海上油田隔水导管腐蚀评估与防护修复技术

2019-12-09孙东征

腐蚀与防护 2019年11期

孙东征

（中国海洋石油有限公司，北京100010）

老井槽重复利用是海上油气田开发增产提效的重要手段，然而，由于固定式导管架生产平台隔水导管生产年限长，并长期处于飞溅区和潮差区，会因温度及应力环境等条件变化产生腐蚀，甚至会出现裂缝变形等，这严重影响着调整井的生命周期和井筒重复利用，并制约着侧钻技术的推进。因此，隔水导管腐蚀比较严重的油气井被迫进行弃置或更换隔水导管［1-3］。

鉴于隔水导管的腐蚀情况对于安全生产及后续钻完井作业带来的影响，针对涠洲某油田某平台，本工作检测了隔水导管的腐蚀情况、评价其剩余使用寿命并尝试对其进行防护与修复。通过修复搁置多年的涠洲某老井隔水导管，形成了隔水导管腐蚀评估与防护修复技术体系，以期提高现有井槽资源的利用率，降低再使用风险，对以前不能开采的油气储层或边际油田也尽可能进行滚动开发利用［4-6］，为海上其他油气田类似老井再利用提供技术指导。

1 试验

1.1 试样及溶液

试验条件基于涠洲某油田某平台，该平台于1999年6月投产，设计寿命25 a，至今已服役近20 a，平台水面至底层甲板之间的隔水导管大部分都出现了不同程度的腐蚀，包括麻坑腐蚀及孔洞腐蚀。对该平台部分隔水导管进行外观检测及测厚后，未见穿孔、开裂及结构变形等重大缺陷［7-10］，该油田隔水导管的技术参数见表1，锈蚀状况见图1。

1.2 试验方法

针对涠洲油田平台隔水导管锈蚀状况，对隔水导管整体进行了腐蚀检测。经调研，目前可用于金属隔水导管无损检测的技术多种多样，应该首先对隔水导管进行腐蚀预估，包括腐蚀类型、位置、形状等，利用一种或多种检测方法进行腐蚀检测，尽可能获取更多的腐蚀信息，避免出现漏检事故。几种主流检测技术的适用范围和特点见表2。本次隔水导管的腐蚀检测方案设计采用MsS长距离超声导波腐蚀检测技术，如图2所示［11-12］。具体检测程序如下：

表1 涠洲某油田平台隔水导管的技术参数Tab.1 Technical parameters of the water conduit of an oilfield platform in Weizhou

图1 涠洲某油田平台隔水导管锈蚀情况Fig.1 Corrosion of water conduit in an oilfield platform in Weizhou：（a）localized corrosion morphology；（b）macro corrosion morphology

（1）以平台艏向为基础，沿套管长度方向每隔2 m在圆周上均匀选取6个测厚点；

（2）改变检测频率，磁化隔水导管同样周长的铁钴条带；

（3）沿着管道环向将铁钴条用环氧树脂胶贴在管道表面，等待其固化；

（4）连接数据线和电缆线，进行检测和数据采集。

2 结果与讨论

2.1 南海西部隔水导管腐蚀现状

目前，南海西部已有6个平台出现超期服役，生产超过10 a以上的平台逐渐增多（目前已有14个），隔水导管腐蚀、带压隐患井逐渐出现。其中，涠洲11-4A／B平台超期服役近8 a，目前已有21井次出现隔水导管泄漏，导致内层套管腐蚀穿孔甚至断裂；崖城13-1油田A4／A6井出现多层套管腐蚀断裂；涠洲11-4C平台超期服役近7 a，4口生产井基本无潜力，长期处于关井状态；涠洲11-4D平台超期服役近10 a，多数井处于长期关井状态，存在井口设备和隔水导管表面腐蚀问题，多口井环空带压，见图3。

表2 主流检测技术的适用范围和特点Tab.2 Application scope and characteristics of mainstream detection technology

图2 导波监测的示意图Fig.2 Schematic diagram of guided wave monitoring

图3 涠洲11-4D平台隔水导管的腐蚀及泄漏情况Fig.3 Corrosion and leakage of water condnit of 11-4D platform in Weizhou

