海上生產平臺管線腐蝕評估

陳小虎 安興芳

（1. 中海油田服務股份有限公司物探事業部，天津 300451；2. 中海華洋（天津）企業管理服務有限公司，天津 300452）

0 引言

由于海上平臺所處的環境比較惡劣，相較于陸地管線，海上管線腐蝕較嚴重，腐蝕原因也較復雜。為確保海上生產平臺管線處于安全運行狀態，根據海上生產平臺安全管理體系規定，本文以渤海某生產平臺為例，對管線開展腐蝕檢測與評估。

1 管線腐蝕檢測

管線腐蝕檢測用來了解在役管線于工作環境中受到損傷的情況，確保在管線發生嚴重問題前檢測出缺陷和損傷的基本方法。檢測的主要部位：單井的井口裝置出口管線、海管的出入口管線、生產管匯和計量管匯有代表性部位、生產系統和消防系統等設備的出入口管線。檢測的大致程序：檢查管線保溫情況→拆除管線保溫層→檢查管線外腐蝕狀態→檢測管線壁厚→恢復保溫層、防腐涂層→整理檢測數據形成報告。檢測的主要技術手段：低頻導波檢測技術、超聲波測厚、超聲波探傷、磁粉檢測、脈沖渦流檢測、相控陣檢測、數字射線檢測等。

管線腐蝕檢測分別對生產系統管線進行腐蝕宏觀檢查，對管線保溫層、防腐層的狀況進行評估分析，如保溫層、防腐層存在破損，建議及時進行除銹補漆并進行保溫層修復。匯總分析生產系統管線焊縫腐蝕檢測數據，如發現超標缺陷，建議及時補強或更換。匯總分析單井出口和關鍵設備出入口，以及管線本體腐蝕檢測數據，篩選出壁厚減薄率在20%～30%和30%以上的管線，分別給出處理建議。

1 管線腐蝕狀況評估

匯總分析管線檢測報告中各管線的超聲波測厚數據，將所檢管線的壁厚減薄率在20%～30%的點位和每年重點跟蹤的檢測部位，與以往檢測數據進行分析比對。對檢測發現管線壁厚減薄超過30%的部位，依據ASME B31.3規范進行分析評估并針對性提出治理措施建議。

管線應滿足規范中規定的最小厚度要求。如滿足，在現場具備維修條件的情況下，建議維修處理，未維修處理之前，需每年重點跟蹤檢測并進行數據分析比對，日常巡檢時重點關注。如果不滿足最小厚度要求，建議及時維修處理。現通過某平臺檢測報告選取壁厚減薄率超過30%的除砂器入口管線進行剩余強度評估，評估過程如下：

1.1 選取檢測報告中壁厚減薄率超過30%的管線

通過超聲波測厚數據，發現除砂器入口管線第2個彎頭W2的最小剩余壁厚為5.60mm，相應的壁厚減薄率為48.95%，大于30%，檢測數據如表1所示。

表1 除砂器入口管線測厚數據

1.2 計算最小厚度

該管線的規格為Φ168.3×10.97mm，材質為A106-B，設計壓力等級為A2，查閱該平臺管線設計規格書，取設計壓力為1.58MPa，設計溫度120℃。依據ASME B31.3計算該管線的厚度，計算過程中不考慮管線自重和其他支撐件的附加載荷，計算結果如表2所示。

表2 除砂器入口管線計算厚度

經過現場檢測數據和計算厚度的比對，除砂器入口管線第2個彎頭W2的剩余壁厚滿足ASME B31.3計算厚度的要求。

2 介質腐蝕性評估

選取平臺水源井、注水緩沖罐和分離器等具有代表性位置的水樣進行腐蝕模擬實驗。下面是以平臺水源井為例展示評估過程，實驗條件如表3所示，實驗結果如表4所示，掛片表面試驗前后的宏觀形貌如圖1所示。

圖1 掛片試驗前后表面形貌圖

表3 腐蝕模擬試驗條件

表4 腐蝕模擬試驗結果

參考NACE-SP0775-2023《Preparation,Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operation》中試樣腐蝕速率計算公式[1]：

CR=平均腐蝕速率，毫米/每年（mm/y）；

W=質量損失，克（g）；

A=試件初始暴露表面積，平方毫米（mm2）；

T=暴露時間，天（d）；

D=試件密度，克/立方厘米（g/cm3）。

由圖1腐蝕掛片相貌圖和酸洗后掛片可以看出，掛片整體呈現均勻腐蝕，并未出現點蝕現象，同樣也未出現結垢現象。根據NACE-SP0775標準關于碳鋼材質的生產設備及管道的內腐蝕程度劃分，如表5所示。結合實驗結果表4可以看出，該水源井水樣環境下的掛片腐蝕速率屬于輕度腐蝕，建議每年開展腐蝕檢測時重點關注水處理系統易腐蝕部位的壁厚減薄情況。

