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摘要：海洋采油平台井口管道是腐蚀高发部位，一旦出现井口管道腐蚀失效现象，那么后果不堪设想。本文首先分析了海洋石油采油平台腐蚀特点，阐述了海洋石油采油平台井口管道的布置设计，同时，以某一实例为例，就海洋石油平台井口管道腐蚀失效进行研究。
关键词：海洋石油平台；井口管道；腐蚀失效
【分类号】：TE985
1. 前言
海洋采油平台是安装于海上的油气处理厂，因其特殊的地理位置，在设计、安装及生产等各方面的风险都远高于陆上，因此保证平台工艺生产设施的安全可靠是设计的关键。在平台的管道设计中，与井口采油树相连接的管道布置在井口区，该区域属一类一级危险区，为保证管道安全可靠，其布置设计有特殊的要求。井口管道用于输送从井口流出的原油或天然气，是平台生产输送的源头，因其与采油树连接，输送介质高温、高压且易燃，因此完成其设计将不仅仅是实现简单的连接，非常重要的一个工作是管道安全性能评估，使其受力在安全要求范围内，而海洋采油平台井口管道是腐蚀高发部位，一旦出现井口管道腐蚀失效现象，那么后果不堪设想。
2. 海洋石油采油平台腐蚀特点
海洋石油采油平台是在海上长期固定于一地，从事采油生产和钻探的人工岛，它比船舶相比，受到的腐蚀更为严重。
（1）海洋石油采油平台体积庞大，结构复杂，除了半潜式平台外，其余类型的海洋石油采油平台一般都要从海底伸到几十米的高空，不单单受到海水和海洋大气的腐蚀，还遭受海泥、潮汐、海水飞溅的影响，特别是海水飞溅区对于海洋石油采油平台造成的腐蚀极大。如在海泥区中， 因厌氧硫酸菌藏匿于细粉沙软泥和粘土中而导致海洋平台的钢材腐蚀速率加快，同时又由于很多海洋平台都处于浅海区域，陆地污染物会排入到浅海区域中，从而导致钢材腐蚀速率进一步加快，腐蚀也变得较为复杂。如果海洋平台的海泥区是处于浅海区域，那么就会由于氧浓差电池作用而导致埋在海底部分的海管和桩腿加快腐蚀。如果海洋平台的海泥区是处于深海区域，那么会由于深海区域氧气较少，不易产生氧化反应而导致腐蚀速率较低。
（2）海洋石油采油平台的甲板以下结构部分，很多都是采用的管桩式结构， 部位集中，焊接结点多，不易于进行防腐保护。同时海洋石油采油平台最易产生严重腐蚀的部位就是焊接结点部位， 这些结点除有应力集中外，还有焊接缺陷、焊接残余应力等缺陷，在加上焊接节点形状复杂，一直以来都是平台上的高应力区，应该特别重视。
（3）海洋石油采油平台的作业区域都是在外海海域，远离港口，由于没有港口设施，如防浪堤坝的保护，所以，要不间断地承受潮流、海浪、海风的作用，有些甚至还经常遭到地震、浮冰、狂浪、暴风的袭击。海洋石油采油平台的飞溅区和潮差区由于长期受到潮流和风浪的作用导致平台腐蚀加剧，如果再有外来的冲击力作用，那么这些部位就很容易出现腐蚀疲劳破坏和应力腐蚀，整个区域往往会有深度大于2mm以上的蚀坑，严重影响到海洋平台的力学性能。
3. 海洋石油采油平台井口管道的布置设计
通常，井口油嘴下游管道布置遵循以下的基本原则：
（1）油嘴下游出油管道在10倍于公称直径的长度范围内，流体方向不应有突然的变化，以减少由于高速流动造成的冲击；
（2）通向管汇的管道宜短不宜长，但考虑采油树受热产生向上的位移的影响，布置须适当考虑位移应力的存在而调整布置。
（3）考虑到井口介质含砂等杂质对管道的冲蚀，一般要求油嘴出口第一个拐弯处需采用三通加盲法兰。
4.实例分析
4.1 概况