隔水导管在大气区的主要腐蚀形式有涂装失效、套管环板腐蚀、管卡接箍腐蚀以及局部腐蚀等，在隔水导管全浸区的腐蚀主要有水下紧固管卡失效、水下接头腐蚀、微生物腐蚀以及牺牲阳极腐蚀等。海洋潮差区和飞溅区是主要腐蚀区域，隔水导管在此区域几乎均会发生涂层失效和本体腐蚀，其中隔水导管的纵向腐蚀最普遍，也最严重。通常，服役4 a的平台会发生涂层局部失效，隔水导管表面涂层在潮差区和飞溅区发生局部失效后，基体会迅速腐蚀形成铁锈。当平台服役时间超过10 a，隔水导管在潮差区和飞溅区的腐蚀普遍加重，明显有局部腐蚀痕迹［13-18］；服役超过20 a，潮差区隔水导管表面的腐蚀锈层会重复出现冲刷→剥落→腐蚀→腐蚀产物积累→再次冲刷→剥落的情况。隔水导管在潮差区和飞溅区的腐蚀没有明显的方向性，一旦发生涂层失效和隔水导管腐蚀，均呈现所有隔水导管一起腐蚀。隔水导管焊接部分和接箍部分是腐蚀薄弱点，由于焊接点与隔水导管本体的晶相组织相差大，因此焊接点极易成为腐蚀薄弱点，因此服役超过10 a的隔水导管焊接位置，应该进行相应的腐蚀检测。隔水导管在大气区发生的点蚀多与方向有关，处于日晒迎风面的隔水导管，其外表面腐蚀明显比其他位置的严重。

2.2 隔水导管强度及寿命评估

2.2.1 隔水导管腐蚀风险评估方法建立

针对油气田井筒腐蚀风险评估、管道腐蚀风险评估有些方法体系，但目前还未形成隔水导管的腐蚀风险评估方法［19］。通过借鉴井筒完整性评估方法，从腐蚀发生的位置和环境影响因素出发，根据隔水导管腐蚀区域，综合考虑腐蚀速度、腐蚀形态、腐蚀造成的危害、维修难度、技术经济性等因素，开展了腐蚀区域关键点分析，见图4所示。

按照年腐蚀速率和剩余强度原则，通过对腐蚀风险引起的危害程度和腐蚀程度分级，对隔水导管回接处、接箍处、飞溅区、潮差区、大气区、紧固管卡与隔水导管连接处、平台上部套管环板处以及全浸区进行评估，建立了风险等级评估图版，见图5，并将失效后果危害程度的等级分为3级。L1轻微后果、L2中等后果、L3严重后果；将腐蚀程度分为5级。E0无腐蚀、E1轻微腐蚀、E2中等腐蚀、E3严重腐蚀、E4失效。使用该方法对涠洲平台18口井进行了安全评估，首先对技术套管进行试压合格测试，30寸隔水导管与20寸技术套管（部分井为13-3／8寸技术套管）环空能够承压，密封有效，证明30寸隔水导管没有发生E4级别的失效，然后通过目测、手动测厚及超声波测试等多种方法，对该平台隔水导管各区域腐蚀情况进行了普查分级，得到了各井隔水导管的腐蚀程度分级图版，图6为A-X-13井的风险矩阵图。

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

2.2.2 结构模型建立及载荷分析

在风险评估基础上，对隔水导管进行强度建模型和静力分析，并通过极限强度和涡激振动等方法对隔水导管的剩余安全使用年限进行了评估和预测。

图4 隔水导管在飞溅潮差区的防腐蚀关键点Fig.4 Key points for corrosion protection of water conduits in splash tidal zone

图5 腐蚀风险评估的分级方法Fig.5 Classification method for corrosion risk assessment

图6 A-X-13井的风险矩阵图Fig.6 Risk matrix diagram of A-X-13 well

根据隔水导管原始技术参数并参考原始详细设计资料建立模型，将隔水导管放在平台整体模型中进行分析，计算过程中，按导管架水平层（EL.－5.5 m）至底层甲板（EL.＋19 m）的隔水导管壁厚均匀减薄10 mm计算，导管架水平层以下的隔水导管不考虑腐蚀，仍按设计尺寸校核。本次隔水导管强度分析主要考虑结构自重及风、浪、流等环境载荷，钻井修井等工况不列入考虑范围。隔水导管建模见图7。

