海底管道是海上油田開發生產的“生命線”,是油、氣、水輸送的關鍵載體。隨著油田產液量和含水率逐年上升,腐蝕環境日漸苛刻,海底管道內壁因各種腐蝕因素形成腐蝕坑、槽等缺陷,國內外統計數據顯示,由于腐蝕導致的海底管道失效案例接近海底管道失效案例的一半[1]。而海底管道一旦發生泄漏穿孔等事故,引起的經濟損失、環境影響等后果不可估量[2-4]。因此,在海底管道運行過程中發現腐蝕缺陷,進行針對性的腐蝕原因分析,并開展腐蝕防控治理對海底管道的安全運行至關重要。

南海西部珠江口盆地某油田平臺間的單層鋼質不保溫長距離油氣水混輸海底管道,自2009年1月投產以來進行了多次智能內檢測,檢測結果顯示不同服役時間段海底管道腐蝕缺陷的發展速度,以及缺陷發生的位置都存在很大差異。

為了保障海底管道在設計年限內能夠安全運行,開展了多次內檢測數據的對比分析、流體性質分析、腐蝕模擬試驗、沉積物組分及微生物測試、海底管道沿程溫度變化等研究工作,明確了海底管道發生腐蝕的主要原因,并提出了針對性的治理措施,以期對延長其使用壽命、保障油氣田安全生產提供數據支持。

1. 流體性質和智能內檢測數據分析

1.1 流體性質

海底管道為油氣水混輸單層不保溫管道,材料為APL 5L X65無縫管,長度為18.3 km,管道外徑為273 mm,壁厚為11.1 mm,所處水深約112 m。輸送流體為某平臺未經處理的油氣水混合物。海底管道入口溫度變化較大,投產前幾年僅輸送本平臺的生產物流,海底管道入口溫度約為65 ℃;2019年后,上游平臺投產后通過不保溫海底管道將物流接入本平臺,兩平臺物流混合后海底管道入口溫度降低至40 ℃左右。由于該海底管道為單層不保溫管道,出口溫度為25 ℃左右,接近海底環境溫度。海底管道輸送壓力為2~4 MPa,CO2摩爾分數約為8%,H2S體積分數約為0.01%。輸送物流地層水pH為6.23,表1為輸送物流地層水的組分分析結果,可見地層水礦化度較高,并含有少量Ba2+和Sr2+易結垢因子。

1.2 智能內檢測數據分析

由于海底管道運行腐蝕環境較為苛刻復雜,為了更好地掌握該海底管道實際的內腐蝕狀況,自2009年1月投產后至2022年2月共開展了五次漏磁智能內檢測,內檢測缺陷點數量如表2所示。檢測到的海底管道內腐蝕缺陷幾乎全部發生在3點~9點時鐘方向,即集中發生在管道的底部。投產以來五次內檢測均由同一檢測公司實施,各階段壁厚減薄最大點的里程位置一致。該海底管道的腐蝕發展過程大概可以分為以下四個階段。第一階段(2009年1月至2013年10月),腐蝕缺陷點較少,僅為44個,腐蝕缺陷最大壁厚減薄率低于30%,屬于腐蝕輕微階段。第二階段(2013年10月至2018年6月),海底管道缺陷數量明顯增加,新增腐蝕缺陷點2 539個,腐蝕缺陷最大壁厚減薄率達48%,屬于腐蝕開始加劇階段。第三階段(2018年5月至2020年5月),海底管道缺陷數量顯著增加,新增腐蝕缺陷點109 741個,腐蝕缺陷最大壁厚減薄率達49%,壁厚減薄率達40%及以上的缺陷點有34個,其中18個為新增缺陷點,新增缺陷點最大壁厚減薄率達44%,兩次內檢測期間最大局部腐蝕速率為2.44 mm/a,另外16個腐蝕缺陷點為上次檢測發現的缺陷點,該部分缺陷點深度未見明顯增長；根據新增腐蝕缺陷點的數量及部分新增缺陷點的發展速率,判斷該階段為腐蝕迅速發展階段。第四階段(2020年5月至2022年2月),海底管道缺陷數量有所下降,這是由于部分缺陷點橫向發展成簇狀腐蝕群,縱向方向未見明顯加劇,新增腐蝕缺陷點較少,為腐蝕緩解階段。

腐蝕缺陷點壁厚減薄率沿海底管道里程的分布如圖1所示。其中,第二階段(2013年10月至2018年6月)為海底管道腐蝕開始加劇階段,新增的腐蝕缺陷點主要集中在5~9 km的海底管道中段；第三階段(2018年5月至2020年5月)為腐蝕發展迅速階段,新增的腐蝕缺陷點主要集中在0~5 km的海底管道前段。針對該海底管道內腐蝕發展的復雜性,需通過分析輸送流體性質,開展腐蝕原因分析。

圖 1智能內檢測腐蝕缺陷點壁厚減薄率隨管道沿程分布

Figure 1.Distribution of wall thickness thinning rate of corrosion defect points along the pipeline by intelligent internal detection

