高壓注水閥組腐蝕泄漏工況

李海榮,鄭立貴,谷 豐

(1. 中國石油集團工程設(shè)計有限責任公司,北京 100085; 2. 中國石油工程建設(shè)公司,北京 100120)

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失效分析

高壓注水閥組腐蝕泄漏工況

李海榮1,鄭立貴2,谷 豐1

(1. 中國石油集團工程設(shè)計有限責任公司,北京 100085; 2. 中國石油工程建設(shè)公司,北京 100120)

伊拉克某油田采用注水方法進行開采，高壓注水系統(tǒng)生產(chǎn)3 a后，在注水閥組法蘭處出現(xiàn)了嚴重的腐蝕和泄漏，并且部分運行壓力低的閥組產(chǎn)生劇烈的噪聲和震動。通過對注水閥組3處典型腐蝕進行分析，闡明了回注水的高氯離子，高礦化度，高含氧是腐蝕發(fā)生的主要原因。同時，腐蝕與系統(tǒng)運行狀態(tài)，密封方式，金屬材料都有關(guān)系。通過對腐蝕性介質(zhì)，配管方式，工藝流程，流體力學，機械材料學以及腐蝕機理等方面的全面分析，討論了腐蝕原因并提出了相應的防護措施。

高壓注水閥組;腐蝕泄漏;噪聲;震動;水質(zhì)分析

油田生產(chǎn)的采出物不僅包含了油藏中的氣液固相物質(zhì)，同時包含大量的礦物質(zhì)離子，這些離子在采油、集輸、處理的過程中，與鐵發(fā)生各種復雜的物理化學反應，從而導致腐蝕的發(fā)生。

伊拉克某油田為含硫化氫和二氧化碳的非均質(zhì)低滲透中孔碳酸鹽巖油藏，油田采用注水方法進行開采，水源來自集中處理站處理后的地層水與來自注水水源站的清水，二者混合后通過注水系統(tǒng)回注地下。該系統(tǒng)在生產(chǎn)3 a后，注水閥組法蘭處出現(xiàn)了嚴重的腐蝕和泄漏，基本每個注水閥組都存在4～6個法蘭泄漏點，由于回注水含鹽量高，鐵被氧化腐蝕后，流出的水呈暗黃色，泄漏時間長的區(qū)域出現(xiàn)鹽結(jié)晶塊。部分運行壓力低的閥組產(chǎn)生劇烈的噪聲和振動,注水閥組法蘭腐蝕泄漏見圖1。由圖1可見,高壓密封鋼圈表面出現(xiàn)不規(guī)則的坑蝕及均勻腐蝕，腐蝕產(chǎn)物為黑色和深褐色。碳鋼法蘭槽及法蘭面出現(xiàn)均勻腐蝕及局部坑蝕。法蘭下緣出現(xiàn)坑蝕。雙相鋼法蘭槽未出現(xiàn)腐蝕。此外,碳鋼管內(nèi)壁出現(xiàn)均勻腐蝕,投產(chǎn)1 a，2 a的注水撬的腐蝕按生產(chǎn)時間的長短呈現(xiàn)出規(guī)律性，運行2 a的注水撬腐蝕最嚴重，運行1 a的部分腐蝕，當年投產(chǎn)的尚未發(fā)生腐蝕。本工作對系統(tǒng)腐蝕情況進行了分析并提出了相應的防護措施。

1　系統(tǒng)腐蝕情況

1.1注水系統(tǒng)水質(zhì)

油田用回注水為處理后的清水和含油污水，清水來自地表水(水渠)，含油污水來自油藏地層。取樣回注水后進行實驗室分析，結(jié)果如下:含油量0.74 mg/L,懸浮物8.50 mg/L,Fe3+0.40 mg/L,溶解氧0.29 mg/L,硫化物28.0 mg/L,硫酸鹽還原菌45.00個/mL,總菌57.00個/mL,Ca2+5 065 mg/L,Mg2+525 mg/L,HCO3-164 mg/L,(K++Na+) 43 922 mg/L,Cl-78 000 mg/L,總礦化度127 999 mg/L,pH 6.60。

(a)　密封鋼圈 (b)　碳鋼法蘭 (c)　雙相鋼法蘭圖1　注水閥組法蘭腐蝕情況Fig. 1　Corrosion condition of the sealing flange: (a) sealing steel-ring; (b) carbon steel-ring; (c) duplex steel flange

油田采出水的高礦化度和各種離子含量對注水系統(tǒng)的腐蝕有重要影響。水質(zhì)的腐蝕性通常以礦化度來描述，依據(jù)造成腐蝕的程度，通常把水分為三個等級：輕腐蝕水(礦化度≤12 000 mg/L)；中腐蝕水(礦化度在12 000～20 000 mg/L)；重腐蝕水(礦化度大于20 000 mg/L)。

