高大義 孫吉星 李 敏

（中海油常州涂料化工研究院有限公司，江蘇 常州 213016）

0 引言

2018年7月，某海上油田B14井因流程管線P4段三通處腐蝕泄漏而關(guān)停，經(jīng)查閱相關(guān)資料得知，B14井P4段系2016年初預(yù)制，安裝使用時間1年左右已出現(xiàn)穿孔泄漏。針對該管段穿孔泄漏的原因，分析可能有兩方面的因素：涂層質(zhì)量不過關(guān)或者三通質(zhì)量存在問題。本文針對這兩個原因進(jìn)行檢測分析，以協(xié)助油田找出問題的根本原因，為后續(xù)管線制作提供質(zhì)量保障辦法。

1 現(xiàn)場腐蝕工況

失效三通照片如圖1所示。

圖1 B14井P4段三通整體形貌

為分析腐蝕泄漏原因，搜集了該平臺B14井自2016年1月至2018年7月的單井日報。從日報中可以看到：

該井井口溫度穩(wěn)定在85℃左右。

井口壓力從2016年初的1.1MPa逐漸降低，2017年至2018年7月在0.3～0.5MPa。

產(chǎn)液量從2016年初的14150bbl/d，至2018年7月產(chǎn)液量已降為4610bbl/d，根據(jù)P4段三通加工資料，得知該三通管徑為6”，根據(jù)以上產(chǎn)液量計算所得的流速分別為1.5m/s和0.47m/s。

該井含水率自2016年初一直在96%以上，且該井基本不產(chǎn)氣。

該油田CO2含量平均為26.4%，未檢測出H2S。根據(jù)該油田一級生產(chǎn)分離器水樣分析結(jié)果，可知油田地層水氯離子含量為21094mg/L，pH值為7.00，為氯化鈣水型。

據(jù)收集到的資料分析腐蝕因素，平臺主要腐蝕因素為高溫、高CO2分壓和高含水率。

2 材質(zhì)分析

2.1 材質(zhì)化學(xué)成分分析取樣

從穿孔失效三通管體上未明顯腐蝕和腐蝕泄漏處分別取樣，用于開展材質(zhì)化學(xué)成分分析，進(jìn)行對比分析，取樣點位置如圖2所示。

圖2 B14井P4段三通2處取樣點示意圖

2.2 材質(zhì)化學(xué)成分分析

利用Baird Spectrovac2000直讀光譜儀檢測其化學(xué)成分，得出三通不同取樣部位的化學(xué)成分分析結(jié)果，如表1所示。

結(jié)果表明該段三通化學(xué)成分含量符合ASTM A234 / A234M-18[1]標(biāo)準(zhǔn)要求，結(jié)合該三通本體切割斷面非常齊整，未見明顯腐蝕減薄的情況，如圖3所示，判斷三通材質(zhì)存在問題的可能性不大，因此未進(jìn)一步開展力學(xué)測試、金相顯微組織測試等材質(zhì)性能方面的檢測。

表1 B14井P4段三通化學(xué)成分分析

圖3 B14井P4段三通切割斷面狀態(tài)

3 腐蝕失效原因分析

該平臺生產(chǎn)工藝流程的管線目前均采取內(nèi)涂防腐技術(shù)，不再另外加入緩蝕劑防腐。因此內(nèi)防腐涂層的質(zhì)量對確保防腐效果非常關(guān)鍵。

為了評估內(nèi)防腐涂層破損情況下腐蝕程度，利用動態(tài)高溫高壓釜模擬現(xiàn)場腐蝕工況，開展了室內(nèi)實驗評估。

3.1 實驗方法

參照標(biāo)準(zhǔn)：

（1）ASTM G170-06 Standard Guide for Evaluating and Qualifying Oilfield and Refinery Corrosion Inhibitors in the Laboratory；

（2）Q/HS 2064-2011海上油氣田生產(chǎn)工藝系統(tǒng)內(nèi)腐蝕控制及效果評價要求。

采用室內(nèi)動態(tài)高溫高壓腐蝕評價釜進(jìn)行評價。

3.2 實驗材質(zhì)

腐蝕試片與現(xiàn)場管材一致，尺寸為40mm×13.1mm×2.10mm，各腐蝕試片的幾何尺寸和表面處理狀態(tài)保持一致。加工精度±0.1mm。

3.3 實驗設(shè)備

利用高溫高壓腐蝕評價釜對該項目進(jìn)行相關(guān)評價，該評價釜能有效地模擬油田現(xiàn)場的高溫高壓腐蝕環(huán)境，評價材質(zhì)在動態(tài)高溫高壓條件下的腐蝕情況。

