海洋平台生产系统腐蚀研究

第２８卷第４期　２０１３年Ｏ８月　中国海洋平台　ＣＨＩＮＡ　０ＦＦＳＨ０ＲＥ　ＰＬＡＴＦ０ＲＭ　Ｖｏ１．２８　Ｎｏ．４　Ａｕｇ．，２０ｉ３　

文章编号：１００１—４５００（２０１３）０４－００５３—０４　

海洋平台生产系统腐蚀研究　

刘昕宇，李　

（中国船级社海工审　晔，凌爱军　

图中心，天津３００４５７）　

摘　要：根据海洋平台生产系统腐蚀类型和海洋平台环境，介绍了几种常用防腐措施，包括合理选用生产　工艺流程、加缓蚀剂抑制腐蚀、选用耐腐蚀合金材料、利用涂层保护等，为海洋平台防腐保护技术研究提供参　考。　关键词：腐蚀机理；二氧化碳腐蚀；硫化氢腐蚀；防腐措施　中图分类号：ＴＥ５４　文献标识码：Ａ　

Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｉｎ　Ｏｆｆｓｈｏｒｅ　Ｐｌａｔｆｏｒｍｓ　

ＬＩＵ　Ｘｉｎ—ｙｕ，ＬＩ　Ｙｅ，ＬＩＮＧ　Ａｉ－ｊｕｎ　

（Ｏｆｆｓｈｏｒｅ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｐｌａｎ　Ａｐｐｒｏｖａｌ　Ｃｅｎｔｅｒ　ｏｆ　ＣＣＳ，Ｔｉａｎｊｉｎ　３００４５７，Ｃｈｉｎａ）　

Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｃｃｏｒｄｉｎｇ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｔｙｐｅ　ａｎｄ　ｍａｒｉｎｅ　ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，ｔｈｅ　ｐａｐｅｒ　ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ　

ｓｅｖｅｒａｌ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ　Ｒｅａｓｏｎａｂｌｅ　ｓｅｌｅｃｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ　ｐｒｏｃｅｓｓ，　

ａｄｄｉｎｇ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ，Ｒｅａｓｏｎａｂｌｅ　ｓｅｌｅｃｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｒｅｓｉｓｔａｎｔ　ａｌｌｏｙ　ａｎｄ　

Ｃｏａｔｉｎｇ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　ｅｔｃ，ｗｈｉｃｈ　ｗｉｌｌ　ｐｒｏｖｉｄｅ　ｓｏｍｅ　ｒｅｆｅｒｅｎｃｅｓ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｆ　ｔｈｅ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　

ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｉｎ　ｏｆｆｓｈｏｒｅ　ｐｌａｔｆｏｒｍｓ．　

Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍ；ｃａｒｂｏｎ　ｄｉｏｘｉｄｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ；ｈｙｄｒｏｇｅｎ　ｓｕｌｆｉｄｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ；　

ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉ　ｏｎ　ｍｅａｓｔａｒｅｓ　

０　引言　

在海洋油气开采过程中，气体（如二氧化碳、硫化氢等）的存在，会对生产系统设备和管道有一定的腐蚀　

作用，严重的会导致管线和设备的泄漏、破裂等危害事故。平台生产系统因腐蚀造成破坏不仅给油、气田带　

来了经济损失，并直接影响了油、气田的稳产高产，所以在油田投产前，对油气田内腐蚀进行研究分析并采取　

相应的控制措施与手段，会给油田设备整个腐蚀控制及油、气田的产量的提升及开采成本的降低将起到非常　

积极作用。　

油气田生产系统腐蚀类型及机理　

根据海洋油气特点，海洋平台生产系统腐蚀主要受输送介质、设备管道布置以及材质的影响。平台生产　

系统腐蚀主要有以下几类：　

１．１二氧化碳腐蚀　

收稿日期：２０１１－１２—１４　作者简介：刘听字（１９７７一），男，工程师。

　・５４・　中国海洋平台　第２８卷第４期　

二氧化碳腐蚀是由于二氧化碳气体溶于水生成碳酸而引起电化学反应导致管线和设备发生腐蚀。二氧　

化碳水溶液对管线腐蚀存在多种不同形式，其腐蚀速度也不相同，可能出现的腐蚀类型是：均匀腐蚀、台面状　

腐蚀和局部腐蚀。二氧化碳对管道腐蚀受Ｎ－氧化碳浓度、温度、压力、离子、介质流速等的影响。　

通常认为，二氧化碳分压是二氧化碳腐蚀的直接影响因素。一般认为当二氧化碳分压低于Ｏ．０２１　ＭＰａ　

时，腐蚀可以忽略不记；当二氧化碳分压达到０．０２１　ＭＰａ时，腐蚀将要发生；当二氧化碳分压高于０．０２１　

ＭＰａ时，则应当采取适当的防腐蚀措施。一般当二氧化碳分压低于０．０５　ＭＰａ时，不存在点蚀造成的破坏。　

１．２硫化氢腐蚀　

硫化氢只有溶解在水中才会有腐蚀性，硫化氢在水中溶解度较高，引起的主要腐蚀类型有电化学失重腐　

蚀、氢鼓泡和氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等。硫化氢对管道腐蚀受到硫化氢浓度、ＰＨ值、温度、压力等的影　

