海上油田隔水導管腐蝕評估與防護修復技術

孫東征

（中國海洋石油有限公司，北京100010）

老井槽重復利用是海上油氣田開發增產提效的重要手段，然而，由于固定式導管架生產平臺隔水導管生產年限長，并長期處于飛濺區和潮差區，會因溫度及應力環境等條件變化產生腐蝕，甚至會出現裂縫變形等，這嚴重影響著調整井的生命周期和井筒重復利用，并制約著側鉆技術的推進。因此，隔水導管腐蝕比較嚴重的油氣井被迫進行棄置或更換隔水導管［1-3］。

鑒于隔水導管的腐蝕情況對于安全生產及后續鉆完井作業帶來的影響，針對潿洲某油田某平臺，本工作檢測了隔水導管的腐蝕情況、評價其剩余使用壽命并嘗試對其進行防護與修復。通過修復擱置多年的潿洲某老井隔水導管，形成了隔水導管腐蝕評估與防護修復技術體系，以期提高現有井槽資源的利用率，降低再使用風險，對以前不能開采的油氣儲層或邊際油田也盡可能進行滾動開發利用［4-6］，為海上其他油氣田類似老井再利用提供技術指導。

1 試驗

1.1 試樣及溶液

試驗條件基于潿洲某油田某平臺，該平臺于1999年6月投產，設計壽命25 a，至今已服役近20 a，平臺水面至底層甲板之間的隔水導管大部分都出現了不同程度的腐蝕，包括麻坑腐蝕及孔洞腐蝕。對該平臺部分隔水導管進行外觀檢測及測厚后，未見穿孔、開裂及結構變形等重大缺陷［7-10］，該油田隔水導管的技術參數見表1，銹蝕狀況見圖1。

1.2 試驗方法

針對潿洲油田平臺隔水導管銹蝕狀況，對隔水導管整體進行了腐蝕檢測。經調研，目前可用于金屬隔水導管無損檢測的技術多種多樣，應該首先對隔水導管進行腐蝕預估，包括腐蝕類型、位置、形狀等，利用一種或多種檢測方法進行腐蝕檢測，盡可能獲取更多的腐蝕信息，避免出現漏檢事故。幾種主流檢測技術的適用范圍和特點見表2。本次隔水導管的腐蝕檢測方案設計采用MsS長距離超聲導波腐蝕檢測技術，如圖2所示［11-12］。具體檢測程序如下：

表1 潿洲某油田平臺隔水導管的技術參數Tab.1 Technical parameters of the water conduit of an oilfield platform in Weizhou

圖1 潿洲某油田平臺隔水導管銹蝕情況Fig.1 Corrosion of water conduit in an oilfield platform in Weizhou：（a）localized corrosion morphology；（b）macro corrosion morphology

（1）以平臺艏向為基礎，沿套管長度方向每隔2 m在圓周上均勻選取6個測厚點；

（2）改變檢測頻率，磁化隔水導管同樣周長的鐵鈷條帶；

（3）沿著管道環向將鐵鈷條用環氧樹脂膠貼在管道表面，等待其固化；

（4）連接數據線和電纜線，進行檢測和數據采集。

2 結果與討論

2.1 南海西部隔水導管腐蝕現狀

目前，南海西部已有6個平臺出現超期服役，生產超過10 a以上的平臺逐漸增多（目前已有14個），隔水導管腐蝕、帶壓隱患井逐漸出現。其中，潿洲11-4A／B平臺超期服役近8 a，目前已有21井次出現隔水導管泄漏，導致內層套管腐蝕穿孔甚至斷裂；崖城13-1油田A4／A6井出現多層套管腐蝕斷裂；潿洲11-4C平臺超期服役近7 a，4口生產井基本無潛力，長期處于關井狀態；潿洲11-4D平臺超期服役近10 a，多數井處于長期關井狀態，存在井口設備和隔水導管表面腐蝕問題，多口井環空帶壓，見圖3。

表2 主流檢測技術的適用范圍和特點Tab.2 Application scope and characteristics of mainstream detection technology

圖2 導波監測的示意圖Fig.2 Schematic diagram of guided wave monitoring

圖3 潿洲11-4D平臺隔水導管的腐蝕及泄漏情況Fig.3 Corrosion and leakage of water condnit of 11-4D platform in Weizhou

