分享：某油气水混输不保温海底管道的腐蚀原因及控制措施

海底管道是海上油田开发生产的“生命线”,是油、气、水输送的关键载体。随着油田产液量和含水率逐年上升,腐蚀环境日渐苛刻,海底管道内壁因各种腐蚀因素形成腐蚀坑、槽等缺陷,国内外统计数据显示,由于腐蚀导致的海底管道失效案例接近海底管道失效案例的一半[1]。而海底管道一旦发生泄漏穿孔等事故,引起的经济损失、环境影响等后果不可估量[2-4]。因此,在海底管道运行过程中发现腐蚀缺陷,进行针对性的腐蚀原因分析,并开展腐蚀防控治理对海底管道的安全运行至关重要。 

南海西部珠江口盆地某油田平台间的单层钢质不保温长距离油气水混输海底管道,自2009年1月投产以来进行了多次智能内检测,检测结果显示不同服役时间段海底管道腐蚀缺陷的发展速度,以及缺陷发生的位置都存在很大差异。 

为了保障海底管道在设计年限内能够安全运行,开展了多次内检测数据的对比分析、流体性质分析、腐蚀模拟试验、沉积物组分及微生物测试、海底管道沿程温度变化等研究工作,明确了海底管道发生腐蚀的主要原因,并提出了针对性的治理措施,以期对延长其使用寿命、保障油气田安全生产提供数据支持。 

1.   流体性质和智能内检测数据分析

1.1   流体性质

海底管道为油气水混输单层不保温管道,材料为APL 5L X65无缝管,长度为18.3 km,管道外径为273 mm,壁厚为11.1 mm,所处水深约112 m。输送流体为某平台未经处理的油气水混合物。海底管道入口温度变化较大,投产前几年仅输送本平台的生产物流,海底管道入口温度约为65 ℃;2019年后,上游平台投产后通过不保温海底管道将物流接入本平台,两平台物流混合后海底管道入口温度降低至40 ℃左右。由于该海底管道为单层不保温管道,出口温度为25 ℃左右,接近海底环境温度。海底管道输送压力为2~4 MPa,CO2摩尔分数约为8%,H2S体积分数约为0.01%。输送物流地层水pH为6.23,表1为输送物流地层水的组分分析结果,可见地层水矿化度较高,并含有少量Ba2+和Sr2+易结垢因子。 

表  1  地层水成分分析结果

Table  1.  Composition analysis results of formation water

项目	Ca2+	Mg2+			Ba2+	Sr2+	总矿化度
质量浓度/(mg·L-1)	584	121	204	12	1.87	56.99	35 251

1.2   智能内检测数据分析

由于海底管道运行腐蚀环境较为苛刻复杂,为了更好地掌握该海底管道实际的内腐蚀状况,自2009年1月投产后至2022年2月共开展了五次漏磁智能内检测,内检测缺陷点数量如表2所示。检测到的海底管道内腐蚀缺陷几乎全部发生在3点~9点时钟方向,即集中发生在管道的底部。投产以来五次内检测均由同一检测公司实施,各阶段壁厚减薄最大点的里程位置一致。该海底管道的腐蚀发展过程大概可以分为以下四个阶段。第一阶段(2009年1月至2013年10月),腐蚀缺陷点较少,仅为44个,腐蚀缺陷最大壁厚减薄率低于30%,属于腐蚀轻微阶段。第二阶段(2013年10月至2018年6月),海底管道缺陷数量明显增加,新增腐蚀缺陷点2 539个,腐蚀缺陷最大壁厚减薄率达48%,属于腐蚀开始加剧阶段。第三阶段(2018年5月至2020年5月),海底管道缺陷数量显著增加,新增腐蚀缺陷点109 741个,腐蚀缺陷最大壁厚减薄率达49%,壁厚减薄率达40%及以上的缺陷点有34个,其中18个为新增缺陷点,新增缺陷点最大壁厚减薄率达44%,两次内检测期间最大局部腐蚀速率为2.44 mm/a,另外16个腐蚀缺陷点为上次检测发现的缺陷点,该部分缺陷点深度未见明显增长；根据新增腐蚀缺陷点的数量及部分新增缺陷点的发展速率,判断该阶段为腐蚀迅速发展阶段。第四阶段(2020年5月至2022年2月),海底管道缺陷数量有所下降,这是由于部分缺陷点横向发展成簇状腐蚀群,纵向方向未见明显加剧,新增腐蚀缺陷点较少,为腐蚀缓解阶段。 

腐蚀缺陷点壁厚减薄率沿海底管道里程的分布如图1所示。其中,第二阶段(2013年10月至2018年6月)为海底管道腐蚀开始加剧阶段,新增的腐蚀缺陷点主要集中在5~9 km的海底管道中段；第三阶段(2018年5月至2020年5月)为腐蚀发展迅速阶段,新增的腐蚀缺陷点主要集中在0~5 km的海底管道前段。针对该海底管道内腐蚀发展的复杂性,需通过分析输送流体性质,开展腐蚀原因分析。 