某采油平台A06H井油嘴出口管道缩颈变径处焊缝发生穿孔。产出液中水的质量分数约为80%，伴生气质量分数很小，气相中CO的摩尔分数为60%，另外还有微量H2S。生产流速为2.7～3.8m/s，井口温度约85℃，油嘴压降约0.619MPa。管道设计壁厚8.56mm。
4.2宏观检查
将失效管道从缩颈变径处切割后沿纵向剖开，为便于观察，对一侧进行油污清洗。检查发现，在焊缝两侧各有一道沿圆周的腐蚀沟，焊缝两端沟槽最薄处为2.0mm，蚀孔在焊缝与缩颈变径管母材之间沟槽内，直径约6.1mm，管段内壁呈现马蹄状相连腐蚀形态，蚀谷光滑且无腐蚀产物附着。壁厚逆流动方向明显减薄，直管段最薄处为3.1mm。蚀孔已经现场钻孔堵漏处理，无腐蚀产物附着。
4.3化学成分分析
对A06井失效管段分别取焊缝部位、缩颈变径管部位和直管段部位进行化学成分分析，结果表明，A06H井腐蚀失效管段的母材、焊缝金属和缩颈变径管母材的化学成分均符合API5LB化学成分要求。
4.4 金相组织分析
对A06H井失效管段分别取焊缝部位、缩颈变径管部位和直管段部位进行金相组织分析，可以看出，焊缝金属、缩颈变径和直管段母材均含有较多夹杂，金相组织由铁素体加珠光体组成。
4.5 微观形貌与能谱分析
对失效管段内壁的焊缝部位、焊缝上部管壁减薄部位和上部管段较平整部位的表面腐蚀产物进行SEM和EDS分析，结果发现焊缝沟槽及其相连减薄管段母材腐蚀严重布满腐蚀产物且结构疏松；距焊缝越远，表面相对越平整，腐蚀产物结构也相对致密和均匀EDS分析结果表明管内壁各处成分基本相同，腐蚀产物中含大量Fe，Cl，Na，Mg，Ca，S，C和O等元素。
4.6 腐蚀原因分析
（1）由于失效管段下部与油嘴出口垂直相连，井下流体在经过油嘴时，压力骤降（约0.69MPa），流速上升，形成紊流。一方面溶解在液相中的伴生气会释放出来，导致气泡形核、长大和溃灭，引起管壁空泡腐蚀；另一方面油嘴节流憋压喷出的流体冲刷周围附近的管壁，将CO2和H2S形成的腐蚀产物从管壁上不断剥离下来，形成下部管内壁沟槽和马蹄形蚀坑等规则的腐蚀形貌，表面光滑且无腐蚀产物积存，与流向有明显的依存关系，是一种典型的冲刷腐蚀形貌。
（2）与常见的冲刷腐蚀不同，其蚀坑方向与普通冲刷腐蚀蚀坑方向相反，这与紊流的作用密不可分。在流体力学中常采用雷诺数（Re）判别流态。Re为3000-4000时，除了在邻近管壁的极小区域外，均已发展为紊流。在邻近管壁的极小区域存在着很薄的层流底层，厚度为6。管中心部分称为紊流核心。在紊流核心与层流底层之间还存在一个由层流到紊流的过渡层。
当紊流流速增大时，层流底层逐渐变薄，管壁粗糙突起高度K远远大于6，粗糙突起高度几乎全部暴露在紊流核心中。在紊流产生的扰动作用下，管壁也逐渐减薄，呈现沟槽、凹谷和马蹄形状，表面光滑无腐蚀产物附着，但方向与普通冲刷腐蚀蚀坑方向相反。
形成紊流区有一定区域范围，这与工作压力密切相关，随着流体压力变化的减缓和流速的逐渐减低，上部管壁遭受的冲刷作用减轻。这也是上部管段有FeCO3和少量FeS腐蚀产物附着的原因。
（3）根据电偶腐蚀试验结果得出，焊缝金属和直管段母材及缩颈变径管母材直接偶接均会产生电偶腐蚀。结合CO2和H2S等腐蚀介质的存在和紊流冲刷腐蚀几种原因叠加，造成焊缝附近腐蚀沟槽和蚀孔泄漏。
5.结语
为了有效地减轻和避免海洋石油平台井口管道腐蚀失效，应综合考虑具体的技术管理、经济性、可靠性、环境条件、结构部位、使用年限等情况，达到对海洋石油平台井口管道长期保护的目的。
参考文献：