响。　

根据标准，在Ｈ。Ｓ的分压低于Ｏ．３　ｋＰａＡ时，不需要考虑硫化氢应力裂纹。在Ｈ　Ｓ的分压大于等于０．３　

ｋＰａＡ时，需要考虑硫化氢应力裂纹，此时需要采用防硫化氢应力裂纹金属材料。　

１．３水　

对于油气生产系统的腐蚀评估，水的存在是关键因素。在干气物流操作井温度高于水露点和不存在游　

离水，物流中就不会产生腐蚀。然而如果水以游离状态存在，它能够溶解物流中的二氧化碳和硫化氢形成酸　

溶液导致几种形式的腐蚀。　

１．４工艺结垢　

海水和生产水的整个溶解盐处于较高水平，盐的溶解度与环境温度成反比，对于使用海水的系统和有潜　

在结垢介质的系统，应考虑使用除垢剂。通过暴露在水的最大表面温度可以评价结垢趋势。然而，尾箱冷却　

器和生产水冷却器，其表面温度可能超过６０￣Ｃ。在这种工况下，防垢剂可以不用选择高剂量和结垢可以通　

过增加海水流速防止。　

１．５海水系统　

海水系统是通过整体腐蚀和点蚀把碳钢腐蚀。含氧海水的碳钢腐蚀速率取决于含氧浓度、海水流速和　

环境温度。　

１．６微生物腐蚀　

环境温度是微生物活动关键性考虑因素，根据它们生长不同环境温度范围，微生有机物主要归为四类。　

这些类主要如下：　

（１）嗜冷菌（低温微生物）通常最适宜温度为１５℃或者更低，最小温度和最大温度分别为０￣Ｃ和２Ｏ℃。　

（２）嗜中温生物最小温度和最大温度分别为２Ｏ℃和４５℃。　

（３）嗜高温生物（喜热有机物）最小和最大温度分别为４５℃和８Ｏ℃。　

（４）极度嗜高温生物（极端喜热有机物）最适宜生长温度高于８Ｏ℃。　

在石油天然气工业中，嗜中温生物是与腐蚀问题有关的最大族群。在较高的操作温度下，如系统温度超　

过７５￣Ｃ，嗜中温生物不会对生产系统各部分的连续操作构成风险，在设计操作温度下通过海水带进系统的　

细菌仍然具有存活和繁殖的可能性。因此为了避免这种风险，海水进入系统前应进行严格预处理。　

１．７冲蚀　

冲蚀由流动工艺介质冲击材料表面而造成的一类磨损。冲蚀是一个复杂的问题。它通常由流动相态、　

流型、密度、颗粒含量、颗粒硬度、颗粒几何形状和流动腐蚀性等因素决定。　

避免冲蚀的主要方法使系统处于无固体颗粒系统，另一种方法是通过减少短半径弯头和其他促进湍流　

设施来减少系统发生冲蚀的可能性。根据ＡＰＩ　ＲＰ　１４Ｅ，冲蚀控制的基础应该设计碳钢系统的Ｃ值常取　

１２２，其他材料的设计值通常由业主提供。　

１．８奥氏体不锈钢的外部腐蚀和应力腐蚀开裂　

暴露在海洋环境不锈钢会遭受到两种形式的腐蚀：点蚀／裂缝腐蚀和氯化物应力腐蚀破裂（ＣＳＣＣ）。奥　第４期　刘昕宇，等海洋平台生产系统腐蚀研究　

氏体不锈钢中钼含量大于２．５　可以克服点蚀和裂缝腐蚀。　

当温度超过６Ｏ℃，奥氏体不锈钢就会发生氯化物应力腐蚀开裂。由于点蚀和机械产生应力的共同作用　

下，在温度低于２０℃时，３０４不锈钢已经被报道发生失效。２２　Ｃｒ双相不锈钢比３１６奥氏体不锈钢对氯化物　

应力腐蚀开裂具有更强的耐腐蚀性。　

１．９保温层下的腐蚀（ＣＵＩ）　

保温层下腐蚀是一种特殊形式的外部腐蚀，它给管线和设备提出了很大的风险，同时是引起工艺设备失　

效损坏的最大原因。当空气中水分进入到保温层和设备之间水时就会导致钢的腐蚀。由于不合适安装、机　

械损伤或者维修不到位使水渗入到保温层内部。因此建议对于管线和设备的人员保护不要使用保温层。在　

需要人员保护的地方，在系统周围安装典型３１６不锈钢金属网格。这样在消除保温层下腐蚀风险的同时提　

供人员防护。由于热损失考虑要求保温的地方，设计过程中应考虑工业规范的推荐作法。　

１．１０凝析相腐蚀　

在上部组块气相管线的上部（如蒸汽、燃料气等）会发生凝析相腐蚀。沿着管壁由于温度变化，在气体冷　

却地方会发生凝析相腐蚀，导致水的冷凝在管线顶部。　

１．１１　死管段和停滞区域的腐蚀　

死管段和停滞区域的腐蚀通常与湿碳氢化合物工艺处理过程有关系：　

（１）湿气系统通常由于水凝结和积聚在停滞区域和垂直的死管段会导致这种腐蚀。　

（２）湿油系统通常水沉积在停滞区域或垂直的死管段会导致此类腐蚀。　

这些区域的腐蚀会由于固体颗粒的聚集会加剧，在设计中一些区域需要考虑下列几点：　

（１）与仪表连接管线、正常不流动管线的三通、压力泄放阀等，不应该指向垂直以避免低点聚集。　

（２）靠重力自流的流动管线应该具有最小１：１００坡度。如果可能，容器设计成无停滞区域。　

２　腐蚀控制措施　

２．１正确选用工艺流程　

２．１．１　降低分压　

对于含有ＣＯ　的气田而言，ＣＯ　的分压可以通过公式（１）计算：　

Ｐｃ。。一—（ｍ—ｏｌｅ而￣／６ｏＣ一０２）×Ｐ　（１）　

式中：Ｐ为系统操作压力；Ｐｃｏ　为系统中ＣＯ　的分压。　

降低ＣＯ　分压，可以降低ＣＯ　的腐蚀速率。因此根据ＣＯ。的分压计算公式，两种途径可以降低ＣＯ　分　

压，一种为降低系统操作压力，即优化工艺流程，降低系统操作压力；一种为降低ＣＯ。摩尔百分含量，即脱除　

酸性气体。　

关于降低系统操作压力，常通过增加工艺设施，如在主工艺流程中增加分离器降低系统操作压力，进而　

降低系统操作压力，若其气体的含量不变，其中ＣＯ。的分压也随之降低，进而减缓腐蚀的发生。通常降低系　

统操作压力和脱除酸性气体是同时进行的。　

２．１．２脱除酸性气体　

降低腐蚀性气体分压的另一种方式为脱除腐蚀性气体，降低腐蚀性气体的含量，减缓系统腐蚀。如东方　

１—１终端、珠海终端脱碳流程和ＰＹ４—２／５—１改造流程，通过增加二级分离器，将腐蚀性气体ＣＯ　脱除出去，降　

低ＣＯ　的分压进而减缓系统设备的腐蚀。　

２．１．３脱水　

根据系统腐蚀机理，系统产生腐蚀的关键因素为系统含有游离水，如果系统内不含有游离水，腐蚀性气　

体ＣＯ　和Ｈ　Ｓ无法形成酸溶液，系统就不会发生腐蚀。因此在海上油气田开发工艺流程腐蚀控制中脱处　

游离水是常规流程。在脱水流程中，目前较为常用的是三甘醇脱水流程，如番禺气田、东方气田、乐东气田等