渤海某海底混輸管道內(nèi)腐蝕原因分析

高凌霄 王驊鐘

（中海油（天津）管道工程技術(shù)有限公司，天津 300452）

0 引言

渤海油田的大部分海底管道投產(chǎn)超過10年，管道失效穿孔是當(dāng)前海底管道安全運行面臨的主要問題，其中內(nèi)腐蝕原因?qū)е碌暮５坠艿朗д急燃s為34%。由于海上平臺空間有限，油氣的處理一般集中于FPSO或中心平臺處理，所以海底管道大部分為油氣水混輸?shù)募數(shù)幕燧敼艿?。油氣水混輸管道由于流型多變，氣相中CO2和H2S等腐蝕性氣體的存在，同時水相中存在細菌繁殖、結(jié)垢傾向等問題，多種內(nèi)腐蝕因素交互影響，使內(nèi)腐蝕原因分析及控制一直是海底管道運維的難點與重點[1]。

渤海某海底管道同時存在高含水和高濃度CO2的問題，且水質(zhì)結(jié)垢傾向嚴重，2017年，第一次智能內(nèi)檢測結(jié)果顯示海底管道最大腐蝕深度超過50%，2020年第二次智能內(nèi)檢測顯示腐蝕點數(shù)較第一次增加了約16000個，腐蝕情況嚴重，為了遏制腐蝕繼續(xù)擴大，亟需對海底管道內(nèi)腐蝕原因進行分析。

1 概述

1.1 ODP設(shè)計基本參數(shù)

混輸海底管道投產(chǎn)于2012年，設(shè)計壽命25年，結(jié)構(gòu)為雙層管道，內(nèi)管管徑為35.7mm，壁厚15.9mm，管道鋼級為X65，長度為32km。海底管道ODP設(shè)計最大操作壓力為5.5MPa，最大設(shè)計溫度78℃。

1.2 海底管道基本工況

海底管道入口運行壓力為4.5MPa，出口運行壓力為3.9MPa，入口運行溫度為70℃，出口運行溫度為45℃，輸送介質(zhì)中原油日輸量為8500m3，生產(chǎn)水日輸量為9900m3，標態(tài)下天然氣日輸量為49.3×104m3。海底管道入口處CO2含量（體積分數(shù)）為9%～16%，H2S含量為9～26ppm。

1.3 海底管道腐蝕掛片監(jiān)測情況

海底管道腐蝕監(jiān)測主要依據(jù)腐蝕掛片，根據(jù)中國海洋石油集團有限公司相關(guān)規(guī)定，腐蝕掛片檢測周期為每季度一次。自2015年～2020年腐蝕速率均小于0.0254mm/a，按 NACE RP 0775標準屬于低度腐蝕[2]。腐蝕速率變化如圖1所示。

圖1 海底管道腐蝕掛片檢測變化趨勢

1.4 海底管道內(nèi)檢測

海底管道在2017年和2020年進行了2次內(nèi)檢測。2017年與2020年內(nèi)檢測情況統(tǒng)計對比如表1所示。

由表1可知，在2017年～2020年，高腐蝕點發(fā)展速度并不明顯，金屬損失40%以上沒有增長，金屬損失30%～40%增加1處，在數(shù)量上并沒有發(fā)生明顯的增加。對于低腐蝕點在數(shù)量上則有了相對明顯增加，金屬損失10%～30%的點數(shù)增加了15907處。

表1 2017年與2020年內(nèi)檢測情況統(tǒng)計

金屬損失超過40%的腐蝕點在海底管道中的位置如表2所示，腐蝕點（6693.51m）時鐘方向在管道中示意圖如圖2所示，腐蝕缺陷位置隨海底管道距離變化的趨勢如圖3所示。

圖2 腐蝕點（6693.51m）時鐘方向在管道示意

圖3 腐蝕缺陷位置隨海底管道距離變化的趨勢

表2 金屬損失超過40%的腐蝕點位置統(tǒng)計

由表2可知，腐蝕深度超過40%的腐蝕點集中于6600～11100m之間，時鐘方向在2:27～4:15之間。

由圖3可知，腐蝕缺陷點數(shù)呈中間少，兩端多的態(tài)勢，且前端腐蝕缺陷位置時鐘范圍更寬，主要原因是前端壓力高，氣體在管道內(nèi)體積占比較小，氣液界面更高所致。

1.5 海底管道藥劑加注情況

加注藥劑是海底管道腐蝕防護主要措施之一，其中緩蝕劑和阻垢劑是油氣田腐蝕防護所需的兩種加注藥劑。緩蝕劑可以看做是一種“涂層”，是一種有機成膜的物質(zhì)，阻斷腐蝕介質(zhì)同鋼管內(nèi)部的接觸，達到腐蝕防護的效果[3]。阻垢劑具有能分散水中的難溶性無機鹽、阻止或干擾難溶性無機鹽在金屬表面的沉淀、結(jié)垢功能，達到防治垢下腐蝕的效果。海管管道藥劑加注情況如圖4所示，其中BHH-01C針對15%的CO2含量加注40ppm濃度下緩蝕效率高達90%。

圖4 藥劑加注情況統(tǒng)計

2 海底管道腐蝕因素

2.1 CO2和H2S

海底管道的CO2含量在9%～16%，管道的4.5MPa，經(jīng)計算可得入口CO2分壓為0.405～0.72MPa，出口壓力為3.9MPa，經(jīng)計算可得出口CO2分壓為0.351～0.0.624MPa。

