勝利油田高含H2S區(qū)塊隱患管道腐蝕檢測(cè)分析與治理措施

陳德勝

（中國(guó)石油大學(xué) （華東），山東東營(yíng) 257000）

勝利油田高含H2S區(qū)塊隱患管道腐蝕檢測(cè)分析與治理措施

陳德勝

（中國(guó)石油大學(xué) （華東），山東東營(yíng) 257000）

針對(duì)勝利油田臨盤(pán)采油廠部分高含H2S區(qū)塊埋地管道腐蝕、穿孔頻繁的問(wèn)題，利用電流梯度法、電位梯度法及超聲波測(cè)厚技術(shù)對(duì)3條典型管道進(jìn)行了腐蝕檢測(cè)，并對(duì)腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行了X射線衍射分析，最終確定3條管道分別因油井出砂沖刷腐蝕、無(wú)縫鋼管預(yù)制成型偏差和違章占?jí)簩?dǎo)致較大安全隱患，而H2S不是引起管道腐蝕或失效的主要原因；從存在嚴(yán)重腐蝕管道的更換、占?jí)汗艿栏木€敷設(shè)、避免沖刷腐蝕等多角度提出了綜合治理措施。

埋地管道；硫化氫；腐蝕檢測(cè)分析；安全現(xiàn)狀；治理措施

勝利油田臨盤(pán)采油廠地處油田西南邊陲，年產(chǎn)原油160萬(wàn)t。受地質(zhì)成因等影響，部分區(qū)塊H2S含量高，不僅給集輸管道、設(shè)備的運(yùn)行安全帶來(lái)影響，而且一旦管道、設(shè)備發(fā)生泄漏，將會(huì)給采油廠相關(guān)管理、作業(yè)人員和油區(qū)居民的人身健康帶來(lái)嚴(yán)重威脅[1]。為摸清臨盤(pán)采油廠高含H2S區(qū)塊埋地管道的安全現(xiàn)狀，確認(rèn)H2S對(duì)管道腐蝕的影響程度，提出綜合治理措施，為管道的更換、維修、維護(hù)及日常防腐蝕管理提供科學(xué)依據(jù)，本文綜合利用管道探測(cè)、防腐保溫層破損點(diǎn)檢測(cè)技術(shù)、防腐保溫層性能評(píng)價(jià)技術(shù)、管體壁厚超聲波檢測(cè)技術(shù)和X射線衍射分析 （XRD）技術(shù)，對(duì)臨盤(pán)采油廠高含H2S區(qū)塊的3條埋地管道進(jìn)行了腐蝕安全現(xiàn)狀檢測(cè)分析與治理措施研究。

1 檢測(cè)與評(píng)價(jià)方案

重點(diǎn)選取臨盤(pán)采油廠H2S濃度較高且維修頻繁的3條埋地管道 （見(jiàn)表1），依據(jù)Q/SH 0314-2009《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕與防護(hù)檢測(cè)技術(shù)規(guī)程》中的相關(guān)檢測(cè)評(píng)價(jià)方法 （見(jiàn)表2）對(duì)管道進(jìn)行不開(kāi)挖腐蝕檢測(cè)，分析管道的腐蝕安全現(xiàn)狀；另外對(duì)具備取樣條件且具有代表性的管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物，采用荷蘭PHILIPS公司的TW1700型X射線衍射分析儀進(jìn)行XRD分析，確定腐蝕產(chǎn)物的組成，并根據(jù)衍射峰的強(qiáng)弱，判斷腐蝕產(chǎn)物中各組分含量的多少[2]，進(jìn)而確定腐蝕原因及H2S對(duì)腐蝕的影響。

表1 抽測(cè)管道特性信息

表2 埋地管道不開(kāi)挖腐蝕檢測(cè)技術(shù)與評(píng)價(jià)方法[3]

2 檢測(cè)結(jié)果分析

2.1 管道不開(kāi)挖腐蝕檢測(cè)結(jié)果

管道探測(cè)每隔50 m布置一個(gè)測(cè)點(diǎn)，結(jié)果表明，3條管道平均埋深為0.75～0.9 m，田27-5站—田5站混輸管道有5區(qū)段共計(jì)339 m被民房、工廠或公路占?jí)?，存在安全隱患，見(jiàn)表3。