[1] 梁亚宁. 大口径输油管道腐蚀及防腐层失效分析[J]. 科学技术与工程 ， 2010，（32）
[2] 王通. 埋地管道防腐保温层组合检测技术分析[J]. 管道技术与设备. 2011（02）
关键词：海洋石油平台；井口管道；腐蚀失效
【分类号】：TE985
1. 前言
海洋采油平台是安装于海上的油气处理厂，因其特殊的地理位置，在设计、安装及生产等各方面的风险都远高于陆上，因此保证平台工艺生产设施的安全可靠是设计的关键。在平台的管道设计中，与井口采油树相连接的管道布置在井口区，该区域属一类一级危险区，为保证管道安全可靠，其布置设计有特殊的要求。井口管道用于输送从井口流出的原油或天然气，是平台生产输送的源头，因其与采油树连接，输送介质高温、高压且易燃，因此完成其设计将不仅仅是实现简单的连接，非常重要的一个工作是管道安全性能评估，使其受力在安全要求范围内，而海洋采油平台井口管道是腐蚀高发部位，一旦出现井口管道腐蚀失效现象，那么后果不堪设想。
2. 海洋石油采油平台腐蚀特点
海洋石油采油平台是在海上长期固定于一地，从事采油生产和钻探的人工岛，它比船舶相比，受到的腐蚀更为严重。
（1）海洋石油采油平台体积庞大，结构复杂，除了半潜式平台外，其余类型的海洋石油采油平台一般都要从海底伸到几十米的高空，不单单受到海水和海洋大气的腐蚀，还遭受海泥、潮汐、海水飞溅的影响，特别是海水飞溅区对于海洋石油采油平台造成的腐蚀极大。如在海泥区中， 因厌氧硫酸菌藏匿于细粉沙软泥和粘土中而导致海洋平台的钢材腐蚀速率加快，同时又由于很多海洋平台都处于浅海区域，陆地污染物会排入到浅海区域中，从而导致钢材腐蚀速率进一步加快，腐蚀也变得较为复杂。如果海洋平台的海泥区是处于浅海区域，那么就会由于氧浓差电池作用而导致埋在海底部分的海管和桩腿加快腐蚀。如果海洋平台的海泥区是处于深海区域，那么会由于深海区域氧气较少，不易产生氧化反应而导致腐蚀速率较低。
（2）海洋石油采油平台的甲板以下结构部分，很多都是采用的管桩式结构， 部位集中，焊接结点多，不易于进行防腐保护。同时海洋石油采油平台最易产生严重腐蚀的部位就是焊接结点部位， 这些结点除有应力集中外，还有焊接缺陷、焊接残余应力等缺陷，在加上焊接节点形状复杂，一直以来都是平台上的高应力区，应该特别重视。
（3）海洋石油采油平台的作业区域都是在外海海域，远离港口，由于没有港口设施，如防浪堤坝的保护，所以，要不间断地承受潮流、海浪、海风的作用，有些甚至还经常遭到地震、浮冰、狂浪、暴风的袭击。海洋石油采油平台的飞溅区和潮差区由于长期受到潮流和风浪的作用导致平台腐蚀加剧，如果再有外来的冲击力作用，那么这些部位就很容易出现腐蚀疲劳破坏和应力腐蚀，整个区域往往会有深度大于2mm以上的蚀坑，严重影响到海洋平台的力学性能。
3. 海洋石油采油平台井口管道的布置设计
通常，井口油嘴下游管道布置遵循以下的基本原则：
（1）油嘴下游出油管道在10倍于公称直径的长度范围内，流体方向不应有突然的变化，以减少由于高速流动造成的冲击；
（2）通向管汇的管道宜短不宜长，但考虑采油树受热产生向上的位移的影响，布置须适当考虑位移应力的存在而调整布置。
（3）考虑到井口介质含砂等杂质对管道的冲蚀，一般要求油嘴出口第一个拐弯处需采用三通加盲法兰。
4.实例分析
4.1 概况
某采油平台A06H井油嘴出口管道缩颈变径处焊缝发生穿孔。产出液中水的质量分数约为80%，伴生气质量分数很小，气相中CO的摩尔分数为60%，另外还有微量H2S。生产流速为2.7～3.8m/s，井口温度约85℃，油嘴压降约0.619MPa。管道设计壁厚8.56mm。