2. CO2/H2S腐蝕模擬試驗

由于海底管道CO2分壓高達0.3 MPa,為嚴重腐蝕環境,且含有少量的H2S,因此海底管道面臨一定的CO2/H2S腐蝕風險[2-4]。開展了CO2/H2S腐蝕模擬試驗及緩蝕劑評價試驗。腐蝕模擬試驗試樣來自該海底管道建造剩余的APL 5L X65無縫管。試樣的顯微組織為粒狀貝氏體,經化學成分分析,C、Si、Mn、P、S、Cr、Ni、Cu等主要元素的含量均符合API 5L標準的要求。采用高溫高壓反應釜進行腐蝕模擬試驗,腐蝕模擬溶液參照表1所示地層水組分進行配制,緩蝕劑采用油田現場用緩蝕劑。表3為腐蝕模擬試驗參數,參數設置主要考慮了不同時間段海底管道出入口的操作參數。

均勻腐蝕速率結果表明,在不添加緩蝕劑的條件下,海底管道入口的腐蝕速率高于出口,這是由于海底管道入口操作溫度高、CO2和H2S分壓顯著高于出口。添加緩蝕劑后,無論是海底管道入口及出口,均勻腐蝕速率均降低至0.05 mm/a以下,緩蝕效率達88%~95%,緩蝕效果良好。腐蝕宏觀形貌如圖2所示：在含CO2和H2S條件下,當海底管道入口段處于較高溫度時,管道發生了明顯的局部腐蝕；當海底管道出口段處于較低溫度時,管道未發生局部腐蝕；而添加緩蝕劑后,無論是高溫還是低溫條件下,管道主要發生了均勻腐蝕,未發生局部腐蝕。

圖 2海底管道試樣經腐蝕模擬試驗后的表面宏觀形貌(去除腐蝕產物膜后)

Figure 2.Surface macro-morphology of submarine pipeline samples after simulated corrosion test without (a,c) and with (b,d) inhibitor (after removing corrosion product film)

采用掃描電鏡對腐蝕產物膜微觀形貌進行觀察,結果如圖3所示。在65 ℃條件下腐蝕產物很厚,呈晶體堆垛疏松狀態,易造成嚴重的局部腐蝕；添加緩蝕劑后,腐蝕產物膜較薄,試樣的打磨劃痕隱約可見,對應試樣發生輕微腐蝕。在30 ℃條件下腐蝕產物較薄,并均勻覆蓋在試樣表面,由于反應溫度較低,腐蝕形式以均勻腐蝕為主；添加緩蝕劑后,未見明顯腐蝕產物,試樣的打磨劃痕清晰可見,幾乎未發生腐蝕。

圖 3海底管道試樣經腐蝕模擬試驗后的表面微觀形貌

Figure 3.Surface micro-morphology of submarine pipeline samples after simulated corrosion test without (a,c) and with (b,d) inhibitor

采用激光共聚焦顯微鏡(LSCM)對65 ℃高溫條件下的試樣表面進行分析,如圖4所示,當未添加緩蝕劑時,試樣表面出現大片局部腐蝕,深度約為200 μm；添加緩蝕劑后,試樣表面未觀察到明顯局部腐蝕,這與宏觀和微觀腐蝕形貌分析結果一致。所選用的緩蝕劑不但能將海底管道的均勻腐蝕速率降至非常低的水平,且在較高溫度條件下抑制了局部腐蝕的發生,這表明添加的緩蝕劑對于該海底管道的CO2和H2S腐蝕能起到很好的抑制作用。

圖 4海底管道試樣經腐蝕模擬試驗后的LSCM結果

Figure 4.LSCM results of submarine pipeline samples after simulated corrosion test without (a) and with (b) inhibitor

3. 通球清管產物及微生物測試

3.1 通球清管產物成分分析

由于該海底管道為高含蠟油氣水混輸管道,腐蝕條件苛刻,開始投產階段采用泡沫清管球每季度清管一次,通球清出沉積物較少；2013年以后通球清出物明顯增多,尤其在2016年至2018年階段,單次通球清出沉積物質量最高達430 kg。因此,增加清管次數至每月一次,并采用高密度泡沫球與機械直板球交替清管,持續一段時間后(至2020年),清管產物明顯減少。

對通球清管垢樣進行化驗分析,樣品為含少量油污的黑色顆粒狀物質,除油后為深灰色顆粒狀物質,如圖5所示。進一步采用XRD進行成分分析,結果如圖6所示,垢樣主要由SiO2、BaSO4、KAlSi3O8、NaAlSi3O8、CaCO3等組成。

圖 5通球清管產物除油后沉積物垢樣

Figure 5.Deposit sample after oil removal of pigging products

圖 6通球清管產物除油后沉積物垢樣XRD分析結果

Figure 6.XRD analysis results of deposit sample after oil removal of pigging products

3.2 通球清管產物微生物測試

取正常生產、修井后清管產物進行微生物檢測分析。依據行業標準SY/T 0532-2012《油田注入水細菌分析方法　絕跡稀釋法》進行硫酸鹽還原菌(SRB)和腐生菌(TGB)微生物測試,測試結果如圖7所示,在正常生產時及修井后的通球清管產物中均檢測到SRB和TGB。

