塔河油田集輸管道腐蝕因素及防腐措施

盧智慧　何雪芹　何　昶　中國石化西北油田分公司采油一廠

塔河油田集輸管道腐蝕因素及防腐措施

盧智慧何雪芹何昶
中國石化西北油田分公司采油一廠

集輸管道防腐工作對油田發(fā)展具有十分重要的意義。塔河油田集輸管道最典型腐蝕是CO2、H2S氣體腐蝕，特別是在8區(qū)和10區(qū)等區(qū)塊，H2S氣體含量較高，甚至超過1 000 mg/m3。H2S氣體化學(xué)腐蝕可引起氫脆、硫化物應(yīng)力腐蝕破裂等，滲入管道鋼材的氫導(dǎo)致鋼材變形，韌性變差，直至管道破裂。分析塔河油田集輸管道和腐蝕現(xiàn)狀，總結(jié)出塔河油田腐蝕影響因素包括CO2和H2S介質(zhì)、油田產(chǎn)出水、集輸管道焊縫接口、生產(chǎn)和集輸工藝等。在此基礎(chǔ)上，有針對性地提出優(yōu)選管道材料、添加緩蝕劑、犧牲陽極保護陰極法、優(yōu)化生產(chǎn)和技術(shù)工藝、強化含油污水處理技術(shù)等五方面的防腐技術(shù)措施。

塔河油田；集輸管道；CO2；H2S，腐蝕；緩蝕劑；陰極保護

引言

塔河油田位于我國新疆塔里木盆地北部區(qū)域，主力區(qū)塊屬于較為常見的CO2、H2S酸性氣體油田，油田采出水具有pH值低、礦化度高的特點。由于采出原油含有大量的CO2、H2S氣體，氯離子、硫酸根離子等腐蝕介質(zhì)，導(dǎo)致油田集輸管道腐蝕現(xiàn)象時常出現(xiàn)，腐蝕穿孔等情況十分嚴重［1］。

針對塔河油田集輸管道腐蝕特征和油田生產(chǎn)現(xiàn)狀，對其集輸管道腐蝕因素和腐蝕原因進行分析和總結(jié)［2］，據(jù)此提出集輸管道腐蝕防護技術(shù)和相應(yīng)措施，以達到遏制或降低集輸管道的腐蝕。

1　集輸管道腐蝕現(xiàn)狀

塔河油田屬于深層、壓力系數(shù)偏高、低溫重質(zhì)油藏，其中含有H2S的油井占總油井?dāng)?shù)的80%，地層水呈弱酸性，且含有較高的CO2、H2S，腐蝕性強。油田的原油密度和黏度差異大，密度介于0.81～1.01 g/cm3之間，基本上屬于輕質(zhì)油、重質(zhì)油共存。目前塔河油田主體區(qū)塊日產(chǎn)油8 000 t，綜合含水率25.4%左右［3］。

塔河油田集輸管道自2003年投入使用以來經(jīng)常發(fā)生腐蝕事故，特別是最近幾年管道腐蝕情況更是愈加頻繁，集輸管道投入使用4年時間就發(fā)生腐蝕穿孔事件16起。對近兩年腐蝕情況進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，腐蝕主要發(fā)生在4區(qū)和6區(qū)，管道腐蝕穿孔30次，有18次發(fā)生在管道絕緣接頭、法蘭連接處［4］。通過對水質(zhì)進行分析，油田水質(zhì)鐵離子含量高達273 mg/L，腐蝕十分嚴重。

2　集輸管道腐蝕原因

2.1腐蝕因素

塔河油田集輸管道腐蝕影響因素有多個方面，主要包括材料、環(huán)境、工藝等。

2.1.1酸性氣體介質(zhì)腐蝕影響

據(jù)統(tǒng)計，塔河油田集輸管道最典型腐蝕就是CO2、H2S氣體腐蝕，特別是在8區(qū)和10區(qū)等區(qū)塊，H2S氣體含量較高，甚至超過1000mg/m3。H2S氣體化學(xué)腐蝕可引起氫脆、硫化物應(yīng)力腐蝕破裂等，滲入管道鋼材的氫導(dǎo)致鋼材變形，韌性變差，直至管道破裂。CO2溶于水中形成碳酸導(dǎo)致溶液pH值降低（形成酸性腐蝕環(huán)境），極易引起鋼材腐蝕。