表5 NACE SP0775腐蝕程度分級標準

3 介質CO2腐蝕評估和H2S應力腐蝕開裂評估

海洋石油平臺管道內部輸送的油氣水中經常含有H2S、CO2等腐蝕性較強的介質，在內部和外部因素共同作用下，會造成管道發生腐蝕穿孔、開裂等事故，輕則造成油氣泄漏，重則甚至造成嚴重的人員傷亡事故。

CO2分壓在判斷CO2腐蝕中起著重要作用，目前在油氣工業中根據CO2分壓判斷腐蝕性的規律如表6所示。

表6 CO2腐蝕性評價指標

收集平臺近三年氣體檢測報告中CO2含量數據，結合該位置操作壓力，計算該位置CO2分壓。結果如表7所示。

表7 近三年CO2最高分壓匯總

由以上結果可知，根據近三年的檢測數據計算CO2分壓均小于0.021MPa，不存在二氧化碳腐蝕。

含有水和H2S的天然氣，當氣體總壓≥0.4MPa，氣體中的H2S分壓≥0.0003MPa時，稱為酸性天然氣。酸性天然氣可引起敏感材料的硫化物應力開裂。收集平臺近三年硫化氫含量數據，計算每年硫化氫最高分壓，計算結果如表8所示。

表8 近三年H2S最高分壓匯總

由以上結果可知，根據近三年的檢測數據計算H2S分壓均小于0.0003MPa。根據IS0 15156-2（2020）《石油和天然氣工業—油氣開采中用于含H2S環境的材料》標準對抗SSC材料的選擇不做詳細考慮[2]，不要求特別預防措施。

4 高流速井口沖蝕評估

沖蝕是金屬材料表面與腐蝕流體沖刷的聯合作用，引起材料局部金屬腐蝕。在發生這種腐蝕時，金屬離子或腐蝕產物因受高速腐蝕流體沖刷而離開金屬材料表面，使新鮮的金屬表面與腐蝕流體直接接觸，從而加速了腐蝕過程。若流體中懸浮較硬的固體顆粒，則將加速材料的損壞。

采用API RP 14E《海上生產平臺管道系統設計和安裝的推薦做法》對管道臨界沖蝕速率的計算方法[3]：

其中：Ve為臨界磨蝕速度（m/s）；

C為經驗常數，對于無固體流體且連續運行管道，在國際單位制中取值為122；

ρm為氣液混合密度（kg/m3）。

ρm可以使用下列導出公式計算：

式中：ρm為氣液混合密度（lbs/ft3）；

P為操作壓力：psia；

Sl為標準狀況下的液體相對密度；

R為在標準狀況下的氣體/液體比率，ft3/bbl；

T為操作溫度，°R；

Sg為在標準狀況下的氣體相對密度；

Z為氣體壓縮系數，無量綱。

根據平臺提供單井計量日報，提取平臺2022年6月至9月的日報數據，對比發現A12井流體實際體積混合流量最高，因此選擇A12井進行沖蝕評估。

沖蝕評估所需數據來源如下：

根據A12井單井計量記錄得到井口平均操作壓力、平均操作溫度、平均產氣量、平均產油量、平均產液量。根據管線規格書和PID，查到管徑規格和設計壁厚。原油密度和氣體密度均參考平臺2022年組分化驗報告。

計算結果如表9所示。

表9 平臺A12井第一彎頭沖蝕計算

5 介質結垢趨勢預測

結垢趨勢預測是通過收集油田注采、工藝系統的相關數據，水樣的pH值以及水中離子含量數據，參考SY/T 0600-2016油田水結垢趨勢預測方法[4]，由相應的經驗公式或理論公式計算常見油田垢（鈣、鋇、鍶的碳酸鹽和硫酸鹽）的結垢預測參數，判斷結垢趨勢。在水處理系統選取A6位置水樣進行結垢趨勢預測。判定標準如表10所示。

表10

經過預測平臺A6井CaCO3結垢趨勢嚴重，無CaSO4和BrSO4結垢趨勢，沒有BaSO4生成，水質穩定。

6 結論與建議

（1）通過管線腐蝕檢測與剩余強度計算，平臺本次檢測管線全部滿足最小壁厚使用要求，建議繼續跟蹤分析檢測數據；

（2）通過水源井介質腐蝕性分析，該水源井水樣環境下的掛片腐蝕速率屬于輕度腐蝕，建議每年開展腐蝕檢測時重點關注水處理系統易腐蝕部位的壁厚減薄情況；

（3）通過對平臺介質CO2腐蝕評估和H2S應力腐蝕開裂評估，目前該平臺并不存在CO2和H2S腐蝕風險，建議后續持續關注CO2和H2S含量變化；

（4）通過對平臺最高流量井口的沖蝕評估，目前該平臺井口不存在沖蝕風險。如流量發生較大變化，建議及時進行沖蝕評估；

（5）通過對A6井進行結垢趨勢預測，CaCO3結垢趨勢嚴重，無CaSO4和BrSO4結垢趨勢，沒有BaSO4生成，水質穩定，建議加入防CaCO3結垢化學藥劑。