2.2.3 静力分析

图7 隔水导管建模Fig.7 Conduit modeling

取8个模型计算方向，分别为0°、60°、90°、120°、180°、240°、270°、300°。环境载荷计算组合标准选取风浪流极值条件组合为最不利组合，即极高水位选取＋6.099 m，极低水位选取－0.48 m，最大波高14.3 m，最大波周期10.4 s，最大风速46.9 m／s，海生物范围从泥面处EL.－31.2 m至EL.＋2.47 m，密度1.4 t／m3，海生物最厚取18 cm。逐渐加大隔水导管腐蚀量进行分析计算，结果表明：当腐蚀量小于17.9 mm时UC值小于1，可以满足风浪流极值条件的隔水导管的稳定性，但是需要预测其使用寿命。隔水导管各位置腐蚀后强度UC值计算结果见图8。

图8 腐蚀量17.9 mm时隔水导管的UC值Fig.8 UC value of the water conduit corroded 17.9 mm

2.2.4 寿命预测

根据静力分析计算结果，最小剩余壁厚允许值为25.4－17.9＝7.5 mm，并按照套管后续的腐蚀均以此前19 a的平均速率发生，上述隔水导管剩余使用年限的计算结果见表3，得出腐蚀最严重的A-X-4井的剩余安全使用年限为4.6 a。

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

2.2.5 涡激振动分析

2.3 隔水导管防腐修复应用

针对钢结构浪花飞溅区腐蚀严重的特点，国内采取的7大类腐蚀防护措施如表4所示。在大气区适用的经济可行的涂料防腐技术不能应用在浪花飞溅区，这是因为其在浪花飞溅区的保护时间较短，费用过高，在浪花飞溅区应采取复层保护法和新型涂料的方法。阴极保护与涂层技术相互互补、经济可行，在水下金属结构中可以广泛应用。南海西部油气田各平台隔水导管日常腐蚀维护包括底层甲板，5 a特检包含水上结构部分和水下结构部分，不包括隔水导管飞溅区、潮差区重新喷涂涂层［20-25］。

通过以上分析，并根据隔水导管强度及寿命评估结果，为满足后期侧钻井生产年限要求，对涠洲该平台制定了以包覆技术和涂层修复技术为主的隔水导管修复和防腐技术方案并进行了现场实施［26-30］。针对现场腐蚀最严重的A-X-4井，通过优化防腐蚀方案，采用多重防护措施，对其进行了20 a防腐等级的修复处理，具体处理方案如下：

（1）对隔水导管表面附杂物进行清理，采取手动打磨工具进行处理；

（2）清除隔水导管表面防腐蚀层，采用厚浆型环氧底漆配合环氧玻璃鳞片漆清除隔水导管表面，粗糙度达到40～75μm，清洁度达到SSPC-SPI标准要求；

（3）针对隔水导管表面存在的孔洞状腐蚀坑，采用高强度、耐酸碱的黏性硅质高分子材料进行填充，再进行表面油漆涂装；

（4）隔水导管涂抹防腐蚀层，在潮差区中下部安装牺牲阳极阴极保护，在潮差区上部及飞溅区进行热喷涂矿脂自憎水密封底漆，在底漆外部缠绕矿脂油性胶带，最后在外部加装订制的整卷高密度聚乙烯护甲。现场实施效果见图9。

3 结论

（1）针对涠洲某油田平台隔水导管腐蚀情况进行研究，引入了超声导波腐蚀检测技术，并综合应用强度计算、寿命评估及防腐修复技术体系，对涠洲油田的5口隔水导管进行了修复。对腐蚀最严重的A-X-17井隔水导管（剩余使用寿命8 a），进行了防护年限达20年的修复处理，极大满足了后续侧钻钻井生产年限要求，提高了隔水导管利用率，降本显著。