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摘要：在海洋油气开采中，确保海底管道安全极为关键。聚焦于南海北部湾地区某混输海管的内腐蚀问题，通过分析内检测数据、腐蚀产物，发现CO2、H2S、微生物活动、垢下腐蚀以及氧气腐蚀等多重因素对管道造成内腐蚀，提出了一系列腐蚀控制措施，包括微生物抑制、CO2和H2S监测处理、缓蚀剂和防垢剂的精细化管理，腐蚀问题得到改善。
关键词：混输海管；内腐蚀；腐蚀原因；腐蚀管控；内检测数据
0引言
此海管由于为多相混输海管，由于输送介质的复杂性和流动特性，导致海管面临严重的腐蚀问题[1]。本研究以南海北部湾地区某混输海管为研究对象，基于内检测数据进行综合分析内腐蚀原因，并提出相应的腐蚀管控措施，延长管道使用寿命，而且对于提高海底管道的安全管理水平具有重要的实际应用价值。
1海管状况概述
1.1海管基本信息
此混输海管连接上游油田和本油田外输，于2015年投产，为双层保温管，长度为13.1 km，内管壁厚为15.9 mm，内管内径为374.6 mm，设计寿命为25 a。海管的基础信息，如表1所示。
腐蚀挂片被安装于16寸横管段12点钟方向，与物流方向垂直。此混输海管最近一次现场腐蚀挂片数据，如表2所示。
1.2海管内检测结果
2021年海管进行内检测，检测出10%以上缺陷9 260处，其中9 258处内部腐蚀缺陷，2处制造缺陷。腐蚀缺陷最深为59%（指腐蚀缺陷深度与管壁厚的比值，下同），里程位于0.939 m，排除干扰因素，平管段内腐蚀缺陷最深为38%，里程位于6 512.513m。金属损失深度分布，如图1所示。
检测发现平管段内腐蚀缺陷沿程均有分布，主要分布在管道03：00—09：00位置，无明显集中在焊缝附近趋势，金属损失时钟分布，如图2所示。
1.3海管运行情况
海管运行开始，入口温度为74℃,出口温度为71℃;入口压力为3.0 MPa，出口压力为2.15 MPa。由于该油田钻井、采油生产同时进行，产量逐年递增，产液量由9 070 m3/d上升至11 620 m3/d，产气量逐渐增至60 559 m3/d；海管的含水率从最初的15%降至约77.6%。管道内液体流速介于6.28~8.05 m/s，平均为7.14 m/s，且已注入缓蚀剂和阻垢剂。
1.4海管清管情况
此混输海管自投用以来，根据生产情况，每月按时清管，具体清管数据情况，如表3所示。
2海管内腐蚀的原因分析
此油气混输海管垢样分析中，各元素含量分别为：w（Fe）=31.76%、w（O）=34.0%、w（C）=8.0%、w（S）=5.6%、w（Ca）=1.15%、w（Mn）=0.22%、w（Zn）=0.22%及少量Si、Al元素。无机物主要成分为FeCO3、Fe3O4。其海管腐蚀主要原因有以下几点：
2.1 CO2/H2S腐蚀
海管自投用来，随着产量的增加，海管进口CO2和H2S的含量逐渐上升[2]，其中CO2的体积分数为0.85%~3.67%，分压约为0.10 MPa，H2S的体积分数约为0.7%。CO2和H2S溶于水呈酸性，会引起管道迅速的全面和局部腐蚀，具体影响如图3所示。同时修井作业的返排液显示为酸性，现场直接泵入混输海管，加剧混输海管的腐蚀。
2.2微生物腐蚀
现场对该油田取样并进行富集培养，发现SRB在60℃下生长最好。在86℃时，接种了SRB的细菌测试瓶始终未变黑，也未检测到菌量，具体如图4所示。因此，说明该油田SRB菌种在86℃以上温度不能生长繁殖，而温度在50~80℃范围内，对SRB的生长较为有利，该混输海管的运行温度极易适合SRB生长。鉴于此，该混合输送管道的运行温度非常有可能促进SRB的生长。
SRB细菌产生的硫化氢严重腐蚀金属，其生成的硫化铁可导致管线堵塞。此外，腐生菌和铁细菌在代谢过程中不仅加剧设备腐蚀，还可能增加水中悬浮固体，引起堵塞和产能下降。
2.3垢下腐蚀
从海管的清管数据发现，每次清管都有一定的杂质，同时定期对现场腐蚀旁路检测，发现旁路管壁存在一定的腐蚀垢和油泥垢。管道输送介质有固体颗粒、淤泥、砂粒等，这些介质会在管道底部沉积。当这些沉积物与管道内壁接触时，会在其下方形成局部的腐蚀环境，导致金属表面的加速腐蚀。同时通过ECE结垢预测，如图5所示，因此该油气混输海管存在一定垢下腐蚀。