對于CO2、H2S共存的腐蝕體系，以分壓比的大小界定哪種腐蝕介質(zhì)產(chǎn)生的腐蝕占主導(dǎo)因素，一般認為分壓比在20～500之間時為CO2、H2S共存發(fā)生腐蝕作用。

對塔河油田某段時期采出液進行統(tǒng)計監(jiān)測和分析，發(fā)現(xiàn)H2S分壓均低于0.05 MPa，集輸溫度基本高于30℃，不存在腐蝕開裂現(xiàn)象，這說明集輸管道腐蝕均是CO2、H2S條件下的電化學(xué)腐蝕。隨著采出液含水量增加，集輸管道腐蝕越加嚴重。

2.1.2產(chǎn)出水腐蝕影響

表1為塔河油田地層產(chǎn)出水水質(zhì)成分分析結(jié)果，地層產(chǎn)出水礦化度較高，產(chǎn)出液介質(zhì)導(dǎo)電性強、含水量高，存在腐蝕介質(zhì)時易發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，促使分解和沉淀發(fā)生，導(dǎo)致腐蝕情況加劇。

除采出液水質(zhì)影響腐蝕情況外，塔河油田采出液含水率也普遍較高。據(jù)統(tǒng)計，1區(qū)含水率超過60%，其他區(qū)塊含水率也普遍超過40%，而且近年來含水率更有進一步增高的趨勢。隨著集輸管道使用年限逐步增加，高含水率對管道腐蝕促進作用逐步加劇，甚至部分區(qū)塊已出現(xiàn)集輸管道部分管段由于腐蝕而報廢的現(xiàn)象。

表1　塔河油田產(chǎn)出液水質(zhì)成分分析數(shù)據(jù)

2.1.3集輸管道焊縫影響

塔河油田地面集輸單井管道一般采用無縫鋼管，干線管道一般采用螺旋焊縫鋼管。無縫鋼和螺旋焊縫鋼都存在連接焊縫，由于集輸管道腐蝕介質(zhì)和腐蝕環(huán)境影響，焊縫處對腐蝕的影響較大。一是由于焊縫附近區(qū)域為熱處理影響區(qū)域，易成為腐蝕活化點；二是焊縫處理不均勻，存有焊渣也易導(dǎo)致腐蝕。

2.1.4管道安裝和生產(chǎn)工藝影響

（1）集輸管道高程影響。集輸管道進出聯(lián)合站、處理站、中轉(zhuǎn)站時，進出站的區(qū)域管道高程較低，容易出現(xiàn)水溶液聚集，從而導(dǎo)致腐蝕發(fā)生。塔河油田有多個區(qū)塊由于集輸管道埋地部位相對低洼，存在高程而導(dǎo)致大量積水，集輸過程中發(fā)生湍流而促使腐蝕加劇。

（2）集輸管道非生產(chǎn)段影響。由于生產(chǎn)和集輸工藝影響，集輸系統(tǒng)聯(lián)合站、處理站內(nèi)的管道存在預(yù)留段、旁通段、備用段等，這些管道長期處于非輸送狀態(tài)，因此雜質(zhì)沉淀、細菌滋生，從而導(dǎo)致腐蝕加劇。

（3）生產(chǎn)與集輸工藝影響。溫度對管道腐蝕速率影響較大，在生產(chǎn)和集輸時若溫度升高，腐蝕程度將翻倍增加，集輸管道腐蝕程度急劇增大，管道壽命嚴重縮短。

2.2腐蝕機理

通過對集輸管道腐蝕影響因素分析可知，CO2、H2S是主要腐蝕介質(zhì)，是直接導(dǎo)致腐蝕的因素；而管道焊縫、產(chǎn)出液、生產(chǎn)工藝等都是管道腐蝕催化因素，加劇了腐蝕情況的發(fā)生。

