渤海某海底混输管道内腐蚀原因分析

2021-11-29高凌霄王骅钟

全面腐蚀控制 2021年10期

高凌霄王骅钟

（中海油（天津）管道工程技术有限公司，天津 300452）

0 引言

渤海油田的大部分海底管道投产超过10年，管道失效穿孔是当前海底管道安全运行面临的主要问题，其中内腐蚀原因导致的海底管道失效占比约为34%。由于海上平台空间有限，油气的处理一般集中于FPSO或中心平台处理，所以海底管道大部分为油气水混输的集输的混输管道。油气水混输管道由于流型多变，气相中CO2和H2S等腐蚀性气体的存在，同时水相中存在细菌繁殖、结垢倾向等问题，多种内腐蚀因素交互影响，使内腐蚀原因分析及控制一直是海底管道运维的难点与重点[1]。

渤海某海底管道同时存在高含水和高浓度CO2的问题，且水质结垢倾向严重，2017年，第一次智能内检测结果显示海底管道最大腐蚀深度超过50%，2020年第二次智能内检测显示腐蚀点数较第一次增加了约16000个，腐蚀情况严重，为了遏制腐蚀继续扩大，亟需对海底管道内腐蚀原因进行分析。

1 概述

1.1 ODP设计基本参数

混输海底管道投产于2012年，设计寿命25年，结构为双层管道，内管管径为35.7mm，壁厚15.9mm，管道钢级为X65，长度为32km。海底管道ODP设计最大操作压力为5.5MPa，最大设计温度78℃。

1.2 海底管道基本工况

海底管道入口运行压力为4.5MPa，出口运行压力为3.9MPa，入口运行温度为70℃，出口运行温度为45℃，输送介质中原油日输量为8500m3，生产水日输量为9900m3，标态下天然气日输量为49.3×104m3。海底管道入口处CO2含量（体积分数）为9%～16%，H2S含量为9～26ppm。

1.3 海底管道腐蚀挂片监测情况

海底管道腐蚀监测主要依据腐蚀挂片，根据中国海洋石油集团有限公司相关规定，腐蚀挂片检测周期为每季度一次。自2015年～2020年腐蚀速率均小于0.0254mm/a，按 NACE RP 0775标准属于低度腐蚀[2]。腐蚀速率变化如图1所示。

图1 海底管道腐蚀挂片检测变化趋势

1.4 海底管道内检测

海底管道在2017年和2020年进行了2次内检测。2017年与2020年内检测情况统计对比如表1所示。

由表1可知，在2017年～2020年，高腐蚀点发展速度并不明显，金属损失40%以上没有增长，金属损失30%～40%增加1处，在数量上并没有发生明显的增加。对于低腐蚀点在数量上则有了相对明显增加，金属损失10%～30%的点数增加了15907处。

表1 2017年与2020年内检测情况统计

金属损失超过40%的腐蚀点在海底管道中的位置如表2所示，腐蚀点（6693.51m）时钟方向在管道中示意图如图2所示，腐蚀缺陷位置随海底管道距离变化的趋势如图3所示。

图2 腐蚀点（6693.51m）时钟方向在管道示意

图3 腐蚀缺陷位置随海底管道距离变化的趋势

表2 金属损失超过40%的腐蚀点位置统计

由表2可知，腐蚀深度超过40%的腐蚀点集中于6600～11100m之间，时钟方向在2:27～4:15之间。

由图3可知，腐蚀缺陷点数呈中间少，两端多的态势，且前端腐蚀缺陷位置时钟范围更宽，主要原因是前端压力高，气体在管道内体积占比较小，气液界面更高所致。

1.5 海底管道药剂加注情况

加注药剂是海底管道腐蚀防护主要措施之一，其中缓蚀剂和阻垢剂是油气田腐蚀防护所需的两种加注药剂。缓蚀剂可以看做是一种“涂层”，是一种有机成膜的物质，阻断腐蚀介质同钢管内部的接触，达到腐蚀防护的效果[3]。阻垢剂具有能分散水中的难溶性无机盐、阻止或干扰难溶性无机盐在金属表面的沉淀、结垢功能，达到防治垢下腐蚀的效果。海管管道药剂加注情况如图4所示，其中BHH-01C针对15%的CO2含量加注40ppm浓度下缓蚀效率高达90%。