4.2宏观检查
将失效管道从缩颈变径处切割后沿纵向剖开，为便于观察，对一侧进行油污清洗。检查发现，在焊缝两侧各有一道沿圆周的腐蚀沟，焊缝两端沟槽最薄处为2.0mm，蚀孔在焊缝与缩颈变径管母材之间沟槽内，直径约6.1mm，管段内壁呈现马蹄状相连腐蚀形态，蚀谷光滑且无腐蚀产物附着。壁厚逆流动方向明显减薄，直管段最薄处为3.1mm。蚀孔已经现场钻孔堵漏处理，无腐蚀产物附着。
4.3化学成分分析
对A06井失效管段分别取焊缝部位、缩颈变径管部位和直管段部位进行化学成分分析，结果表明，A06H井腐蚀失效管段的母材、焊缝金属和缩颈变径管母材的化学成分均符合API5LB化学成分要求。
4.4 金相组织分析
对A06H井失效管段分别取焊缝部位、缩颈变径管部位和直管段部位进行金相组织分析，可以看出，焊缝金属、缩颈变径和直管段母材均含有较多夹杂，金相组织由铁素体加珠光体组成。
4.5 微观形貌与能谱分析
对失效管段内壁的焊缝部位、焊缝上部管壁减薄部位和上部管段较平整部位的表面腐蚀产物进行SEM和EDS分析，结果发现焊缝沟槽及其相连减薄管段母材腐蚀严重布满腐蚀产物且结构疏松；距焊缝越远，表面相对越平整，腐蚀产物结构也相对致密和均匀EDS分析结果表明管内壁各处成分基本相同，腐蚀产物中含大量Fe，Cl，Na，Mg，Ca，S，C和O等元素。
4.6 腐蚀原因分析
（1）由于失效管段下部与油嘴出口垂直相连，井下流体在经过油嘴时，压力骤降（约0.69MPa），流速上升，形成紊流。一方面溶解在液相中的伴生气会释放出来，导致气泡形核、长大和溃灭，引起管壁空泡腐蚀；另一方面油嘴节流憋压喷出的流体冲刷周围附近的管壁，将CO2和H2S形成的腐蚀产物从管壁上不断剥离下来，形成下部管内壁沟槽和马蹄形蚀坑等规则的腐蚀形貌，表面光滑且无腐蚀产物积存，与流向有明显的依存关系，是一种典型的冲刷腐蚀形貌。
（2）与常见的冲刷腐蚀不同，其蚀坑方向与普通冲刷腐蚀蚀坑方向相反，这与紊流的作用密不可分。在流体力学中常采用雷诺数（Re）判别流态。Re为3000-4000时，除了在邻近管壁的极小区域外，均已发展为紊流。在邻近管壁的极小区域存在着很薄的层流底层，厚度为6。管中心部分称为紊流核心。在紊流核心与层流底层之间还存在一个由层流到紊流的过渡层。
当紊流流速增大时，层流底层逐渐变薄，管壁粗糙突起高度K远远大于6，粗糙突起高度几乎全部暴露在紊流核心中。在紊流产生的扰动作用下，管壁也逐渐减薄，呈现沟槽、凹谷和马蹄形状，表面光滑无腐蚀产物附着，但方向与普通冲刷腐蚀蚀坑方向相反。
形成紊流区有一定区域范围，这与工作压力密切相关，随着流体压力变化的减缓和流速的逐渐减低，上部管壁遭受的冲刷作用减轻。这也是上部管段有FeCO3和少量FeS腐蚀产物附着的原因。
（3）根据电偶腐蚀试验结果得出，焊缝金属和直管段母材及缩颈变径管母材直接偶接均会产生电偶腐蚀。结合CO2和H2S等腐蚀介质的存在和紊流冲刷腐蚀几种原因叠加，造成焊缝附近腐蚀沟槽和蚀孔泄漏。
5.结语
为了有效地减轻和避免海洋石油平台井口管道腐蚀失效，应综合考虑具体的技术管理、经济性、可靠性、环境条件、结构部位、使用年限等情况，达到对海洋石油平台井口管道长期保护的目的。
参考文献：
[1] 梁亚宁. 大口径输油管道腐蚀及防腐层失效分析[J]. 科学技术与工程 ， 2010，（32）
[2] 王通. 埋地管道防腐保温层组合检测技术分析[J]. 管道技术与设备. 2011（02）