油气水三相混输海底管道腐蚀机理研究及防护对策

熊相军(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

0 引言

随着南海某油田产液量和含水率逐年上升，加上产液中二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S)气体含量升高等因素引发了不同程度的海管内腐蚀问题发生，使海底管道存在腐蚀安全隐患。

本文(以A平台至FPSO海底管道为例)将重点对油气水三相混输海底管道的内腐蚀机理和防腐蚀策略及措施进行分析和研究，从而降低了海底管道的腐蚀速率。

1 海底管道概况

井口平台生产的原油、伴生气及生产水经海底管线(后文简称“海管”)输送到FPSO进行处理、储存和外输。

2 海底混输管道内腐蚀机理

管道输送介质为油、气、水多相介质，其中又混杂了CO2、H2S等酸性气体，在温度、压力、流速以及交变应力等多种因素的影响下，将会造成十分严重的管道内腐蚀[1]。

2.1 CO2、H2S腐蚀

(1) CO2腐蚀机理。干CO2并不具有腐蚀性，但CO2易溶于水并与水发生反应生成碳酸，降低水的pH值，增加水的腐蚀性。CO2溶于水后对钢铁产生极强的腐蚀性，在相同pH下，由于CO2的总酸度比盐酸高，它对钢铁的腐蚀性比盐酸还强[2]。

碳酸同金属表面发生如下的腐蚀反应：

(1) H2S腐蚀机理。硫化氢只有溶解在水中才具有腐蚀性。H2S在水中发生离解：

H2S离解产物HS-、S2-吸附在金属表面，形成吸附复合物离子Fe(HS)-。吸附的HS-、S2-使金属的电位移向负值，促进阴极放氢的加速，而氢原子为强去极化剂，易在阴极得到电子，大大消弱了铁原子间金属键的强度，进一步促进阳极溶解而使钢铁腐蚀[1]。

表1 A平台至FPSO海管信息表

2.2 流体冲刷腐蚀

冲刷腐蚀是指材料受到小而松散的流动粒子冲击时表面出现破坏的一类磨损现象。在多相流中存在流体、气体、砂粒、碎屑等，因而也存在冲蚀磨损，但这种冲蚀往往发生在腐蚀环境下，因而存在着腐蚀和冲蚀的联合作用，即冲蚀腐蚀。这类环境中，管壁的腐蚀并不是冲蚀和腐蚀的简单叠加，其交互作用非常复杂，液滴汽泡、颗粒都可冲击管壁，使表面产生的腐蚀物脱落，同时，也可直接作用于表面产生磨损[3]。

2.3 油田海底管道内腐蚀机理分析

油田投产初期，油田伴生气中含有一定比例的CO2，但随着油田开采时间的延长，产液综合含水率已上升至85%左右，部分油井中也发现了H2S，再加上产液温度升高、油井出砂等因素，都使得海底管道内腐蚀机理也变得复杂。

(1) CO2、H2S腐蚀。经检测，两条海底海管中CO2为13%～ 16%，分压为0.1～017，而H2S含量则较低，为5～35 mg/L。从硫化氢腐蚀角度分析，由于单井原生硫化氢含量和SRB含量很少，因此海管内产生硫化氢腐蚀风险较小。两条海管的含水率均在80%以上，溶解性二氧化碳在100 mg/L以上，因此分析二氧化碳会对海管造成的腐蚀。对海管内垢样使用分散谱仪(EDS)和X射线衍射分析(XRD)等分析方式对样品进行了测试分析。EDS分析表明该样品中元素O、S、Fe的含量较高，分别为35.46wt%、7.24wt%、38.03wt%。XRD测试分析表明样品中的无机盐成分含有的物质包括Fe2O3、FeCO3、MgSiO3和Fe1-xS。其中，Fe2O3、FeCO3和Fe1-xS为腐蚀产物，MgSiO3应为地层带出物质。结合油田挂片腐蚀和腐蚀产物分析以及文献支持，海管内部存在二氧化碳和硫化物腐蚀，酸性气体CO2是首要腐蚀因素。

(2)海管流体冲刷腐蚀。从2.2中相关理论可以知道，海管流量逐渐增加后，加之海管管壁受到的局部点蚀、坑蚀时，冲刷腐蚀作用将会更加明显，取出的腐蚀挂片外观情况也能反映海管内壁受到的冲刷作用。