图4 药剂加注情况统计

2 海底管道腐蚀因素

2.1 CO2和H2S

海底管道的CO2含量在9%～16%，管道的4.5MPa，经计算可得入口CO2分压为0.405～0.72MPa，出口压力为3.9MPa，经计算可得出口CO2分压为0.351～0.0.624MPa。

目前在油气工业中根据CO2分压判断CO2腐蚀性的经验规律如下：当CO2分压超过0.21MPa，有腐蚀发生；当CO2分压低于0.021MPa时，腐蚀可以忽略；当CO2分压为0.021～0.21MPa时，腐蚀可能发生。可知，海底管道存在CO2腐蚀。

海底管道的H2S含量为9～26ppm，经计算H2S分压并未达到NACE规定的酸性天然气的0.000345MPa的临界值，发生SSC可能性不大。

2.2 微生物

细菌中最值得关注的是SRB，即硫酸盐还原菌。它是一种以有机物为营养、在厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物的细菌。SRB属于厌氧菌，需要在无氧条件下生长，实际上在局部无氧的环境中也能迅速繁殖。同时，SRB对盐浓度的适应性较强。

海底管道出入口均未检出SRB菌、TGB菌、FB菌，不存在发生微生物腐蚀的可能性。

2.3 水质结垢计算

管输水质监测数据情况如表3所示。

表3 管输水质监测数据情况

表3 （续）

依据SY/T 0600-2016[4]进行管道结垢预测，计算结果如表4所示。

表4 结垢预测统计表

2.4 腐蚀产物分析

对海底管道入口处腐蚀旁路拆卸，并提取底部腐蚀产物，如图5所示。对腐蚀产物分两组进行化验分析，结果如表5所示。

表5

图5 腐蚀产物

3 腐蚀综合分析

根据以上信息进行综合分析如下：

（1）海底管道内CO2分压高于0.21MPa，存在CO2腐蚀，同时腐蚀产物主要为FeCO3，为CO2腐蚀的产物。结合腐蚀挂片形貌，如图6所示，主要以CO2腐蚀形貌为主为蜗旋状腐蚀（癣状腐蚀）和台地状腐蚀形貌[5]，说明海底管道腐蚀的主要原因为CO2腐蚀；

图6 腐蚀挂片形貌

（2）H2S含量不高，分压没有超过NACE要求的限定值，同时SRB菌的数量不大，发生H2S与细菌腐蚀的风险不高；

（3）根据水质结垢预测，海底管道会形成CaCO3，实际垢样分析中未发现CaCO3存在，应是阻垢剂效果满足要求。垢样成分主要为FeCO3，FeCO3在一定程度上可以抑制腐蚀，所以可能会存在垢下腐蚀，但其非主要因素；

（4）自2017年更换缓蚀剂BHH-01C为BHH-15后，腐蚀点数急剧增加，说明缓蚀剂BHH-01C缓蚀效率优于BHH-15。基于2017年和2020年两次智能内检测情况，自2017年～2020年超过40%的腐蚀点腐蚀深度没有发展，同时也没有形成腐蚀群，说明这几个点的腐蚀存在偶然因素；

（5）进出口由于立管系统存在导致腐蚀点数远远高于其他位置，将整体划为3个区域，中间段腐蚀点数少，前后两段腐蚀点数相对较多，如图7所示。考虑混输介质多相流动的特点，缓蚀剂主要为水相缓蚀剂，前段油水混合未分层导致缓蚀剂预膜效果差[6]，在中间段油气水完成分层，缓蚀剂在海底管道内成功预膜，对腐蚀形成有效抑制，进入后段由于缓蚀剂加注量不足，导致残余浓度不足以完成预膜，导致腐蚀点数增加。