集輸管道發(fā)生CO2腐蝕的原因是，CO2氣體溶于水后形成稀碳酸溶液，出現(xiàn)腐蝕環(huán)境而造成管道腐蝕。主要過程如下：

集輸管道發(fā)生H2S腐蝕的H2S主要來源于含硫氣井，油井的原油及其伴生氣，地層中的硫酸鹽或磺酸鹽在高溫下分解形成等，H2S氣體和水同時存在形成H2S液體環(huán)境導(dǎo)致腐蝕。H2S腐蝕過程：

腐蝕產(chǎn)生的FeS是比較密的保護膜，可以阻止管道內(nèi)腐蝕持續(xù)發(fā)生，但是過程中也可能產(chǎn)生Fe3S4等，會導(dǎo)致腐蝕加劇。

同時，塔河油田采出液中Cl-含量較高，Cl-具有較小的體積和較強的穿透性，可以穿透腐蝕物產(chǎn)生的保護膜，導(dǎo)致腐蝕產(chǎn)物疏松，破壞保護膜對管道的保護作用，加劇管道腐蝕。

3　管道防腐措施

3.1優(yōu)選集輸管道材料

塔河油田產(chǎn)出水水質(zhì)與其它油田不同，在使用集輸管道過程中，要針對性選擇管材。目前塔河油田使用的20#鋼、35CrMo和L245、L290等鋼管防腐蝕效果較好，但是從腐蝕統(tǒng)計可以看出，點腐蝕情況嚴重，不能得到有效遏制，這主要是由于Cl-和焊縫的存在。通過對比分析，在塔河油田逐步推廣使用非金屬管材或雙金屬復(fù)合管材作為集輸管道，可避免焊接部位發(fā)生點腐蝕；但該管材價格昂貴，耐高溫和第三方破壞性差，因此在重點部位進行局部應(yīng)用較為適宜［5］。

3.2集輸端點添加緩蝕劑

添加緩蝕劑是一種從本源上控制集輸管道內(nèi)腐蝕或延緩腐蝕速率的方法。目前塔河油田大部分集輸管道中都有應(yīng)用，腐蝕速率可減緩70%。緩蝕劑的選擇必須考慮能保護集輸管道金屬材質(zhì)，還需考慮緩蝕劑是否有毒性等。要根據(jù)油田不同的介質(zhì)環(huán)境、工藝工況進行緩蝕劑篩選，從而達到抑制腐蝕的目的。

3.3犧牲陽極保護陰極法

油田集輸系統(tǒng)一般都是采用外加電流的陰極保護技術(shù)，對管道外壁進行有效保護，但是塔河油田集輸管道腐蝕多是內(nèi)腐蝕，且多數(shù)管道未進行內(nèi)腐蝕防腐措施處理。因此主要采取陰極保護，一是改進絕緣接頭和絕緣材料增大絕緣電阻；二是增加犧牲陽極絕緣接頭兩端電位，減小電位差；三是取消絕緣接頭實現(xiàn)集輸管道整體性的陰極保護。

3.4優(yōu)化生產(chǎn)和技術(shù)工藝

溫度是導(dǎo)致腐蝕加劇的重要因素，可以通過優(yōu)化生產(chǎn)和集輸工藝遏制腐蝕情況發(fā)生。一是在油氣集輸時降低溫度，減小集輸管道內(nèi)發(fā)生的腐蝕程度；二是管道施工焊接時盡量減小熱影響區(qū)域或采取回火技術(shù)；三是對集輸工藝進行調(diào)整，避免高程、彎曲、接頭、低洼管段過多存在，減少容易發(fā)生腐蝕的環(huán)節(jié)。

3.5強化含油污水處理技術(shù)