3 海底混输管道内腐蚀的影响因素及防护措施

3.1 影响海管腐蚀的因素

(1)温度。从温度与腐蚀的关系分析，在温度低于90 ℃的条件下，CO2对碳钢造成的腐蚀一般随着温度的升高而逐渐加剧。根据赵国仙、陈长风等人对X52钢在CO2腐蚀环境中的腐蚀行为的研究发现，在温度76.9 ℃，CO2分压为0.13 MPa，流速为1.2 m/s，Cl-为25 000 mg/L，试验时间31 d时，X52钢的平均腐蚀速率为0.628 9 mm/a，在金属表面出现轻微点蚀迹象。宏观腐蚀形态基本为均匀腐蚀，但是在扫描电镜下观察到金属表面已经被腐蚀成坑洼状，表明金属材料仍以局部腐蚀为主[4]。故在目前海管生产工况的温度(72～76 ℃)条件下，CO2腐蚀的趋势是比较强烈的。

(2)海管流体流量及含水率。据研究显示，随着处理量的提高，海底管道的腐蚀速率明显升高。当处理量超过50 kg/s时，整条管道的腐蚀速率大幅提高。管道水平段腐蚀速率的提高较立管段明显，当处理量为170 kg/s时，管道水平段的腐蚀速率随管道里程稍有增加，并在立管底部达到最大值。说明当油水混输管道处理量较大时，立管底部仍是腐蚀失效的高风险点，需要提高腐蚀裕量[5]。经分析，井液含水的上升会导致水相与海管的接触面积增大，而大部分腐蚀性物质溶于井液水相中，将加大海管腐蚀。

(3)井口平台井下作业。当井口平台井下作业频繁时，有工作液进入海管，从而改变海管流体pH值、矿化度等性质，此时，海管缓蚀剂作用效果必然受到干扰，从而加大海管腐蚀速率。

3.2 海管内腐蚀防护措施

(1)注入防腐药剂。目前A海管注入防腐剂主要用于防止井液中腐蚀介质(主要为CO2)对海底输送管线及处理设备的腐蚀，延长其使用寿命。防腐剂中的高分子物质在金属表面形成一层保护膜，保护膜有效地把腐蚀介质与被腐蚀材料隔离，从而起到保护作用；油田还受到井液中Cl-、井液流量及组成的变化都会导致海管腐蚀环境变化，故需要不断对海管防腐剂进行优化选型，确定防腐剂的最佳注入浓度。

(2)定期海管通球。定期进行海管清管作业可以将海管积存的杂质清除，可以起到减少垢下腐蚀及了解管线内壁大致表面情况的目的。

(3)定期录取防腐挂片数据。定期录取防腐挂片腐蚀数据可以相对准确地获知海管内部腐蚀速率和腐蚀现状，并根据挂片腐蚀数据进行防腐措施的优化调整。

(4)降低海管流体温度。随着井口平台井液下海底管线温度逐渐上升，将超过连接FPSO海管部分的柔性软管临界温度80 ℃，腐蚀风险大增。据此，平台通过新增两台换热器对下海管流体温度进行控制，降低液体下海管温度。换热器投入系统运行后，海管中井液温度从82 ℃降低至75 ℃，将有效降低海管的腐蚀速率。

(5)降低海底管道流体流量。井口平台脱水系统投用后，使海管输液量从11 500 m3/d降至8 000 m3/d，海管输送液体含水率从89%降至84%，减小了海管冲刷腐蚀。

(6)加强海底管道腐蚀防护管理。除了上述措施外，结合智能通球的检测结果可以更好地判断海管目前的内腐蚀严重程度，以便采取更加有针对性的海管腐蚀防护措施，确保海管运行安全。前后取出的三组海管腐蚀数据分别为：0.097 6、0.077 6、0.033 8 mm/a，可知海管的平均腐蚀速率处于下降趋势。当腐蚀挂片显示平均速率不断增大时，应及时采取调整缓蚀剂剂量、实施脱水作业、加强定期清管工作、腐蚀监测措施。

4 结论及建议

(1)海管内腐蚀主要由CO2腐蚀构成，伴随流体冲刷腐蚀；(2)海管内腐蚀速度在一定范围随温度升高而增大、随流量增大而增大；(3)海管流体含水升高会导致腐蚀速度增大；(4)降低海管流体温度和流量(含水)、优选海管防腐剂在一定程度上能够降低海管腐蚀速率；(5)海管旁路式内腐蚀监测系统是对挂片等监测方法的极大改进，恢复海管旁路式内腐蚀监测系统旁通功能并及时进行海管沉积物分析与探针更换等工作。