WZ11-1N至WZ11-1A海底管道清管作业中腐蚀数据的挖掘与分析

2019-12-13邹木森赵杰瑛胡徐彦

全面腐蚀控制 2019年11期

张峙邹木森赵杰瑛胡徐彦陶涛

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司涠洲作业公司，广东湛江 524000）

0 引言

WZ11-1N至WZ11-1A海底管道为8寸混输双层保温管线，全长2.6Km，容积76.6m3，2008年投产。随着服役年限的增加，海底管道内部出现结垢情况，垢下腐蚀风险及微生物腐蚀风险日趋升高，目前，作业区采用定期清管的方法管控风险[1]。开展清管作业，一方面可有效提高管道输送效率[2]；另一方面，清管作业配合化学药剂共同作用也有效地降低微生物腐蚀（MIC）和垢下腐蚀对海底管道带来的安全隐患[3,4]。然而，清管作业在完成清除沉积物和泥垢的同时，也对海管的腐蚀环境产生了重大影响。随着清管作业的进行，海管内原有环境体系被清掉或重建，旧的腐蚀平衡被打破，甚至引入新的腐蚀风险[5]。在清管作业过程中及作业前后会产生大量的腐蚀相关数据（如海底管道腐蚀工况数据、腐蚀检测数据、清出物分析数据等）通过分析这类数据可以判断海管面临的腐蚀风险。但是，由于海上平台现场作业环境及常规取样、检测方法的准确性和时效性的局限，这类数据的检测与分析工作并未在清管作业过程中全面开展。本文介绍WZ11-1N至WZ11-1A海底管道清管作业前、中、后期采用新的测试装备和测试方法对腐蚀相关数据进行深度挖掘。通过分析腐蚀关键因子与海管内腐蚀状况的关联性，准确掌握海底管道内腐蚀的真实状况，由此调整和优化下阶段清管作业方法，为进一步的腐蚀管理提供支持。

1 清管作业过程中腐蚀相关数据的采集

1.1 清管作业流程

WZ11-1N至WZ11-1A海底管道清管通球计划为每月通一次泡沫球加直板球，日常使用化学药剂为缓蚀剂。海底管道腐蚀监测数据的主要来源是挂片和探针。本次清管作业历时3天，前后共完成6次发球作业。具体清管信息如表1所示。

1.2 腐蚀相关数据采集

为研究清管作业与海管腐蚀间的关联作用，需收集分析清管作业前、中、后各类腐蚀相关数据的波动情况，如海管温度、压力、腐蚀性介质含量（CO2、H2S、总铁、pH、溶解氧）、水质成分、SRB含量、清出物成分等参数信息。常规的数据采集方法为：现场用容器收集原油样品，期间使用气体检测管测量CO2、H2S含量，后将样品送至实验室进行分离、检测，该方法在样品收集期间容易被外部空气污染，且由于海洋物流时间限制，样品到达陆地实验室时已经变质，被污染和变质的样品检测出的数据参考意义不大。本次清管作业前、中、后期的样品收集和腐蚀性介质含量的检测过程均使用新型系统化设备在密闭的状态下进行，确保样品不受污染，且CO2、H2S、铁离子、Cl-、Ca2+、pH值、溶解氧、SRB、腐蚀速率等腐蚀相关数据均在海上平台现场进行检测，规避了样品长时间存放变质的风险。

表1 清管信息表

2 清管作业过程中腐蚀相关数据的分析

本次清管作业中获取的数据类型主要分为三类：（1）生产数据，包括温度、压力、流量、含水率；（2）现场检测数据，包括CO2/H2S含量、总铁含量、pH、溶解氧含量、SRB含量；（3）实验室检测分析数据，包括清出物成分分析及化学药剂性能测试等。

2.1 生产数据分析

现场生产工况参数对海管腐蚀具有较大的影响，如温度、压力、流速、含水率等。有研究表明，在一定温度区间内（60～80℃）金属材料均匀腐蚀速率较高。CO2分压大于0.2MPa局部腐蚀风险增加。低流速易造成部分位置积水和固相沉积，加剧积水部位腐蚀和垢下腐蚀风险，利于细菌滋生和细菌腐蚀；偶然出现高流速，易导致冲刷腐蚀。海管含水量增大会增加管道腐蚀，同时对缓蚀剂的要求也更严格。本次清管作业中采集到的相关生产数据如下。

图1 清管作业过程中海管温度变化

由图1所示，在线清管时，海底管道温度保持在72℃左右，入口端和出口端温差很小。海水扫线时，海底管道温度明显降低，同时在第三次通球（110%ID泡沫钢刷球）时，海底管道出入口温差增大。

图2 清管作业过程中海管压力变化

由图2所示，在清管作业过程中，随着管道内的沉淀物及腐蚀产物的清出，管道压力会逐步减缓，清管过程中不断清理出沉淀物和腐蚀产物对服役管道存在较大的压力行为，清理出沉淀物和腐蚀产物可缓解管道的服役应力条件。

