211004357_涠洲某油田隔水导管腐蚀检测及强度评估技术研究

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目前南海西部海域部分海上固定式导管架结构生产平台隔水导管因生产年限长，并长期处于飞溅区和潮差段，受到温度及应力环境等条件变化导致其生产腐蚀锈穿最为普遍，甚至出现裂缝变形等严重损害[1-2]。

以涠洲某油田某平台为例，该平台1999年6月投产，设计寿命25年，至今已服役20多年，平台从海洋水面至底层甲板之间的大部分隔水导管都出现了不同程度的腐蚀，这些隔水导管的腐蚀现象必须要得到处理，否则会对平台的安全生产造成极大的隐患，严重者导致井槽损坏或报废[3]。

鉴于涠洲某油田平台隔水导管的腐蚀情况对现场作业安全及后续钻完井再利用作业带来的影响，为了检测隔水导管的腐蚀情况并评价其剩余使用寿命，大幅降低直接成本，提高现有井槽资源的利用率和降低再使用风险，延长平台使用寿命[4-5]，提供一种安全、有效和方便操作的基础检测评估方法是非常紧迫和必要的。

1 涠洲某油田隔水导管现状
对涠洲某油田部分隔水导管进行外观检测及测厚后，未见明显锈蚀穿孔、开裂及结构变形等重大缺陷，但发现A-X-3、A-X-4等井的隔水导管在潮位落差区均呈现不同程度的麻坑（甚者达到孔洞）状腐蚀，手工探深结果显示孔洞深度约达10mm。

2 隔水导管腐蚀检测
现有套损评价方法主要有机械检测法、井下电视及井下声波成像等技术。

机械检测法就是利用印模对套管几何形状进行印证，方便确定其具体尺寸与现状，该方法不能识别外壁腐蚀，所以对于异常情况不明显的井或者需要对套损情况深入分析时，现场必须结合其他测井方法来综合判断。

井下声波成像技术可实现井下实时成像、通过软件处理得到的三维图像，但它对仪器的成像分辨率以及换能器的性能要求很高[7-8]。

本次隔水管腐蚀检测方案计划采用MsS长距离超声导波腐蚀检测技术，其在管道检测中采用声速唯一恒定不变的扭力波模式，可从传感器位置快速传播进行体积扫描，导波基于磁场感应套管外形变化产生应力波，形成磁通量变化反射电信号进行检测[7-9]。

实施时首先根据隔水导管管径周长剪切相对应长度的铁钴条带及磁化铁钴条带，然后用环氧树脂胶将薄的铁钴条带沿管道环向粘贴在管道表面，5min完全固化后将带状线圈探头压在铁钴条带上，随后将数据线和电缆线连接，最后进行检测和数据采集。

涠洲某油田隔水导管腐蚀检测及强度评估技术研究
孙宪平
中海油田服务股份公司钻井湛江作业公司 广东 湛江 524000 
摘要：海上固定式导管架结构生产平台隔水导管位于海水飞溅区和潮差段的部分由于常年受到海水冲刷、温度及应力变化等作用，普遍出现锈蚀、孔洞或裂缝变形等损害，结构和强度受到损坏。

根据涠洲某油田隔水导管的实际情况制定了腐蚀检测方案，并建模对其结构强度及使用寿命进行了模拟核算和评估，研究表明该平台隔水导管普遍存在麻坑腐蚀及孔洞腐蚀现象，该方法对海上油气田开发平台的隔水导管检测和再利用具有很好的参考价值。

关键词：海上平台 隔水导管 腐蚀 检测 评估Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｎ　Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　Ｄｅｔｅｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｓｔｒｅｎｇｔｈ　Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｏｆ　ｗａｔｅｒ　ｒｉｓｅｒ　ｉｎ　Ｗｅｉｚｈｏｕ　Ｏｉｌｆｉｅｌｄ
Ｓｕｎ　Ｘｉａｎｐｉｎｇ
Zhanjiang Drilling Company of China Oil field Service Co.，LTD ，Zhanjiang Guangdong 524000
Abstract ：Due to perennial seawater erosion, temperature and stress changes and other effects, corrosion, hole or crack deformation and other damages generally occur to the diaphragm of the production platform with fixed jacket structure, which is located in the seawater splash zone and tidal range. The structure and strength are damaged. A corrosion detection scheme was made according to the actual situation of the water-barrier pipe in Weizhou oil field, and its structural strength and service life were simulated and evaluated by modeling. The research showed that pitted corrosion and cavitation corrosion were common in the water-barrier pipe of the platform. This method has a good reference value for the detection and reuse of water isolation pipe in offshore oil and gas field development platform 。

Keywords ：Offshore platform ；Water trap pipe ；Corrosion ；Detection ；Evaluation
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此次对涠洲某油田平台的A-X-3、A-X-4、A-X-13、A-X-16、A-X-17共5根隔水管线进行超声导波检验，测厚点系沿套管长度方向，在每隔2m的圆周上均匀选取6点，每点位置分布是以平台艏向为基础。

检测结果显示5根隔水导管在海面潮差带以上的部分，其表面的防腐涂层保存基本完好，涂层观感质量总体尚可；潮差带区域的防腐涂层已基本失效，其表面普遍覆盖着腐蚀产物和一些海生物。

由于部分管线表面腐蚀且凹坑较多，造成导波的衰减比较严重，且部分套管已呈现出不同程度的孔洞状腐蚀，其腐蚀剩余量无法通过超声波测厚仪检测出来，故采用较为直观的手工探深法进行测量。