管道外防腐層每隔50 m布置一個(gè)測(cè)點(diǎn)，檢測(cè)結(jié)果表明，3條管道外防腐層整體質(zhì)量較好，綜合評(píng)價(jià)結(jié)果，均為 “可”，除個(gè)別由于人為破壞或管道穿孔修復(fù)引起的外防腐層破損點(diǎn)外，未檢出明顯的外防腐層老化或充水剝離，防腐層性能為四、五級(jí)的管段所占的比例均小于10%，見(jiàn)表4。

表3 管道探測(cè)結(jié)果

管體腐蝕超聲波測(cè)厚[4]選擇管道過(guò)溝架空出露處或埋深較淺處局部開(kāi)挖抽測(cè)，每個(gè)測(cè)厚區(qū)段沿管道環(huán)周360°的8等分方向布置測(cè)點(diǎn)，每個(gè)測(cè)點(diǎn)讀取9個(gè)數(shù)據(jù)，以保證測(cè)試數(shù)據(jù)的復(fù)現(xiàn)性和測(cè)試結(jié)果的可靠性。測(cè)試結(jié)果表明：田5站—田11-3站混輸管道評(píng)價(jià)結(jié)果為 “差”，管道底部及側(cè)下方壁厚減薄嚴(yán)重，存在沖刷腐蝕跡象；田27-5站—田5站混輸管道評(píng)價(jià)結(jié)果為 “可”； SHS70-1站—SHS14站混輸管道評(píng)價(jià)結(jié)果為 “劣”， 由無(wú)縫鋼管預(yù)制成型偏差引起的管道原始壁厚不均勻，約1/3環(huán)周區(qū)域原始壁厚＜2.5 mm，見(jiàn)表5。

表4 管道外防腐層檢測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)果

表5 管體腐蝕超聲波測(cè)厚結(jié)果

2.2 腐蝕產(chǎn)物分析結(jié)果

腐蝕產(chǎn)物的XRD分析圖譜見(jiàn)圖1、圖2。

結(jié)果表明：田5站—田11-3站混輸管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要為FeOOH、Fe3O4和SiO2以及相對(duì)少量的CaCO3，其中SiO2來(lái)自油井出砂，管道底部及側(cè)下部沖刷腐蝕嚴(yán)重，與超聲波測(cè)厚結(jié)果吻合；SHS70-1站—SHS14站混輸管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要為FeOOH；兩條管道均未檢出有FeS腐蝕產(chǎn)物存在，但存在大量鐵的氧化物，可能與取樣的報(bào)廢管段較長(zhǎng)時(shí)間暴露于空氣中有關(guān)。

3 綜合分析

3.1 三條管道均存在較大安全隱患[5]

（1）田5站—田11-3站混輸管道底部及側(cè)下方壁厚明顯偏薄，管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物及垢物中存在大量SiO2（為油井出砂的主要成分），管道受沖刷腐蝕影響嚴(yán)重。

（2）田27-5站—田5站混輸管道有5區(qū)段共計(jì)339 m被民房、工廠及公路占?jí)海坏┌l(fā)生泄漏，H2S將給相關(guān)人員的人身安全帶來(lái)極大威脅。

（3）SHS70-1站—SHS14站混輸管道由于無(wú)縫鋼管預(yù)制成型的偏差引起管道原始壁厚不均勻，約1/3環(huán)周區(qū)域原始壁厚＜2.5 mm，而管道開(kāi)裂處斷口為明顯的壁厚不足引起的承壓強(qiáng)度失效 （見(jiàn)圖3），而非H2S應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。