圖4 實驗用動態(tài)高溫高壓腐蝕評價釜

3.4 實驗條件

實驗條件根據(jù)現(xiàn)場腐蝕工況變化范圍而定，根據(jù)不同生產(chǎn)時期壓力和流速的不同，設(shè)定3組典型腐蝕實驗條件，如表2所示。

表2 西江302平臺B14井P4段室內(nèi)腐蝕評估實驗條件

下面表3中給出了該平臺B14井P4段不同生產(chǎn)時期典型腐蝕工況下的室內(nèi)評估腐蝕速率。

從表3可以看到，即使在總壓僅有0.3MPa的情況下，由于CO2含量較高，碳鋼材質(zhì)管壁直接暴露于單井腐蝕工況下，7天內(nèi)均勻腐蝕速率可達(dá)43mpy，根據(jù)表4的內(nèi)腐蝕分級已屬于嚴(yán)重腐蝕。

值得注意的是，以上計算和評估僅僅是針對碳鋼材質(zhì)在腐蝕工況下所發(fā)生的均勻腐蝕計算結(jié)果，而根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)：在60～110℃范圍，CO2腐蝕產(chǎn)物膜厚而松，結(jié)晶粗大，不均勻，易破損，所以局部點蝕嚴(yán)重[2]。高濃度Cl-的存在不僅會破壞鋼表面腐蝕產(chǎn)物膜或阻礙產(chǎn)物膜的形成，還會進(jìn)一步促進(jìn)產(chǎn)物膜下鋼的點腐蝕[3]。

另外， B14井P4段三通本身存在的兩個特點導(dǎo)致容易發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕。

表3 B14井P4段腐蝕速率計算結(jié)果

表4 Q/HS2064-2011生產(chǎn)設(shè)備及管道的內(nèi)腐蝕程度劃分

（1）管壁采取內(nèi)涂層防腐工藝，一旦內(nèi)涂局部破損，易導(dǎo)致嚴(yán)重局部腐蝕

內(nèi)涂層的作用主要是物理阻隔作用，將金屬基體與內(nèi)腐蝕環(huán)境分離，從而避免內(nèi)壁材質(zhì)發(fā)生腐蝕。但是如果在施工和運行過程中內(nèi)涂層局部小面積破損，使金屬暴露于腐蝕環(huán)境中，而涂層大部分仍完整，從而形成“小陽極-大陰極”的效應(yīng)，破損處暴露出的碳鋼基體就會發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕，腐蝕速率可能會比常規(guī)均勻腐蝕速率高幾倍，甚至幾十倍；

圖5 P4段三通部分內(nèi)涂層剝開后基材和內(nèi)涂層表面狀態(tài)

（2）三通部位特殊結(jié)構(gòu)，易導(dǎo)致沖刷腐蝕

沖刷腐蝕（或稱沖蝕、磨耗腐蝕）是金屬表面與腐蝕流體之間由于高速相對運動引起的金屬損傷，是流體的沖刷與腐蝕協(xié)同作用的結(jié)果。它常發(fā)生在油氣生產(chǎn)與集輸、石油化工、能源等領(lǐng)域的各種管道及過流部件，如彎頭、肘管、三通、泵、閥等暴露在運動流體中的各種金屬及合金上。受到?jīng)_刷腐蝕的金屬表面往往呈現(xiàn)溝槽、凹谷、馬蹄形狀，且與流向有明顯的依存關(guān)系，表面光亮并無腐蝕產(chǎn)物積存。從圖5中P4段三通內(nèi)部腐蝕狀態(tài)可以看到，符合沖刷腐蝕的特征。

4 結(jié)論及建議

綜合上述測試和研究過程，初步判斷該海上油田B14井P4段三通腐蝕穿孔的主要原因不在于材質(zhì)本身，主要是由于內(nèi)涂層破損導(dǎo)致的 “小陽極-大陰極”加速腐蝕效應(yīng)，高溫、高CO2分壓、高含水率惡劣腐蝕環(huán)境，以及三通部位的沖刷腐蝕的聯(lián)合作用所導(dǎo)致。

基于以上原因分析，為避免此類情況的再次發(fā)生，建議今后加強內(nèi)涂質(zhì)量全流程質(zhì)量管控，從施工前的表面處理，到施工過程，再到涂裝完成后的質(zhì)量檢驗，均應(yīng)嚴(yán)格要求，確保涂層質(zhì)量的均一。