渤海某平臺海底管道腐蝕評估研究

劉朝陽 何向陽 吳佳羽

（中海油能源發展股份有限公司上海環境工程技術分公司，天津 300452）

0 引言

中海石油（中國）有限公司自1985年在渤海埕北油田鋪設第一條海底管道以來，海底管道作為海上油氣集輸的大動脈正發揮著日益重要的作用。隨著石油與天然氣勘探開發的不斷深入，含酸性氣體腐蝕介質的油氣田被相繼發現。在這些油氣田的開發過程中，鉆井、采油、采氣、集輸工程使用的金屬設備都伴隨著酸性氣體的腐蝕。然而海洋環境惡劣，作業支持困難、修復難度大且成本高，一旦發生油氣泄漏事故不僅會造成經濟損失，據統計，中國海洋石油總公司所屬海底油氣管道共發生故障38起，其中內腐蝕原因11起，占比28.9%[1-3]。

本文通過收集該平臺至FPSO海管的基礎生產信息，整理和分析獲取該海管輸油、輸水和輸氣的組分歷史數據和歷史工況運行條件數據，結合漏磁內檢測、腐蝕旁路等數據資料，了解管道的腐蝕狀況，包括點蝕數目、深度和位置等狀況，分析出可能造成腐蝕的原因，并推算出管道的剩余壽命，為今后該管道的運維管理提出相關建議。

1 渤海某平臺至FPSO海底管道生產數據分析

1.1 管輸介質的物相組成

根據該平臺至FPSO海管歷史數據可知，管輸介質主要為油水氣三相流體；相鄰平臺投產，生產油氣送到該平臺，海管的輸送量滿足能夠最小輸量，開始管輸介質停止輸水，管輸介質主要為油氣兩相，原油含水率降至3%左右。

1.2 腐蝕性氣體CO2和H2S含量情況

對該平臺至FPSO混輸海底管道的入口端所含CO2和H2S數據如表1所示。

由表1可見：該平臺至FPSO海管入口端CO2含量較高，海管出發端的CO2分壓為0.6MPa左右，最高值已超過0.7MPa，其分壓值遠遠高于腐蝕臨界值0.21MPa。根據CO2分壓判斷CO2腐蝕性的經驗規律[5]，如表2所示，推測管道可能會受到了CO2腐蝕。

表1 渤海某平臺至FPSO海管入口端天然氣酸性氣體檢測結果

表2 不同CO2分壓對應的CO2腐蝕程度

2 內檢測分析

2.1 漏磁內檢測分析

針對該平臺至FPSO海底混輸管道，某公司進行了漏磁內檢測，檢測結果如表3-1所示。經過整理分析，共發現了45398處缺陷，其中50%～60%有1處，40%～50%有4處，30%～40%有20處，20%～30%有2806處，10%～20%有17536處，10%以下的有25031處，最深的缺陷點53%。高腐蝕點所在方向集中在3:00至4:00方向。根據海管三相流體歷史統計，可以推測高腐蝕點是由于油水界面處存在CO2腐蝕活躍區。

表3 渤海某平臺至FPSO海管缺陷情況

2.2 旁路系統檢測分析

鋼質管道旁路式內腐蝕監測系統是目前最先進、最能全面跟蹤管道內腐蝕狀況的中海油具有自主知識產權的腐蝕監測技術。在被監測管道上安裝一段可在線拆裝的與管道材質相同的測試短節是該系統最為獨到的設計，因為任何其他檢測方法得到的數據，都不如拆卸測試短節進行目視檢查更為直觀、具體、真實[4]。

在該平臺至FPSO海管入口的旁路式內腐蝕監測系統進行維護期間，更換了腐蝕掛片，掛片表面腐蝕情況如圖1所示。

由圖1可以看出：上、中層腐蝕掛片表面腐蝕輕微，無明顯局部腐蝕發生，下層腐蝕掛片發生局部腐蝕。對應海管漏磁檢測報告檢測到的點蝕位置相一致。

2.3 垢樣分析

分別對漏磁清管產生的垢樣和旁路系統收集的垢樣進行X射線衍射分析（XRD），得到了相似的結論，該平臺至FPSO海管垢樣成分以SiO2和FeCO3為主，還有鐵的氧化物，表明海管內存在CO2腐蝕，同時還存在泥沙。腐蝕產物檢測表明主要腐蝕產物為FeCO3，再次驗證了管道中的CO2是造成的管道腐蝕。

