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流花16-2區(qū)域油田群工藝管線防腐方案分析

文檔作者：高奇文檔來源：中海石油(中國)有限公司深圳分公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2025年09月02日
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流花1 6—2區(qū)域油田群工藝管線防腐方案分析
高奇(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東深圳518000)
摘要：流花16—2區(qū)域油田群井下產(chǎn)出物中含有H：s和
co：，為了在工程設(shè)計階段確定合適的工藝管線防腐材料，工程
籌備組以實驗室模擬的腐蝕試驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，從技術(shù)和成本最
優(yōu)化的角度，對流花16—2區(qū)域油田群工藝管線防腐方案進行
了分析論證。
關(guān)鍵詞：流花16—2；工藝管線；防腐
流花16—2區(qū)域油田群位于中國南海珠江口盆地，距離香港
約240Km，早期方案中僅包括流花11—1三井區(qū)油田和流花16—
2油田，兩個油田相距33 Km，其中流花11—1三井區(qū)油田水深約
330m，流花16—2油田水深約400m。流花11—1油田井下產(chǎn)出物
中H：S含量高，流花16—2油田井下產(chǎn)出物中C02濃度大，在此
工況下，普通碳鋼工藝管線極易發(fā)生局部腐蝕穿孔，為了確定
流花16—2區(qū)域油田群工藝管線防腐選材，工程籌備組以實驗室
模擬的流花16—2區(qū)域油田群工藝管線腐蝕試驗結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)
合在役生產(chǎn)的流花油田老設(shè)施腐蝕失效評估報告以及南海東
部海域近年來管線防腐的成功經(jīng)驗，開展了流花16—2區(qū)域油田
群工藝管線防腐措施的論證工作，本著經(jīng)濟實用的原則，從防
腐措施的效果及成本兩方面進行了對比分析。
1流花16—2區(qū)域油田群工藝管線腐蝕機理
對于流花11—1三井區(qū)油田，井下產(chǎn)出物為典型的H2s、
C02及高礦化度水共存的腐蝕環(huán)境，腐蝕主要失效形式為點
蝕、坑蝕及穿孔。
對于LHl6—2油田，井下產(chǎn)出物中雖然不含Hzs，但符合高
cOz、高鹽和高溫特征，腐蝕主要失效形式為局部點蝕。
2流花16—2區(qū)域油田群工藝管線防腐選材評估
流花11—1三井區(qū)油田井下產(chǎn)出物屬HzS+C0z共存特性，依
據(jù)行業(yè)規(guī)范NAcE MR0175，普通碳鋼管材發(fā)生開裂的H：s臨界
分壓為0．3 Kpa，不銹鋼316L的推薦使用溫度不超過60。c，同時
CL一濃度和c0：分壓也是影響管線腐蝕的重要因素，基于目前國
際上成熟的HzS+C0：共存介質(zhì)工況下管線防腐選材評估標(biāo)準(zhǔn)，
對于LHll—1三井區(qū)油田而言，coz分壓大于20Kpa，H：s分壓大
于0．3Kpa，顯然選用普通碳鋼管材不適合工藝管線的防腐要
求，雙向不銹鋼管材是技術(shù)最優(yōu)選擇。
LHl6—2油田井下產(chǎn)出物屬高溫cO：+cL一共存特性，cO：分
壓大于20Kpa，極端操作工況溫度達11 00c，cL『濃度達2％，超過
了不銹鋼3 16L點蝕的最高溫度，普通碳鋼管線在此工況下也會
發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕。