图  1  智能内检测腐蚀缺陷点壁厚减薄率随管道沿程分布

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

2.   CO2/H2S腐蚀模拟试验

由于海底管道CO2分压高达0.3 MPa,为严重腐蚀环境,且含有少量的H2S,因此海底管道面临一定的CO2/H2S腐蚀风险[2-4]。开展了CO2/H2S腐蚀模拟试验及缓蚀剂评价试验。腐蚀模拟试验试样来自该海底管道建造剩余的APL 5L X65无缝管。试样的显微组织为粒状贝氏体,经化学成分分析,C、Si、Mn、P、S、Cr、Ni、Cu等主要元素的含量均符合API 5L标准的要求。采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验,腐蚀模拟溶液参照表1所示地层水组分进行配制,缓蚀剂采用油田现场用缓蚀剂。表3为腐蚀模拟试验参数,参数设置主要考虑了不同时间段海底管道出入口的操作参数。 

均匀腐蚀速率结果表明,在不添加缓蚀剂的条件下,海底管道入口的腐蚀速率高于出口,这是由于海底管道入口操作温度高、CO2和H2S分压显著高于出口。添加缓蚀剂后,无论是海底管道入口及出口,均匀腐蚀速率均降低至0.05 mm/a以下,缓蚀效率达88%~95%,缓蚀效果良好。腐蚀宏观形貌如图2所示：在含CO2和H2S条件下,当海底管道入口段处于较高温度时,管道发生了明显的局部腐蚀；当海底管道出口段处于较低温度时,管道未发生局部腐蚀；而添加缓蚀剂后,无论是高温还是低温条件下,管道主要发生了均匀腐蚀,未发生局部腐蚀。 

图  2  海底管道试样经腐蚀模拟试验后的表面宏观形貌(去除腐蚀产物膜后)

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)

采用扫描电镜对腐蚀产物膜微观形貌进行观察,结果如图3所示。在65 ℃条件下腐蚀产物很厚,呈晶体堆垛疏松状态,易造成严重的局部腐蚀；添加缓蚀剂后,腐蚀产物膜较薄,试样的打磨划痕隐约可见,对应试样发生轻微腐蚀。在30 ℃条件下腐蚀产物较薄,并均匀覆盖在试样表面,由于反应温度较低,腐蚀形式以均匀腐蚀为主；添加缓蚀剂后,未见明显腐蚀产物,试样的打磨划痕清晰可见,几乎未发生腐蚀。 

图  3  海底管道试样经腐蚀模拟试验后的表面微观形貌

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

采用激光共聚焦显微镜(LSCM)对65 ℃高温条件下的试样表面进行分析,如图4所示,当未添加缓蚀剂时,试样表面出现大片局部腐蚀,深度约为200 μm；添加缓蚀剂后,试样表面未观察到明显局部腐蚀,这与宏观和微观腐蚀形貌分析结果一致。所选用的缓蚀剂不但能将海底管道的均匀腐蚀速率降至非常低的水平,且在较高温度条件下抑制了局部腐蚀的发生,这表明添加的缓蚀剂对于该海底管道的CO2和H2S腐蚀能起到很好的抑制作用。 

图  4  海底管道试样经腐蚀模拟试验后的LSCM结果

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

3.   通球清管产物及微生物测试

3.1   通球清管产物成分分析

由于该海底管道为高含蜡油气水混输管道,腐蚀条件苛刻,开始投产阶段采用泡沫清管球每季度清管一次,通球清出沉积物较少；2013年以后通球清出物明显增多,尤其在2016年至2018年阶段,单次通球清出沉积物质量最高达430 kg。因此,增加清管次数至每月一次,并采用高密度泡沫球与机械直板球交替清管,持续一段时间后(至2020年),清管产物明显减少。 

对通球清管垢样进行化验分析,样品为含少量油污的黑色颗粒状物质,除油后为深灰色颗粒状物质,如图5所示。进一步采用XRD进行成分分析,结果如图6所示,垢样主要由SiO2、BaSO4、KAlSi3O8、NaAlSi3O8、CaCO3等组成。 

图  5  通球清管产物除油后沉积物垢样

Figure  5.  Deposit sample after oil removal of pigging products

图  6  通球清管产物除油后沉积物垢样XRD分析结果

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

3.2   通球清管产物微生物测试

取正常生产、修井后清管产物进行微生物检测分析。依据行业标准SY/T 0532-2012《油田注入水细菌分析方法　绝迹稀释法》进行硫酸盐还原菌(SRB)和腐生菌(TGB)微生物测试,测试结果如图7所示,在正常生产时及修井后的通球清管产物中均检测到SRB和TGB。 