目前在油氣工業(yè)中根據(jù)CO2分壓判斷CO2腐蝕性的經(jīng)驗規(guī)律如下：當(dāng)CO2分壓超過0.21MPa，有腐蝕發(fā)生；當(dāng)CO2分壓低于0.021MPa時，腐蝕可以忽略；當(dāng)CO2分壓為0.021～0.21MPa時，腐蝕可能發(fā)生?？芍?，海底管道存在CO2腐蝕。

海底管道的H2S含量為9～26ppm，經(jīng)計算H2S分壓并未達到NACE規(guī)定的酸性天然氣的0.000345MPa的臨界值，發(fā)生SSC可能性不大。

2.2 微生物

細菌中最值得關(guān)注的是SRB，即硫酸鹽還原菌。它是一種以有機物為營養(yǎng)、在厭氧條件下使硫酸鹽還原成硫化物的細菌。SRB屬于厭氧菌，需要在無氧條件下生長，實際上在局部無氧的環(huán)境中也能迅速繁殖。同時，SRB對鹽濃度的適應(yīng)性較強。

海底管道出入口均未檢出SRB菌、TGB菌、FB菌，不存在發(fā)生微生物腐蝕的可能性。

2.3 水質(zhì)結(jié)垢計算

管輸水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)情況如表3所示。

表3 管輸水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)情況

表3 （續(xù)）

依據(jù)SY/T 0600-2016[4]進行管道結(jié)垢預(yù)測，計算結(jié)果如表4所示。

表4 結(jié)垢預(yù)測統(tǒng)計表

2.4 腐蝕產(chǎn)物分析

對海底管道入口處腐蝕旁路拆卸，并提取底部腐蝕產(chǎn)物，如圖5所示。對腐蝕產(chǎn)物分兩組進行化驗分析，結(jié)果如表5所示。

表5

圖5 腐蝕產(chǎn)物

3 腐蝕綜合分析

根據(jù)以上信息進行綜合分析如下：

（1）海底管道內(nèi)CO2分壓高于0.21MPa，存在CO2腐蝕，同時腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3，為CO2腐蝕的產(chǎn)物。結(jié)合腐蝕掛片形貌，如圖6所示，主要以CO2腐蝕形貌為主為蝸旋狀腐蝕（癬狀腐蝕）和臺地狀腐蝕形貌[5]，說明海底管道腐蝕的主要原因為CO2腐蝕；

圖6 腐蝕掛片形貌

（2）H2S含量不高，分壓沒有超過NACE要求的限定值，同時SRB菌的數(shù)量不大，發(fā)生H2S與細菌腐蝕的風(fēng)險不高；

（3）根據(jù)水質(zhì)結(jié)垢預(yù)測，海底管道會形成CaCO3，實際垢樣分析中未發(fā)現(xiàn)CaCO3存在，應(yīng)是阻垢劑效果滿足要求。垢樣成分主要為FeCO3，F(xiàn)eCO3在一定程度上可以抑制腐蝕，所以可能會存在垢下腐蝕，但其非主要因素；

（4）自2017年更換緩蝕劑BHH-01C為BHH-15后，腐蝕點數(shù)急劇增加，說明緩蝕劑BHH-01C緩蝕效率優(yōu)于BHH-15。基于2017年和2020年兩次智能內(nèi)檢測情況，自2017年～2020年超過40%的腐蝕點腐蝕深度沒有發(fā)展，同時也沒有形成腐蝕群，說明這幾個點的腐蝕存在偶然因素；

（5）進出口由于立管系統(tǒng)存在導(dǎo)致腐蝕點數(shù)遠遠高于其他位置，將整體劃為3個區(qū)域，中間段腐蝕點數(shù)少，前后兩段腐蝕點數(shù)相對較多，如圖7所示。考慮混輸介質(zhì)多相流動的特點，緩蝕劑主要為水相緩蝕劑，前段油水混合未分層導(dǎo)致緩蝕劑預(yù)膜效果差[6]，在中間段油氣水完成分層，緩蝕劑在海底管道內(nèi)成功預(yù)膜，對腐蝕形成有效抑制，進入后段由于緩蝕劑加注量不足，導(dǎo)致殘余濃度不足以完成預(yù)膜，導(dǎo)致腐蝕點數(shù)增加。

圖7 腐蝕缺陷數(shù)量隨海底管道距離變化的趨勢

4 結(jié)語

（1）海底管道內(nèi)主要腐蝕因素為CO2腐蝕，同時結(jié)垢現(xiàn)象，但垢下腐蝕不是主要因素；

（2）2017年更換緩蝕劑BHH-01C為BHH-15后，腐蝕點數(shù)急劇增加，說明緩蝕劑BHH-01C緩蝕效率優(yōu)于BHH-15。自2017年～2020年超過40%的腐蝕點腐蝕深度沒有發(fā)展，同時也沒有形成腐蝕群，說明這幾個點的腐蝕存在偶然因素；

（3）造成海底管道中間段腐蝕點數(shù)少，而兩端腐蝕點數(shù)多的原因是前段混輸流型不穩(wěn)定造成，緩蝕劑預(yù)膜效果差，在中間段油氣水完成分層緩蝕劑發(fā)揮作用抑制腐蝕，在后段緩蝕劑加注量不足，導(dǎo)致后段緩蝕劑不能成功預(yù)膜。