圖 7正常生產時及修井后的通球清管產物中SRB和TGB測試結果

Figure 7.SRB and TGB test results of pigging products during normal production (a, b) and after workover (c,d)

4. 海底管道腐蝕原因分析及防控措施

管道處于嚴重腐蝕環境,CO2分壓高達0.3 MPa,并含有一定量H2S,海底管道沿程溫度變化范圍大,尤其海底管道前段溫度高,未采用緩蝕劑措施時均勻腐蝕速率高且面臨嚴重局部腐蝕風險。但通過篩選并加注適量的緩蝕劑,均勻腐蝕速率可降低至0.05 mm/a以下,同時抑制了局部腐蝕。因此,排除了由于CO2和H2S造成海底管道嚴重腐蝕的可能性。對于CO2和H2S腐蝕控制,主要沿用原有措施,即持續穩定加注緩蝕劑,并定期檢測緩蝕劑成分的合格性,保障緩蝕劑質量水平。

2013年以后通球清出物明顯增多,這說明海底管道內部存在大量的固體沉積物。成分分析結果表明,沉積物主要由油泥、沙及無機垢組成。同時,測試結果表明,海底管道內部沉積物含有SRB和TGB。SRB和TGB的活性受含水量、溫度、pH、硫酸鹽含量等諸多因素影響,該海底管道含水量高達70%左右,表1所示生產水中含有大量硫酸鹽,形成了有利于SRB、TGB生長的環境[5-7]。由于海底管道為單層不保溫管,管道內部高溫油氣水介質與外部常溫海水存在熱交換,海底管道入口段溫度較高,隨著海底管道延長,其向海水散熱越來越多,管道內部介質溫度也隨著管道沿程逐漸降低,直至管道內部溫度與外部海水環境溫度接近。

圖8為采用PIPEFLO軟件模擬計算的海底管道內部介質溫度隨管道沿程的變化曲線,考慮參數包括海底管道出入口實測溫度、海水環境溫度、油氣水輸量等。由于平臺油氣水產量的變化,不同年份的溫降曲線有著明顯差異。以2016年為例,海底管道入口溫度較高,海底管道中段(5~9 km)溫度為35~45 ℃。文獻表明,SRB及TGB在該溫度范圍內活性最大,生長速度最快[8]。因此,推測在第二階段(2013年10月至2018年6月)海底管道中段的缺陷數量明顯增加,腐蝕缺陷最大壁厚減薄率達48%,主要腐蝕原因是微生物與固體沉積物聯合作用。2018年9月以后,由于上游平臺低溫物流的匯入,海底管道入口溫度大幅降低,適合微生物生長的35~45℃范圍前移至海底管道前段(0~5 km),從而導致該時間段內海底管道前段腐蝕缺陷數量的迅速增加。

圖 8海底管道內部介質溫度隨管道沿程變化曲線

Figure 8.Temperature variation curves of internal medium temperature of submarine pipeline with the pipeline

微生物與固體沉積物聯合促進作用的腐蝕機理如下：首先,油泥無機垢等在管道底部形成沉積物,然后SRB及TGB在顆粒沉積物的垢下繁衍生長,在沉積物及微生物的作用下,易產生閉塞腐蝕電池作用、局部環境酸化,還有可能導致與其他部位存在電位差,在大陰極小陽極的作用下垢下微生物腐蝕加速；同時,沉積物會吸附(或消耗)一定數量的緩蝕劑,使緩蝕劑達不到有效濃度,緩蝕效果降低,從而加速腐蝕[9-12]。

在明確海底管道腐蝕原因及機理后,采取了相應的腐蝕控制措施。首先,調整通球清管頻次,由最初的每季度一次調整為每月一次,最近一年甚至增加至半個月一次；其次,調整殺菌劑的注入方式,由原來的每周注入一次調整為連續加注,并在通球清管期間按日常濃度的2倍進行沖擊加注,為防止微生物產生耐藥性,篩選出兩種不同的殺菌劑應交替使用；最后,通過加強水樣細菌含量分析及出入口H2S含量監測對比驗證殺菌效果。通過實施以上措施,海底管道腐蝕狀況得到了很好的控制,2022年2月的內檢測結果與2020年5月相比,腐蝕缺陷點數量未見增加,原有深度較深的腐蝕缺陷也并未明顯加劇。

5. 結論

(1)海底管道內CO2含量較高并含少量的H2S。腐蝕模擬試驗結果表明,未添加緩蝕劑時在入口溫度65 ℃條件下腐蝕速率較高并存在局部腐蝕風險,加注緩蝕劑后,CO2/H2S腐蝕風險得到了有效控制。

(2)海底管道前段及中段的大量腐蝕缺陷點是由SRB、TGB與沉積物垢下腐蝕相互作用引起的,不同時間段海底管道缺陷點發生位置不同是由物流入口溫度變化、溫降變化引起的。

(3)針對海底管道的腐蝕原因及機理采取了加強通球清管措施、調整殺菌劑的注入、監測殺菌劑殺菌效果等措施后,海底管道腐蝕狀況得到了緩解,近期腐蝕狀況未見明顯惡化。

文章來源——材料與測試網