隔水導管在大氣區的主要腐蝕形式有涂裝失效、套管環板腐蝕、管卡接箍腐蝕以及局部腐蝕等，在隔水導管全浸區的腐蝕主要有水下緊固管卡失效、水下接頭腐蝕、微生物腐蝕以及犧牲陽極腐蝕等。海洋潮差區和飛濺區是主要腐蝕區域，隔水導管在此區域幾乎均會發生涂層失效和本體腐蝕，其中隔水導管的縱向腐蝕最普遍，也最嚴重。通常，服役4 a的平臺會發生涂層局部失效，隔水導管表面涂層在潮差區和飛濺區發生局部失效后，基體會迅速腐蝕形成鐵銹。當平臺服役時間超過10 a，隔水導管在潮差區和飛濺區的腐蝕普遍加重，明顯有局部腐蝕痕跡［13-18］；服役超過20 a，潮差區隔水導管表面的腐蝕銹層會重復出現沖刷→剝落→腐蝕→腐蝕產物積累→再次沖刷→剝落的情況。隔水導管在潮差區和飛濺區的腐蝕沒有明顯的方向性，一旦發生涂層失效和隔水導管腐蝕，均呈現所有隔水導管一起腐蝕。隔水導管焊接部分和接箍部分是腐蝕薄弱點，由于焊接點與隔水導管本體的晶相組織相差大，因此焊接點極易成為腐蝕薄弱點，因此服役超過10 a的隔水導管焊接位置，應該進行相應的腐蝕檢測。隔水導管在大氣區發生的點蝕多與方向有關，處于日曬迎風面的隔水導管，其外表面腐蝕明顯比其他位置的嚴重。

2.2 隔水導管強度及壽命評估

2.2.1 隔水導管腐蝕風險評估方法建立

針對油氣田井筒腐蝕風險評估、管道腐蝕風險評估有些方法體系，但目前還未形成隔水導管的腐蝕風險評估方法［19］。通過借鑒井筒完整性評估方法，從腐蝕發生的位置和環境影響因素出發，根據隔水導管腐蝕區域，綜合考慮腐蝕速度、腐蝕形態、腐蝕造成的危害、維修難度、技術經濟性等因素，開展了腐蝕區域關鍵點分析，見圖4所示。

按照年腐蝕速率和剩余強度原則，通過對腐蝕風險引起的危害程度和腐蝕程度分級，對隔水導管回接處、接箍處、飛濺區、潮差區、大氣區、緊固管卡與隔水導管連接處、平臺上部套管環板處以及全浸區進行評估，建立了風險等級評估圖版，見圖5，并將失效后果危害程度的等級分為3級。L1輕微后果、L2中等后果、L3嚴重后果；將腐蝕程度分為5級。E0無腐蝕、E1輕微腐蝕、E2中等腐蝕、E3嚴重腐蝕、E4失效。使用該方法對潿洲平臺18口井進行了安全評估，首先對技術套管進行試壓合格測試，30寸隔水導管與20寸技術套管（部分井為13-3／8寸技術套管）環空能夠承壓，密封有效，證明30寸隔水導管沒有發生E4級別的失效，然后通過目測、手動測厚及超聲波測試等多種方法，對該平臺隔水導管各區域腐蝕情況進行了普查分級，得到了各井隔水導管的腐蝕程度分級圖版，圖6為A-X-13井的風險矩陣圖。

[9]Charles Herman Heimsath, SurjitMansingh, A Diplomatic History of Modern India, Allied Publishers, 1971, p.241.

2.2.2 結構模型建立及載荷分析

在風險評估基礎上，對隔水導管進行強度建模型和靜力分析，并通過極限強度和渦激振動等方法對隔水導管的剩余安全使用年限進行了評估和預測。

圖4 隔水導管在飛濺潮差區的防腐蝕關鍵點Fig.4 Key points for corrosion protection of water conduits in splash tidal zone

圖5 腐蝕風險評估的分級方法Fig.5 Classification method for corrosion risk assessment

圖6 A-X-13井的風險矩陣圖Fig.6 Risk matrix diagram of A-X-13 well

根據隔水導管原始技術參數并參考原始詳細設計資料建立模型，將隔水導管放在平臺整體模型中進行分析，計算過程中，按導管架水平層（EL.－5.5 m）至底層甲板（EL.＋19 m）的隔水導管壁厚均勻減薄10 mm計算，導管架水平層以下的隔水導管不考慮腐蝕，仍按設計尺寸校核。本次隔水導管強度分析主要考慮結構自重及風、浪、流等環境載荷，鉆井修井等工況不列入考慮范圍。隔水導管建模見圖7。