3流花16—2區(qū)域油田群工藝管線腐蝕模擬試驗
結(jié)果
針對流花16—2區(qū)域油田群井下產(chǎn)出物特性，工程籌備組選
擇了裸A106B管材、106B+內(nèi)涂層、不銹鋼316L、雙向不銹鋼
2205、超級雙相不銹鋼2507共5種管線材料進行了720小時高
壓反應(yīng)釜模擬腐蝕試驗。
根據(jù)試驗結(jié)果，A106B碳鋼材料雖然可以抗Hzs開裂，但存
在明顯的腐蝕，結(jié)合目前在役的流花FPso工藝管線腐蝕失效
案例，如果裸A106B材料應(yīng)用于流花16—2區(qū)域油田群工藝管
線，存在局部點蝕穿孔的風(fēng)險；不銹鋼316L在110。C即發(fā)生點
蝕，這也和南海東部海域其它油田曾經(jīng)發(fā)生的不銹鋼點蝕穿孔
實例相吻和；106B+內(nèi)涂層、雙相不銹鋼2205及超級雙相不銹
鋼2507均可滿足流花16—2區(qū)域油田群工藝管線防腐要求。
4流花16—2區(qū)域油田群工藝管線防腐解決方案
基于腐蝕試驗結(jié)果，針對流花16—2區(qū)域油田群的工藝管線
防腐，推薦三種解決方案，即升級管線材料、管線內(nèi)涂層及添加
緩蝕劑。
(1)升級管線材料
升級管線材料作為最直接的防腐措施，是整個行業(yè)比較認(rèn)
可的方法，但成本壓力較大，通過對裸A106B、A106B+內(nèi)涂層、
2205、2507及316L等不同管線材料的成本分析，如果把管線材
料從A106B升級到雙相不銹鋼2205，其成本大約增加3倍，所
以本項目不推薦大面積采用升級管線材料的防腐方案。
(2)管線內(nèi)涂層
管線內(nèi)涂層防腐工藝早在1997年就在南海東部海域流花
油田首次使用，當(dāng)時流花油田是H：S+C0：+CL一共存的腐蝕失
效，采用防腐煤焦油環(huán)氧涂料內(nèi)涂層，效果比較明顯，但由于這
種涂料防水滲透性及耐磨性能較弱，加之環(huán)保原因未能大面積
推廣使用。隨后2008年南海東部海域西江油田采用了普通環(huán)
氧玻璃鱗片涂料內(nèi)涂層，因耐高溫性能受限及當(dāng)時落后的施工
工藝，防腐效果未能大幅提升，直到2010年之后，新型的乙烯基
玻璃鱗片內(nèi)涂層開始在南海東部海域設(shè)施大量使用，海上生產(chǎn)
工藝管線腐蝕失效才得以有效遏制。近期還有一種納米塑料
鋼涂料正逐漸在南海東部油田獲得使用，其防腐效果還有待工
程實踐的檢驗，所以在南海東部海域，內(nèi)涂層工藝是較為經(jīng)濟
和有效的防腐措施。
管線內(nèi)涂層施工需要專業(yè)的施工和檢驗設(shè)備，4時及以上
管線采用噴涂，2—4時采用澆涂，如采用乙烯基玻璃鱗片涂料，
最高可耐溫1300c。對于增加內(nèi)涂層的管線，法蘭面需特殊處
理，另外對每個管段的長度、彎頭及支管的數(shù)量也有一定的
限制。
(3)添加緩蝕劑
由于化學(xué)藥劑只在特定的溫度流速范圍內(nèi)才會發(fā)揮防腐
效果，而生產(chǎn)流程工況復(fù)雜多變，即使投用足量的緩蝕劑也不
可能完全治理流花16—2區(qū)域油田群工藝管線的腐蝕失效，且勢
必給后續(xù)的生產(chǎn)操作造成很大成本壓力，所以本項目不推薦采
用添加緩蝕劑的防腐方案
5結(jié)語
綜合不同管線材料和不同防腐措施的性價比分析，對于流
花16—2區(qū)域油田群高H：s含量、高CO：含量、高鹽高溫的井下產(chǎn)
出物特性，推薦采用裸A106B碳鋼+內(nèi)涂層的工藝管線防腐方
案，內(nèi)涂層建議采用新型乙烯基玻璃鱗片涂料。

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