該油田回注水的礦化度達到127 999 mg/L，遠遠超過重腐蝕污水的標準，因此屬于重腐蝕污水。

1.2注水系統(tǒng)工藝及壓降

注水系統(tǒng)包括注水罐、喂水泵、注水泵、注水閥組和注水管線。注水系統(tǒng)管線設(shè)計壓力25 MPa，注水泵出口設(shè)計壓力20 MPa，井口設(shè)計注水壓力16 MPa。處理后的清水和含油污水進入注水罐，經(jīng)喂水泵提升后供給注水泵，然后經(jīng)注水泵增壓后進入站外注水管線，最終注入地層。具體注水流程如下：集中處理站(處理后的清水、含油污水→注水罐→喂水泵→注水泵)→轉(zhuǎn)注站(注水閥組)→注水管線→注水井口。

集中處理站到采出水轉(zhuǎn)注站的注水匯管為DN20cm，注水閥組橇內(nèi)注水管線為DN8cm，通過DN20cmxDN8cm大小頭與單井管線連接。油田生產(chǎn)初期單井先采油，進入注水期后轉(zhuǎn)為注水。因此，為滿足注水壓力并節(jié)省管線投資，從注水閥組到井口的單井注水管線采用DN15cm，壓力按照注水生產(chǎn)的要求為25 MPa。

由于地層開采后壓力降低過快，開始注水時井口注水壓力只有約5 MPa，實際注水閥組運行壓力為5.8 MPa，集中處理站注水泵出口壓力為10 MPa。DN8cm注水閥組內(nèi)液體流速為3～4 m/s，DN15cm的注水管線液體流速為0.5～1 m/s。整個系統(tǒng)的壓降情況見圖2。

圖2　注水系統(tǒng)壓降示意圖Fig. 2　Pressure drop of water imjection system

由圖2可見，與設(shè)計工況相比，實際運行工況沒有達到設(shè)計壓力，且注水閥組處壓差最大，幾乎承擔了整個系統(tǒng)壓降的64%。工藝設(shè)計應該按照規(guī)范要求，達到相應的流速，并對整體流程進行統(tǒng)一水力計算，避免線路部分由于壓降過低，造成注水閥組處局部壓降過大的情況，保證系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。

1.3配管設(shè)計及噪音振動

注水閥組的配管安裝見圖3，主要有閘閥2個，流量計1個，角式截流閥1個。流量計口徑DN5 cm，節(jié)流閥內(nèi)通徑DN5 cm，公稱直徑DN8 cm，閘閥公稱直徑DN8 cm，單井注水管線公稱直徑DN15 cm。為了節(jié)省安裝空間，配管安裝為“門型”，結(jié)構(gòu)緊湊，角式截流閥承擔主要的流體截流及轉(zhuǎn)向的功能。圖3中標出的1，2，3號法蘭位置為常見的泄漏位置。

圖3　注水閥組安裝圖Fig. 3　Installation drawing of water injection manifolds

當井口注水需要的壓力過低時，上游注水泵提供的液體排量對系統(tǒng)來說過大，造成管內(nèi)液體流量加大，流速增加。當高速的流體經(jīng)過截流閥時，過大的壓差造成湍流，產(chǎn)生噪聲和震動。操作人員為了控制注水量，關(guān)閉部分節(jié)流閥后的閘閥，此時在閥后容易形成低壓渦流區(qū)，產(chǎn)生氣蝕損壞閘板。另外，3號法蘭處由于流體再次轉(zhuǎn)向，并且管線在法蘭后擴徑為DN15 cm，當流體流速突然放緩時，在法蘭附近形成擾動漩渦加劇了沖刷腐蝕和泄漏。高速流體在通過彎頭、法蘭、擴徑管時，出現(xiàn)渦流及流速變化，并出現(xiàn)回流。

從配管設(shè)計的角度，應該盡量減小流體流動攻角，降低高速流體的切削作用，減少法蘭及彎頭處的沖刷和腐蝕。避免將法蘭安裝在流體流動方向急轉(zhuǎn)處，應保持一段直管段后，再安裝法蘭和閥門。

1.4注水系統(tǒng)材料

如圖4所示，注水閥組的角式截流閥和閘閥及其自帶法蘭為RJ環(huán)連接面法蘭，材質(zhì)均為雙相不銹鋼(S31803)(圖3中1及2為閥門法蘭)。圖3中1下部管線端連接的法蘭為碳鋼(白色)，閥組邊連接法蘭3材質(zhì)為碳鋼(ASTM A694)。高壓橢圓密封環(huán)的材料均為軟鐵。連接管線為碳鋼無縫鋼管(API5L PSL2 X60)。相關(guān)材質(zhì)化學成分見表1。