3.2 H2S不是引起管道腐蝕或失效的主要原因

在石油石化生產(chǎn)中，H2S的嚴(yán)重危害主要體現(xiàn)在引起脆性材料的應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂，當(dāng)不考慮氫脆開(kāi)裂，而單純考慮腐蝕的影響時(shí)，H2S、CO2、溶解氧之間的腐蝕速率存在如下關(guān)系：RO2=80RCO2=400 RH2S[6]?？梢?jiàn)，單純考慮腐蝕的影響時(shí)，H2S的影響遠(yuǎn)沒(méi)有溶解氧、CO2強(qiáng)。鑒于臨盤(pán)采油廠日常生產(chǎn)及定期檢測(cè)過(guò)程中均未發(fā)現(xiàn)管道及設(shè)備存在氫脆開(kāi)裂現(xiàn)象，兩條埋地混輸管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物分析均未檢出典型的H2S腐蝕產(chǎn)物FeS，因此斷定H2S不是引起管道腐蝕或失效的主要原因。

4 治理措施

（1）鑒于輸送高含H2S管道的安全現(xiàn)狀以及泄漏危害性，考慮應(yīng)更換田5站—田11-3站混輸管道以及SHS70-1站—SHS14站混輸管道。推薦采用20號(hào)螺紋鋼管，嚴(yán)禁采用洛氏硬度HRC＞22的低合金高強(qiáng)鋼。

（2）對(duì)田27-5站—田5站混輸管道的5區(qū)段共計(jì)339 m管道改線敷設(shè)。

（3）未更換的管道，對(duì)檢出的外防腐層破損點(diǎn)應(yīng)立即修復(fù)，修復(fù)后應(yīng)覆土深埋。

（4）對(duì)于來(lái)液含砂較高的區(qū)塊，應(yīng)建立健全排砂工藝及日常管理制度，控制油井出砂引起的管道沖刷腐蝕。

[1]韋雅珍，崔金榜，侯慶春，等.永22含硫氣藏安全高效開(kāi)采工藝[J].石油鉆采工藝，2009，31（增 1）：135-138.

[2]周玉，武高輝.材料分析測(cè)試技術(shù)[M].哈爾濱：哈爾濱工業(yè)大學(xué)出版社，2001.80-87.

[3]龍媛媛，柳言國(guó)，石仁委，等.埋地輸油管道微量滲漏搶險(xiǎn)檢測(cè)技術(shù)應(yīng)用實(shí)例[J].油氣田地面工程，2010，29（4）：72-73.

[4]龍媛媛，張潔，劉超，等.超聲波測(cè)厚技術(shù)在埋地管道局部壁厚抽檢中的應(yīng)用[J].無(wú)損檢測(cè)，2010，32（5）：392-393.

[5]蔡良君.基于模糊層次分析法的管道風(fēng)險(xiǎn)因素權(quán)重分析[J].天然氣與石油，2010，28（2）：1-3.

[6]白新德.材料腐蝕與控制[M].北京：清華大學(xué)出版社，2005.354-355.

Corrosion Tests and Treatment Measures for Pipelines with Hidden Dangers in High H2S Content Areas of Shengli Oilfield

CHEN De-sheng（China University of Petroleum （Huadong）,Dongying 257000,China）

Aiming at the problems of corrosion and frequent perforation occurred in underground pipelines at some high H2S content blocks of Linpan Oil Production Plant,the current gradient method,potential gradient method and ultrasonic thickness measurement technique were applied to corrosion tests of three typical pipelines.In addition,X-ray diffraction analysis was done to corrosion products.These revealed that the safety hidden danger in the three pipelines were caused by oil-well produced sand scouring corrosion,pre-cast figuration deviation of seamless steel pipe,illegal occupation and press on pipeline,H2S was not the main reason to pipeline corrosion or failure.Multiple protection and management measures were put forward,such as replacing seriously corroded pipeline,altering route of occupied or pressed pipeline and avoiding scouring corrosion.

underground pipeline;hydrogen sulfide;corrosion test and analysis;current safety status;treatment measure

10.3969/j.issn.1001-2206.2012.01.016 0 引言

陳德勝 （1971-），男，福建福州人，高級(jí)工程師，現(xiàn)為中國(guó)石油大學(xué)儲(chǔ)建學(xué)院在讀博士研究生，從事生產(chǎn)技術(shù)管理研究工作。

2011-03-25