蝕的嚴重程度主要取決于溫度及pH值，溫度越高、pH值越低腐蝕越嚴重。表4是API581提供的鹽酸腐蝕速率數(shù)據(jù)與實際監(jiān)測數(shù)據(jù)對比。

表4 鹽酸腐蝕速率對比

從表4可以看出，實測數(shù)據(jù)稍高于API提供的估算數(shù)據(jù)，主要原因是油氣中的H2S對鹽酸腐蝕有促進作用，同時油氣中的泥沙也會對設(shè)備造成沖刷腐蝕。

1．2．2 水處理系統(tǒng)

原料中大部分Cl－都進入了水處理系統(tǒng)，同時還含有少量的H2S和CO2，此外油氣中的泥沙也會沉積到生產(chǎn)水中。水處理系統(tǒng)的腐蝕與進料系統(tǒng)類似，都屬于嚴重腐蝕區(qū)域，特別是水相出口在沖刷作用下腐蝕更加嚴重，最高達到41．32 mpy。

1．2．3 氣相系統(tǒng)

經(jīng)1級油氣分離器分離出來的氣體含有微量的H2S以及大量的CO2和水，形成H2S-CO2-H2O腐蝕環(huán)境，主要腐蝕類型為CO2腐蝕和濕H2S環(huán)境下腐蝕。CO2腐蝕影響因素眾多，概括起來主要分為兩大類：一是環(huán)境因素，主要包括CO2分壓、水介質(zhì)礦化度、pH值、油氣混合介質(zhì)中的蠟含量、介質(zhì)載荷、流速及流動狀態(tài)水溶液中的Cl－，HCO3－，Ca2＋，Mg2＋，H2S，O2及微生物含量等；二是材料因素，包括材料種類、合金元素含量、表面膜狀態(tài)及材料表面垢的結(jié)構(gòu)與性質(zhì)等。

研究認為，在油氣工業(yè)中可根據(jù)CO2分壓判斷CO2介質(zhì)的腐蝕性：當 CO2分壓低于0．021 MPa時，腐蝕可以忽略；當 CO2分壓為0．021～0．21 MPa時，腐蝕程度為中等；當CO2分壓高于0．21 MPa時，腐蝕程度為嚴重。

該平臺CO2檢測數(shù)據(jù)見表5。由表5可以看出，一級分離器氣相CO2檢測含量均很高且分壓大于0．021 MPa，腐蝕程度應屬于中等。

表5 氣相中H2S和CO2含量檢測結(jié)果

2 風險分析

通過收集海上平臺油氣處理設(shè)備的相關(guān)數(shù)據(jù)，結(jié)合裝置腐蝕監(jiān)測分析數(shù)據(jù)，計算出油氣處理系統(tǒng)主要設(shè)備風險及腐蝕類型（見圖3）。海上平臺主要設(shè)備材質(zhì)均為SA516-70，操作溫度為82．2℃，其他工藝參數(shù)見表6，其風險評估結(jié)果見表7。

圖3 油氣處理系統(tǒng)設(shè)備風險及腐蝕機理

表6 海上平臺主要設(shè)備工藝參數(shù)

表7 海上平臺主要設(shè)備風險評估

由表7可以看出，該海上平臺設(shè)備整體風險不高，中高風險的設(shè)備主要集中在氣相系統(tǒng)（失效概率中、后果嚴重程度高），生產(chǎn)水處理系統(tǒng)設(shè)備主要處于中風險區(qū)域（失效概率高、后果嚴重程度低）。設(shè)備的風險主要由失效可能性和失效后果兩部分組成，而失效可能性主要取決于設(shè)備的損傷因子，即設(shè)備的腐蝕情況。氣相系統(tǒng)主要腐蝕類型為濕H2S環(huán)境下應力腐蝕開裂和CO2腐蝕；生產(chǎn)水系統(tǒng)主要腐蝕類型為鹽酸腐蝕和沖刷腐蝕。

3 RBI策略

RBI策略是根據(jù)設(shè)備的風險狀況及不同部件的損傷機理制定出的優(yōu)化檢驗、檢測方案，與傳統(tǒng)的檢驗、檢測相比具有針對性和可靠性，避免過檢和漏檢，在有限的資源及停工時間內(nèi)最大限度地找出設(shè)備可能存在的安全隱患，降低設(shè)備風險。根據(jù)RBI結(jié)果制定的海上平臺主要設(shè)備的檢驗策略見表8。

表8 主要設(shè)備RBI策略

4 結(jié) 論

（1）海上平臺的油氣處理系統(tǒng)整體腐蝕環(huán)境惡劣，有多種腐蝕類型和腐蝕機理共存。

（2）油氣處理平臺的生產(chǎn)水系統(tǒng)由于受到鹽酸腐蝕及泥沙沖刷腐蝕的共同作用腐蝕比較嚴重，建議進行定點測厚，以確定設(shè)備的腐蝕狀況。

（3）由于所處腐蝕環(huán)境不同，海上平臺同一設(shè)備的不同部位潛在的腐蝕及風險等級有差異，需要制定不同的檢驗、檢測策略。

［1］ 莊力健，陳學東，陳煒，等．在役海洋石油平臺風險分析與安全運行關(guān)鍵技術(shù)探討［J］．壓力容器，2014，31（6）：51-57．

［2］ 劉百臣．海洋平臺設(shè)備的防腐維護管理［J］．化學工程師，2014（2）：51-57．

Corrosion and Risk Analysis of Offshore Platform Oil Gas Treatment System

Cheng Sixiang，Wu Xiang，Zhou Bin，Hu Qian
（Hefei General Machinery Research Institute，Hefei 230031，China）

By means of collecting relevant data of oil-gas processing equipment and device corrosion monitoring data in offshore platform，main equipment risk was calculated．Corrosion type，corrosion mechanism and risk distribution of offshore platform equipment were analyzed．The results showed that the corrosion medium were mainly H2S，CO2and Cl－；overall risk of offshore platform equipment was not high，but gas phase system equipment had high risk（medium failure probability，high consequence severity）and water treatment equipment was in the medium risk area（high failure probability，low consequence severity）．Optimized risk inspection strategy and routine maintenance plan have been worked out so as to improve the management and maintenance level of offshore platform equipment．

offshore platform，corrosion，risk

2017-03-24；修改稿收到日期：2017-07-19。

程四祥（1979—），高級工程師，2002年武漢大學畢業(yè)，主要從事風險評估（RBI）和檢驗檢測工作。E-mail：30658944＠qq．com

（編輯 王維宗）