图  7  正常生产时及修井后的通球清管产物中SRB和TGB测试结果

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

4.   海底管道腐蚀原因分析及防控措施

管道处于严重腐蚀环境,CO2分压高达0.3 MPa,并含有一定量H2S,海底管道沿程温度变化范围大,尤其海底管道前段温度高,未采用缓蚀剂措施时均匀腐蚀速率高且面临严重局部腐蚀风险。但通过筛选并加注适量的缓蚀剂,均匀腐蚀速率可降低至0.05 mm/a以下,同时抑制了局部腐蚀。因此,排除了由于CO2和H2S造成海底管道严重腐蚀的可能性。对于CO2和H2S腐蚀控制,主要沿用原有措施,即持续稳定加注缓蚀剂,并定期检测缓蚀剂成分的合格性,保障缓蚀剂质量水平。 

2013年以后通球清出物明显增多,这说明海底管道内部存在大量的固体沉积物。成分分析结果表明,沉积物主要由油泥、沙及无机垢组成。同时,测试结果表明,海底管道内部沉积物含有SRB和TGB。SRB和TGB的活性受含水量、温度、pH、硫酸盐含量等诸多因素影响,该海底管道含水量高达70%左右,表1所示生产水中含有大量硫酸盐,形成了有利于SRB、TGB生长的环境[5-7]。由于海底管道为单层不保温管,管道内部高温油气水介质与外部常温海水存在热交换,海底管道入口段温度较高,随着海底管道延长,其向海水散热越来越多,管道内部介质温度也随着管道沿程逐渐降低,直至管道内部温度与外部海水环境温度接近。 

图8为采用PIPEFLO软件模拟计算的海底管道内部介质温度随管道沿程的变化曲线,考虑参数包括海底管道出入口实测温度、海水环境温度、油气水输量等。由于平台油气水产量的变化,不同年份的温降曲线有着明显差异。以2016年为例,海底管道入口温度较高,海底管道中段(5~9 km)温度为35~45 ℃。文献表明,SRB及TGB在该温度范围内活性最大,生长速度最快[8]。因此,推测在第二阶段(2013年10月至2018年6月)海底管道中段的缺陷数量明显增加,腐蚀缺陷最大壁厚减薄率达48%,主要腐蚀原因是微生物与固体沉积物联合作用。2018年9月以后,由于上游平台低温物流的汇入,海底管道入口温度大幅降低,适合微生物生长的35~45℃范围前移至海底管道前段(0~5 km),从而导致该时间段内海底管道前段腐蚀缺陷数量的迅速增加。 

图  8  海底管道内部介质温度随管道沿程变化曲线

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

微生物与固体沉积物联合促进作用的腐蚀机理如下：首先,油泥无机垢等在管道底部形成沉积物,然后SRB及TGB在颗粒沉积物的垢下繁衍生长,在沉积物及微生物的作用下,易产生闭塞腐蚀电池作用、局部环境酸化,还有可能导致与其他部位存在电位差,在大阴极小阳极的作用下垢下微生物腐蚀加速；同时,沉积物会吸附(或消耗)一定数量的缓蚀剂,使缓蚀剂达不到有效浓度,缓蚀效果降低,从而加速腐蚀[9-12]。 

在明确海底管道腐蚀原因及机理后,采取了相应的腐蚀控制措施。首先,调整通球清管频次,由最初的每季度一次调整为每月一次,最近一年甚至增加至半个月一次；其次,调整杀菌剂的注入方式,由原来的每周注入一次调整为连续加注,并在通球清管期间按日常浓度的2倍进行冲击加注,为防止微生物产生耐药性,筛选出两种不同的杀菌剂应交替使用；最后,通过加强水样细菌含量分析及出入口H2S含量监测对比验证杀菌效果。通过实施以上措施,海底管道腐蚀状况得到了很好的控制,2022年2月的内检测结果与2020年5月相比,腐蚀缺陷点数量未见增加,原有深度较深的腐蚀缺陷也并未明显加剧。 

5.   结论

(1)海底管道内CO2含量较高并含少量的H2S。腐蚀模拟试验结果表明,未添加缓蚀剂时在入口温度65 ℃条件下腐蚀速率较高并存在局部腐蚀风险,加注缓蚀剂后,CO2/H2S腐蚀风险得到了有效控制。 

(2)海底管道前段及中段的大量腐蚀缺陷点是由SRB、TGB与沉积物垢下腐蚀相互作用引起的,不同时间段海底管道缺陷点发生位置不同是由物流入口温度变化、温降变化引起的。 

(3)针对海底管道的腐蚀原因及机理采取了加强通球清管措施、调整杀菌剂的注入、监测杀菌剂杀菌效果等措施后,海底管道腐蚀状况得到了缓解,近期腐蚀状况未见明显恶化。

文章来源——材料与测试网