2.2 现场检测数据分析

本次清管作业过程中在海上平台现场检测了CO2/H2S含量、总铁含量、pH值、溶解氧含量、SRB含量等影响海底管道内腐蚀的关键因子。检测分析结果如下。

图3 清管作业过程中CO2含量变化

图4 清管作业过程中H2S含量变化

当CO2和H2S存在时会导致碳钢表面发生阴极析氢反应，从而对海管腐蚀行为造成影响[6,7]。由图3和图4所示，CO2含量在1.2%～3%范围内，H2S含量在550～1200ppm范围内，根据经验判断，PCO2/PH2S＞500，海管腐蚀以CO2腐蚀为主。

图5 清管作业过程中总铁含量变化

如图5所示，每次收球后，总铁含量明显增加，直板球清出腐蚀沉积物效果明显。第五次和第六次通球开始，海管出入口总铁差值呈下降趋势，可以预见复产后海管内总铁含量进一步降低，清管作用明显。

如图6所示，清管作业过程中每次通球对海底管道内pH值影响不大，pH值一直在7.0～8.0范围内波动。

如图7所示，清管作业采取海水扫线形式时，海底管道内溶解氧含量明显增加，判断海水扫线时将海水中的溶解氧引入海底管道。实验表明，在相同的环境下，O2引起的碳钢腐蚀速率约为CO2或H2S引起腐蚀速率的十倍[8]。因此需考虑解决海水扫线时将溶解氧引入海底管道的问题。

图6 清管作业过程中pH值变化

图7 清管作业过程中溶解氧含量变化

图8 清管作业过程中SRB数量变化

如图8所示，清管作业过程中检测出SRB，表明该海底管道存在细菌腐蚀风险，需采取必要措施（如加注杀菌剂等）规避。

2.3 实验室检测数据分析

由于海上平台现场条件限制，需采用大型检测设备检测的数据（如清出物成分分析、化学药剂效果评价等）要在实验室中进行检测分析。

图9 清管作业过程中清出物及其成分分析

六次通球作业共计清出物重量为41kg，通直板球得到得清出物最多，为25kg。所有清管球表面状态良好，表明通过性良好。由图9（b）所示，清出物中的无机物成分主要是FeS、BaSO4、FeCO3、CaCO3、FePO4；有机物主要为为饱和烃、非烃、沥青质等。从清出物成分可以看出，海管输送水质存在一定的结垢倾向，导致BaSO4和CaCO3的结垢沉积。

本次清管作业过程中海底管道内加注了HYZ-111型原油阻垢剂和YFHS-202型原油缓蚀剂。为了检测化学药剂效果，针对现场取回的介质开展了电化学模拟实验。

图10 清管作业不同阶段腐蚀电化学曲线

如图10所示，在第三球、第四球、第五球清管过程中，其自腐蚀电位较正，自腐蚀电流密度较大，表现出较大的腐蚀速率，这是由于第三球、第四球、第五球为海水扫线，现场没有加注药剂。同时在海水扫线过程中，氧气会伴随着海水进入管道，增加了管道的腐蚀风险。到第六球时，在海管中加注缓蚀剂，但是通过极化曲线看出其仍然表现出较大的腐蚀速率，这是由于在溶解氧含量的增加的情况下加注原剂量缓蚀剂并没有起到原有设定抑制腐蚀的效果，腐蚀速率加快。

3 总结与建议

通过清管作业过程中对海底管道的温度、压力、CO2含量、H2S含量的检测，发现这四种参数相对稳定，海底管道出入口差值较小。主要原因是WZ11-1N至WZ11-1A海底管道总长较短（2.6km）流态相对稳定。但对于中长距离的海底管道，要持续密切检测温度、压力、CO2含量、H2S含量、pH值的变化，通过分析这些数据来确定管道是否跨越腐蚀敏感温度区域。

通过对海底管道出入口SRB检测分析（图9）可知管道存在SRB，但是正常状态下量相对较小，清管作业期间SRB含量先增大后减小。六次通球过程，每次都能清出重量不等的砂垢，表明该海底管道存在垢下腐蚀的风险。建议坚持清管，对清出物特别是砂含量、粒径进行分析及持续跟踪；如果采用海水清管，除监测SRB含量外，还应对TGB、FB进行检测，明确菌种；海底管道运行过程中应注入杀菌剂抑制铁细菌产生。

表2 电化学测试分析结果

采用海水扫线的方式清管时海底管道内的溶解氧含量增加，由于管道中还存在着CO2和H2S，可能和吸氧腐蚀存在协同作用[9]。有研究表明，当CO2、H2S及O2同时在腐蚀环境中时，会出现CO2、H2S引起的析氢腐蚀和O2引起的吸氧腐蚀两种阴极过程，这两种阴极过程的存在会加速腐蚀效应[10]，造成严重的腐蚀。有学者对O2、CO2及CO2-O2共存环境下3Cr钢平均腐蚀速率进行研究[8]，结果表明，3Cr钢在CO2-O2环境下的腐蚀速率是在O2和CO2环境下腐蚀速率的10倍～15倍。因此在采用海水扫线清管时，必须采用脱氧剂，消耗海水中的溶解氧。常规脱氧剂主要成分为磷酸系列，暴氧环境下失效速度很快，在加注环节也应考虑避免污染，如有条件，可考虑在平台现场配置脱氧剂。

由于清管作业引入新的腐蚀风险，建议在清管作业过程中依据现场探针数据综合分析，适量增加缓蚀剂的加注量，常规认识是加注量为平时3～5倍。