油氣水三相混輸海底管道腐蝕機理研究及防護對策

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

隨著南海某油田產液量和含水率逐年上升，加上產液中二氧化碳(CO2)、硫化氫(H2S)氣體含量升高等因素引發了不同程度的海管內腐蝕問題發生，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腐蝕機理和防腐蝕策略及措施進行分析和研究，從而降低了海底管道的腐蝕速率。

1 海底管道概況

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

2 海底混輸管道內腐蝕機理

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

2.1 CO2、H2S腐蝕

(1) CO2腐蝕機理。干CO2并不具有腐蝕性，但CO2易溶于水并與水發生反應生成碳酸，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]。

碳酸同金屬表面發生如下的腐蝕反應：

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

H2S離解產物HS-、S2-吸附在金屬表面，形成吸附復合物離子Fe(HS)-。吸附的HS-、S2-使金屬的電位移向負值，促進陰極放氫的加速，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，進一步促進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破壞的一類磨損現象。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，但這種沖蝕往往發生在腐蝕環境下，因而存在著腐蝕和沖蝕的聯合作用，即沖蝕腐蝕。這類環境中，管壁的腐蝕并不是沖蝕和腐蝕的簡單疊加，其交互作用非常復雜，液滴汽泡、顆粒都可沖擊管壁，使表面產生的腐蝕物脫落，同時，也可直接作用于表面產生磨損[3]。

2.3 油田海底管道內腐蝕機理分析

油田投產初期，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，產液綜合含水率已上升至85%左右，部分油井中也發現了H2S，再加上產液溫度升高、油井出砂等因素，都使得海底管道內腐蝕機理也變得復雜。

(1) CO2、H2S腐蝕。經檢測，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，因此海管內產生硫化氫腐蝕風險較小。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包括Fe2O3、FeCO3、MgSiO3和Fe1-xS。其中，Fe2O3、FeCO3和Fe1-xS為腐蝕產物，MgSiO3應為地層帶出物質。結合油田掛片腐蝕和腐蝕產物分析以及文獻支持，海管內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壁受到的沖刷作用。

3 海底混輸管道內腐蝕的影響因素及防護措施

3.1 影響海管腐蝕的因素

(1)溫度。從溫度與腐蝕的關系分析，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。根據趙國仙、陳長風等人對X52鋼在CO2腐蝕環境中的腐蝕行為的研究發現，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，在金屬表面出現輕微點蝕跡象。宏觀腐蝕形態基本為均勻腐蝕，但是在掃描電鏡下觀察到金屬表面已經被腐蝕成坑洼狀，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，并在立管底部達到最大值。說明當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險點，需要提高腐蝕裕量[5]。經分析，井液含水的上升會導致水相與海管的接觸面積增大，而大部分腐蝕性物質溶于井液水相中，將加大海管腐蝕。

(3)井口平臺井下作業。當井口平臺井下作業頻繁時，有工作液進入海管，從而改變海管流體pH值、礦化度等性質，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 海管內腐蝕防護措施

(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(主要為CO2)對海底輸送管線及處理設備的腐蝕，延長其使用壽命。防腐劑中的高分子物質在金屬表面形成一層保護膜，保護膜有效地把腐蝕介質與被腐蝕材料隔離，從而起到保護作用；油田還受到井液中Cl-、井液流量及組成的變化都會導致海管腐蝕環境變化，故需要不斷對海管防腐劑進行優化選型，確定防腐劑的最佳注入濃度。

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

(3)定期錄取防腐掛片數據。定期錄取防腐掛片腐蝕數據可以相對準確地獲知海管內部腐蝕速率和腐蝕現狀，并根據掛片腐蝕數據進行防腐措施的優化調整。

(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 ℃，腐蝕風險大增。據此，平臺通過新增兩臺換熱器對下海管流體溫度進行控制，降低液體下海管溫度。換熱器投入系統運行后，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管理。除了上述措施外，結合智能通球的檢測結果可以更好地判斷海管目前的內腐蝕嚴重程度，以便采取更加有針對性的海管腐蝕防護措施，確保海管運行安全。前后取出的三組海管腐蝕數據分別為：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。當腐蝕掛片顯示平均速率不斷增大時，應及時采取調整緩蝕劑劑量、實施脫水作業、加強定期清管工作、腐蝕監測措施。

4 結論及建議

(1)海管內腐蝕主要由CO2腐蝕構成，伴隨流體沖刷腐蝕；(2)海管內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致腐蝕速度增大；(4)降低海管流體溫度和流量(含水)、優選海管防腐劑在一定程度上能夠降低海管腐蝕速率；(5)海管旁路式內腐蝕監測系統是對掛片等監測方法的極大改進，恢復海管旁路式內腐蝕監測系統旁通功能并及時進行海管沉積物分析與探針更換等工作。