3 腐蝕機理研究

3.1 二氧化碳腐蝕機理

干燥的CO2氣體本身是沒有腐蝕性的。CO2較易溶解于水，當CO2溶于水時，會使鋼鐵表面發生電化學腐蝕。對于全面腐蝕，即均勻腐蝕，通常表現為基體表面連續區域失去金屬。我們可以理解為CO2溶解于水中形成碳酸，溶液中的H2CO3與Fe發生電化學反應造成Fe的腐蝕。鋼鐵材料在CO2水溶液中的均勻腐蝕陽極過程與鋼在其它酸溶液中陽極過程相同，其基本陽極反應為：

即鐵的陽極氧化過程。

許多學者認為：碳鋼的CO2腐蝕是由于材料表面覆蓋了腐蝕產物后構成了電偶腐蝕，加速了碳鋼的局部腐蝕。碳鋼在含CO2的溶液中的孔蝕時，表面覆蓋了FeCO3和水合氧化物等的區域與另一些無覆蓋產物的處于裸露狀態的區域構成了電偶腐蝕，因此CO2腐蝕主要腐蝕產物為FeCO3，這正與以上數據分析相吻合[5]。

經過CO2腐蝕實驗研究發現，碳鋼表面形成黑色疏松的腐蝕產物，溫度碳鋼表面多孔，腐蝕產物疏松，為FeCO3。對比該平臺至FPSO海管入口端的腐蝕形貌（如圖4所示），可以確定海管主要受到CO2的腐蝕。

3.2 二氧化碳分壓對管道腐蝕的影響

CO2腐蝕程度在很大程度上取決于CO2在水溶液中的溶解度，即CO2在系統中的分壓（PCO2）。隨著二氧化碳分壓的增大，CO2在水中的溶解度增大，從碳酸中分解的氫離子濃度也就越高，因而腐蝕被加速，然而并不是二氧化碳分壓越大，腐蝕越嚴重，這是因為有腐蝕產物膜存在的緣故，而腐蝕產物膜由與溫度有關，因此不同溫度區間，二氧化碳分壓的影響是不同的。

在低溫區（即T＜60℃）的CO2腐蝕中，表面還未成膜，腐蝕速度與的關系能較好地遵循Dewaard和Milliams的經驗公式[9]：

式中：Vcorr為腐蝕速度，（mm·a-1）；PCO2為CO2分壓，（MPa）；C是與溫度有關的常數，C=5.8-1710/T。

當二氧化碳分壓低于0.0483MPa時，易發生CO2均勻腐蝕；當CO2分壓在0.0483～0.207MPa之間則可能發生不同程度的小孔腐蝕；當CO2分壓大于0.207MPa時，發生嚴重的局部腐蝕。根據該平臺至FPSO海管二氧化碳分壓為0.6MPa，該分壓遠遠高于0.207MPa，會發生嚴重的局部腐蝕?？梢酝茰y，海管入口處可能會發生嚴重的局部腐蝕。

4 結語

通過數據錄取與分析、現場調研、模擬各段海管現場腐蝕工況及內檢測分析和旁路腐蝕檢測結果分析，對海管的腐蝕狀況進行了評價。

（1） 漏磁內檢測和旁路數據都表明了海管主要收到了混輸流體中的CO2腐蝕，從腐蝕形貌和垢樣成分分析來看都可以驗證這一結論；

（2）根據旁路掛片信息，上、中層腐蝕掛片表面腐蝕輕微，無明顯局部腐蝕發生，下層腐蝕掛片發生局部腐蝕。對應海管漏磁檢測報告檢測到的點蝕相一致，為典型的CO2腐蝕；

（3）根據該平臺至FPSO海管入口的CO2和H2S檢測數據，發現CO2含量較高，其分壓值最高可達0.7MPa，均值為0.6MPa，遠遠高于可引起嚴重CO2腐蝕的臨界值0.21MPa，根據經驗可以預測出海管會發生嚴重的局部腐蝕。