3 隔水导管强度及寿命评估3.1 结构模型及荷载
涠洲某油田平台隔水导管设计尺寸Φ762mm×25.4mm，材质为Q235B。

根据现有条件，模型参考原始详设资料而建立，将隔水导管放在平台整体模型中分析计算，计算中将导管架水平层（EL.-5.5m）至底层甲板（EL.+19m）两者之间的隔水导管壁厚均匀减薄10mm进行计算，至于导管架水平层以下的隔水导管，计算中不考虑腐蚀，仍按原先设计尺寸校核。

隔水导管建模考虑见图1。

本次隔水导管强度分析主要考虑的因素有：结构自重以及风、浪、流等环境载荷，钻井
修井等工况不列入考虑范围。

图1 隔水导管建模
3.2 静力分析
模型计算方向取8个方向，分别为0°，60°，90°，120°，180°，240°，270°，300°。

环境载荷计算组合标准选取风浪流极值条件组合为最不利组合，参数选择根据“SPECIFICATION FOR DESIGN OF JACKET S T R U C T U R E ”设计规格书，极高水位选取+6.099m ，极低水位选取-0.48m ，最大波高14.3m，最大波周期10.4s，1min最大风速46.9m/s，海生物范围从泥面处EL.-31.2m至EL.+2.47m，密度1.4t/m 3，海生物最厚取18cm。

计算分析时通过逐渐加大隔水导管腐蚀量进行模拟，结果表明隔水导管腐蚀量达到17.9mm时，可以满足规范要求，超过17.9mm则不满足规范要求。

隔水导管各位置
腐蚀后强度UC值见图2。

图2 腐蚀量17.9mm时隔水导管UC值
3.3 寿命预测
涠州某油田平台从1997年海上安装至今已18年，根据测厚及外观检验分析，假设上述套管后续的腐蚀均以此前18年的平均速率发生，根据静力分析计算结果，在满足管件强度的条件下，最大允许腐蚀为17.9mm（即最小剩余壁厚允许值为25.4-17.9=7.5mm），则上述隔水导管剩余使用年限的计算结果如表1所示。

3.4 涡激振动分析
隔水导管壁厚减薄后，可能存在涡激振动问题。

对导管架EL.-5.5m至EL.+7m水平层间的隔
表1 隔水导管剩余使用年限的计算结果
隔水管编号内容A3A4A13A16A17A 原始壁厚/mm
25.425.425.425.425.4B 最小横截面平均壁厚/mm 20.919.622.622.219.8C 最小的局部壁厚/mm 19.718.722.120.818.2D 孔洞平均深度/mm 2.0 5.0 3.0 2.010.0E 孔洞面积占比,%
12115F 孔洞处剩余的最小壁厚（C-D）/mm
17.713.718.118.88.2G
考虑孔洞影响，最小横截面平均壁厚修正值 （B-D*E1/2）/mm
20.7
18.9
22.3
22.0
17.5
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80
水导管进行分析，考虑极限腐蚀量17.9mm，此时隔水导管尺寸Φ726.2mm×7.5mm。

计算流速V=1.461m/s。

表2计算结果表明，隔水导管不会存在涡激振动问题。

4 结束语
 涠洲某油田隔水导管腐蚀检测表明其存在不
同程度的麻坑状腐蚀，强度及寿命评估结果表明隔水导管强度满足规范要求，可以继续使用。

按照本次检测及估算所得的腐蚀速率，腐蚀最严重的A-X-17隔水导管还可以使用8年，且管壁厚减薄后，不存在涡激振动问题。

 隔水导管腐蚀对于现场作业安全安全及后续平台钻完井再利用作业计划会带来较大影响，建议现场应对隔水导管做好腐蚀防护，视涂层状况在2～3年内考虑对上述隔水导管进行整体彻底的涂层重建，并按照要求定期检测腐蚀严重区域，相关部门做好腐蚀量记录。

 在完全抗腐蚀材料问世之前，腐蚀现象依旧是常见现象无法避免，但通过合理的检测技术可对腐蚀情况进行有效评价，进而提供维护、保养或更替等决策支持，以确保勘探开发生产工作有序进行，降低作业成本，最大程度降低负面影响。

参考文献
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H 导波检测得出的最大横截面腐蚀减损比例，%1018.9 6.78.49.2I 最小横截面平均壁厚的平均年腐蚀速率 （A-G） /180.2610.3610.1720.1890.439J 孔洞处的年腐蚀速率（A-F）/180.4280.650.4060.3670.956K 导波检测出的腐蚀速率A*H/180.1410.2670.0950.1190.130L 孔洞处管壁腐蚀穿孔的时间寿命F/J
41.421.144.651.28.6年M 最小横截面平均壁厚腐蚀减损至强度极限的寿命 （G-7.5）/I
50.631.686.076.722.8年N 导波检测下的腐蚀寿命 〔A*（1-H）-7.5〕/K /年10849.1170132119年O
择取L、M、N各列中的最小者作为套管失效前的寿命 /年
41.4
21.1
44.6
51.2
8.6年
续表1注：腐蚀速率的单位为mm/a。

表2 隔水导管涡激振动计算结果表
NO
Dia.W.T MG Thick Length C
Depth
V Flood
Vr
Ks
Result
1
mm mm mm m m/s OK
726.2
7.58012.59.870 1.461Y 0.410.11
Unit Mass Add Mass Internal Mass
Marine Growth
Freq.
Inertia Me st damping
damping ratio
kg/m kg/m kg/m kg/m cm4kg/m 136.83
632.23
407.19
283.67
3.991093481459.9
0.03
0.005
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