塔河油田產(chǎn)出水中含有硫酸鹽還原菌、腐生菌、鐵細菌等微生物，產(chǎn)出水經(jīng)處理再到回收利用過程中，在管道進出、口處極易發(fā)生腐蝕，甚至腐蝕程度遠遠大于未進行處理前的程度，這說明污水處理后易發(fā)生二次污染，進而導(dǎo)致腐蝕加劇。因此，要強化含油污水處理技術(shù)，加強殺菌處理，添加凈水劑、阻垢劑等，遏制由于水質(zhì)而導(dǎo)致的腐蝕。

4　防腐技術(shù)措施應(yīng)用

針對塔河油田集輸管道當(dāng)前腐蝕情況，對其20#鋼、35CrMo和L245、L290等4種管材的腐蝕情況進行統(tǒng)計分析，計算其腐蝕速率平均值。然后采取選用非金屬管材或雙金屬復(fù)合管材、添加緩蝕劑、犧牲陽極保護陰極法等防腐措施，進行掛片實驗，得出對應(yīng)4種管材的腐蝕情況，對比分析防腐效果如表2所示。

圖1　采取工藝防腐措施前后腐蝕情況對比

5　結(jié)論

（1）塔河油田含有較高的CO2、H2S，腐蝕性強，主要腐蝕影響因素包括CO2和H2S介質(zhì)、油田產(chǎn)出水、集輸管道焊縫接口、生產(chǎn)和集輸工藝等，這些因素對于集輸管道腐蝕產(chǎn)生和促進具有重要影響。

（2）根據(jù)塔河油田集輸管道腐蝕特征，提出優(yōu)選管道材料、添加緩蝕劑、犧牲陽極保護陰極法、優(yōu)化生產(chǎn)和技術(shù)工藝、強化含油污水處理技術(shù)等防腐技術(shù)措施，以達到遏制和降低集輸管道腐蝕的發(fā)生。

（3）對比分析采用改變生產(chǎn)工藝技術(shù)、增加污水處理技術(shù)等防腐措施前后管道腐蝕情況，理論上

表2　集輸管道采取防腐技術(shù)措施前后腐蝕情況對比

從表2可看出，采取選用非金屬管材或雙金屬復(fù)合管材、添加緩蝕劑、犧牲陽極保護陰極法等防腐技術(shù)措施后，塔河油田集輸管道腐蝕速率從原來的平均1.8～3.0 mm/a左右降低到0.2 mm/a以下，腐蝕速率降低了95%。針對塔河油田點腐蝕尤其嚴重的問題，采取防腐技術(shù)措施后最大點腐蝕深度降低了60%左右，表明采取相應(yīng)的防腐技術(shù)措施對點腐蝕能夠起到較好的遏制作用。

采用優(yōu)化生產(chǎn)和技術(shù)工藝、強化含油污水處理技術(shù)等措施，一方面控制集輸溫度，另一方面防止污水引起集輸管道腐蝕。采取工藝防腐技術(shù)前后集輸管道的腐蝕情況如圖1所示。

從圖1可以看出，采用優(yōu)化生產(chǎn)和技術(shù)工藝、強化含油污水處理技術(shù)等措施后，集輸管道腐蝕速率下降較多。從最大腐蝕速率可以看出，防腐效果基本達到90%以上，這說明優(yōu)化工藝、控制集輸溫度等防腐措施十分有效。防腐效果可以達到100%，考慮各種外界因素，遏制管道腐蝕現(xiàn)象基本可以達到90%以上，防腐效果顯著。

［1］郭海剛，劉小寧，郭逸飛.油田集輸管道腐蝕行為分析［J］.礦山天地，2013，2（11）：203-204.

［2］連藝秀.油氣管道的腐蝕與防護技術(shù)［J］.油氣田地面工程，2014，33（10）：104-105.

［3］李勃.中原油田集輸管道內(nèi)腐蝕及腐蝕防護技術(shù)的應(yīng)用研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2005（8）：170.

［4］廖崇.塔河油田集輸管道腐蝕機理及防治［J］.新疆石油科技，2011，21（4）：56-61.

［5］葉帆，楊偉.油田集輸管道腐蝕及防腐技術(shù)［J］.油氣儲運，2010，29（5）：354-361.

（欄目主持楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.7.008

2015-04-22