2.2.3 靜力分析

圖7 隔水導管建模Fig.7 Conduit modeling

取8個模型計算方向，分別為0°、60°、90°、120°、180°、240°、270°、300°。環境載荷計算組合標準選取風浪流極值條件組合為最不利組合，即極高水位選取＋6.099 m，極低水位選取－0.48 m，最大波高14.3 m，最大波周期10.4 s，最大風速46.9 m／s，海生物范圍從泥面處EL.－31.2 m至EL.＋2.47 m，密度1.4 t／m3，海生物最厚取18 cm。逐漸加大隔水導管腐蝕量進行分析計算，結果表明：當腐蝕量小于17.9 mm時UC值小于1，可以滿足風浪流極值條件的隔水導管的穩定性，但是需要預測其使用壽命。隔水導管各位置腐蝕后強度UC值計算結果見圖8。

圖8 腐蝕量17.9 mm時隔水導管的UC值Fig.8 UC value of the water conduit corroded 17.9 mm

2.2.4 壽命預測

根據靜力分析計算結果，最小剩余壁厚允許值為25.4－17.9＝7.5 mm，并按照套管后續的腐蝕均以此前19 a的平均速率發生，上述隔水導管剩余使用年限的計算結果見表3，得出腐蝕最嚴重的A-X-4井的剩余安全使用年限為4.6 a。

表3 隔水導管的剩余使用年限Tab.3 Remaining service life of the water conduit

2.2.5 渦激振動分析

2.3 隔水導管防腐修復應用

針對鋼結構浪花飛濺區腐蝕嚴重的特點，國內采取的7大類腐蝕防護措施如表4所示。在大氣區適用的經濟可行的涂料防腐技術不能應用在浪花飛濺區，這是因為其在浪花飛濺區的保護時間較短，費用過高，在浪花飛濺區應采取復層保護法和新型涂料的方法。陰極保護與涂層技術相互互補、經濟可行，在水下金屬結構中可以廣泛應用。南海西部油氣田各平臺隔水導管日常腐蝕維護包括底層甲板，5 a特檢包含水上結構部分和水下結構部分，不包括隔水導管飛濺區、潮差區重新噴涂涂層［20-25］。

通過以上分析，并根據隔水導管強度及壽命評估結果，為滿足后期側鉆井生產年限要求，對潿洲該平臺制定了以包覆技術和涂層修復技術為主的隔水導管修復和防腐技術方案并進行了現場實施［26-30］。針對現場腐蝕最嚴重的A-X-4井，通過優化防腐蝕方案，采用多重防護措施，對其進行了20 a防腐等級的修復處理，具體處理方案如下：

（1）對隔水導管表面附雜物進行清理，采取手動打磨工具進行處理；

（2）清除隔水導管表面防腐蝕層，采用厚漿型環氧底漆配合環氧玻璃鱗片漆清除隔水導管表面，粗糙度達到40～75μm，清潔度達到SSPC-SPI標準要求；

（3）針對隔水導管表面存在的孔洞狀腐蝕坑，采用高強度、耐酸堿的黏性硅質高分子材料進行填充，再進行表面油漆涂裝；

（4）隔水導管涂抹防腐蝕層，在潮差區中下部安裝犧牲陽極陰極保護，在潮差區上部及飛濺區進行熱噴涂礦脂自憎水密封底漆，在底漆外部纏繞礦脂油性膠帶，最后在外部加裝訂制的整卷高密度聚乙烯護甲。現場實施效果見圖9。

3 結論

（1）針對潿洲某油田平臺隔水導管腐蝕情況進行研究，引入了超聲導波腐蝕檢測技術，并綜合應用強度計算、壽命評估及防腐修復技術體系，對潿洲油田的5口隔水導管進行了修復。對腐蝕最嚴重的A-X-17井隔水導管（剩余使用壽命8 a），進行了防護年限達20年的修復處理，極大滿足了后續側鉆鉆井生產年限要求，提高了隔水導管利用率，降本顯著。

表4 海洋鋼結構物在浪花飛濺區的腐蝕防護措施Tab.4 Corrosion protection measures of marine steel structures in splash zone

圖9 隔水導管的現場腐蝕防護處理Fig.9 Conduit corrosion protection treatment（a）paint operation，（b）sacrificial anode cathodic protection

（2）隔水導管腐蝕評估與防護修復技術的實施，是對擱置多年的老井隔水導管修復的一次成功嘗試，使調整井作業、邊際油田的開發等在原來傳統做法不經濟和不可操作的情況下變得經濟可行，為海上其他油氣田類似老井再利用提供了技術指導。

（3）建議對隔水導管做好腐蝕防護，視涂層狀況在規定年限內對其進行整體徹底的涂層重建，并對腐蝕嚴重區域定期檢測，做好腐蝕量記錄，進而提供維護、保養或更換等決策支持，以確保勘探開發生產工作有序進行，降低作業成本，最大程度降低負面影響。