2.4药剂
缓蚀剂通过物理和化学吸附在管道内壁形成保护膜，有效减缓由CO2、H2S等腐蚀性介质引起的电化学腐蚀。同时，防垢剂则通过阻止无机盐类沉积物的形成，降低垢下腐蚀风险，保持管道内壁的清洁，从而维护海管的完整性和延长其使用寿命。药剂用量不足，会加速金属腐蚀；过多，有可能造成效果降低。现场通过对腐蚀挂片监测发现，缓蚀剂和阻垢剂注入点距离约0.3 m，极易引起两种药剂相互作用，造成药剂失效，无法发挥药剂的作用。
2.5海水腐蚀
在油气混输海管系统中，海水腐蚀是一个重要的腐蚀因素。溶解在海水中的氧气会促进金属管道的电化学腐蚀过程，特别是在有酸性气体如CO2和H2S存在的条件下，与水反应形成酸性环境，进一步加速了金属的腐蚀速率。此区域海水中氧气体积分数约0.6%~0.8%，受台风的影响，现场使用未经过脱氧处理的海水进行混输海管扫线置换时，大量的溶解氧进入混输海管，加剧海管的内腐蚀。
3海管内腐蚀的控制措施
通过对海管内检测等相关数据统计分析，管道的最大点蚀速度约为1.659 mm/a。依据NACE-SP0106标准[3]，将碳钢管道的内部腐蚀速率与标准进行比较，此海管点蚀严重，为防止腐蚀继续加剧，针对此海管的具体控制措施如下：
3.1微生物方面
由于海管中的沉积物为细菌繁殖创造良好条件[4]，同时现场发现由于清管球扰动后，SRB量会形成一个波峰值，随即每周六定期冲击向管道中注入200L经过筛选的微生物抑制剂，SRB值会恢复至极小的量值。具体效果如图6所示。
3.2 CO2、H2S方面
每两个月检测一次海管进出口的CO2和H2S含量，以实时掌握气体含量变化。同时监测CO2和H2S的分压，评估腐蚀风险。监测海管进出口的pH值，以评估介质的酸碱性。特别是在修井作业时井底返排的酸性液，通过实时监测管道内pH值，采取加碱等化学调节手段中和管道内的酸性环境。同时测量Fe离子等检测CO2、H2S以及由它们引起的腐蚀相关因子。清管是一种有效的降低海管内腐蚀方式[5]，定期清管（如带有传感器的泡沫球或聚氨酯清管器等）进行管道内部清洁，以去除腐蚀产物和沉积物，减少垢下腐蚀的风险。
3.3综合措施方面
利用先进的腐蚀监测技术（如电阻探针、腐蚀旁路、挂片等），实时数据分析，对管道腐蚀状态进行实时监控和评估。同时优化调整工艺参数，如流速、温度和压力，降低混输管水的含量。
3.4海水腐蚀方面
避台扫线时，注入脱氧剂和杀菌剂控制海水中的溶解氧、细菌含量等关键参数，确保水质参数在控制范围内。
经过一系列的治理措施执行一年后，混输海管的腐蚀情况得到改善，具体数据如表4所示。
4结语
本文通过对南海北部湾地区某混输海管的内检测数据进行分析，揭示了海管内腐蚀的主要原因，并提出了相应的控制措施。研究结果表明，通过科学的腐蚀原因分析和有效的腐蚀控制策略，可以显著降低海管的腐蚀速率，延长其使用寿命。未来将进一步探索更多创新的腐蚀控制技术，以适应日益复杂的海洋油气开发环境。
参考文献
[1]臧国军.油气管道段塞流腐蚀机理与内防腐技术研究[D].成都：西南石油学院，2003
[2]熊相军.油气水三相混输海底管道腐蚀机理研究及防护对策[J].化工管理，2021（16）：148-149
[3]Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines:NACE SP0208(2008)[S].2008.
[4]闫化云，樊荣兴，仲华.海上油气田腐蚀失效分析[M].北京：中国石化出版社，2017.
[5]肖治国，李成钢.海底管道清管技术研究[J].中国石油和化工标准与质量，2013，33（14）：109.后台-系统设置-扩展变量-手机广告位-内容正文底部 -
本文标签：
基于内检测数据的油气混输海管内腐蚀原因分析及控制论文
人参与 2025-04-03 10:38:17 分类 : 理学 点这评论 作者：团论文网 来源：https://www.tuanlunwen.com/
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