圖4　注水閥組現(xiàn)場安裝圖Fig. 4　Water injection manifolds

雙相不銹鋼S31803含碳量低，含鉻量高，并含鉬、鎳等抗腐蝕元素，因此，耐蝕性好，主要用于石油,化工等耐鹽耐高溫濃硝酸的場合。ASTMA694碳鋼法蘭為高強度傳輸管線用法蘭，主要用于海洋、石油、天然氣等高壓管道,法蘭通過的氣體中含硫化氫(H2S)等有毒氣體, 對法蘭的機械性能要求很高。碳鋼無縫鋼管用于高壓流體輸送。軟鐵橢圓密封環(huán)用于高溫、高壓工況，適用于高壓法蘭，其密封持久可靠，能夠適應載荷頻變的工況條件。但是在金屬環(huán)墊表面受損的情況下，不可繼續(xù)使用。

表1　相關(guān)材質(zhì)化學成份(質(zhì)量分數(shù))Tab. 1　Chemical composition of the materials　%

材料選擇方面，應該避免不同材質(zhì)的金屬接觸，尤其是在強腐蝕環(huán)境中。

2　腐蝕泄漏原因

高壓注水閥組發(fā)生腐蝕的類型為一種或者幾種腐蝕情況同時存在，主要是氧腐蝕，沖刷腐蝕和電偶腐蝕。

2.1氧腐蝕

油田回注水為高礦化度、重腐蝕的污水。其中含有的Cl-具有較強的穿透性[2]，能夠破壞金屬表面形成的腐蝕產(chǎn)物膜和鈍化膜，形成局部腐蝕加速。因此，回注水的腐蝕危害性很大，主要腐蝕介質(zhì)為溶解氧。

氧本身具有較大的電負性和較高的電極電位(+0.40 V)，具有較強的氧化勢和陰極去極化能力。在水處理系統(tǒng)的弱酸性介質(zhì)中，溶解氧依附于鐵中的惰性非金屬雜質(zhì)上,并與金屬設(shè)備組成以鐵(-0.44 V)為負極、鐵中的雜質(zhì)(如碳元素)為正極的腐蝕電池。具體電化學反應如下：

(1)

(2)

同時，F(xiàn)e(OH)2極易被氧化生成膠體顆粒Fe(OH)3，使水中的不溶固體含量上升，化學反應方程式為：

(3)

(4)

由于閥門的設(shè)計壓力為25MPa，設(shè)備螺栓的預緊力均按照設(shè)計壓力考慮，正常工況下系統(tǒng)內(nèi)的高水壓將密封結(jié)構(gòu)頂至與密封面接觸均勻，形成密封。工程投運時，預緊力沒有達到設(shè)計要求，預緊力不均勻，因此密封環(huán)不僅無法達到密封要求，并且容易泄漏。目前系統(tǒng)在低壓狀態(tài)下運行，由于預緊力的不均勻?qū)е旅芊庥形⑷醯臐B漏，密封槽內(nèi)滲水，為腐蝕提供了條件，介質(zhì)中溶解的氧發(fā)生氧還原反應，金屬鐵被氧化腐蝕。因此，對于這種強腐蝕性介質(zhì)應該盡量減少氧含量，安裝法蘭時應達到要求的螺栓預緊力。

2.2電偶腐蝕

注水閥組中1號2號和3號法蘭處密封圈的腐蝕泄漏是由于法蘭為雙相不銹鋼和碳鋼材質(zhì)，密封圈為軟鐵，它們之間直接接觸后發(fā)生電偶腐蝕造成的。通常，異種金屬在腐蝕性介質(zhì)中接觸，當電位差高于50mV時即會發(fā)生電偶腐蝕。在含氯化鹽介質(zhì)中，軟鐵的電位序約為-0.44V，碳鋼的電位序為-0.40V,雙相不銹鋼的電位序為+0.12V[3]。因此，這3種金屬接觸均會發(fā)生電偶腐蝕。鐵的腐蝕電位會隨著介質(zhì)中氯離子含量的增加而減小，因而更容易被腐蝕。不銹鋼和軟鐵的接觸處，軟鐵在介質(zhì)中作為陽極而被腐蝕。腐蝕特征為在陽極表面出現(xiàn)溝槽，凹坑等局部腐蝕，接觸面越大，電偶腐蝕越嚴重[4]。雙相不銹鋼中由于含有鉻，鎳、鉬元素，并且碳含量降低，增加了耐氯化物腐蝕能力[3]。因此，雙相不銹鋼法蘭槽沒有發(fā)生腐蝕。而碳鋼法蘭的法蘭槽出現(xiàn)均勻腐蝕及局部坑蝕。電位序會隨著介質(zhì)的不同而發(fā)生變化，電位差也會波動。但是順序不會改變。因此，密封鋼圈應該盡量選擇與法蘭電位相同的材料，防止出現(xiàn)電偶腐蝕。

2.3沖刷腐蝕影響

沖刷腐蝕也叫磨損腐蝕，是指材料受到高速流動的粒子沖擊時表面出現(xiàn)腐蝕的現(xiàn)象，主要與流速、壓力和攻角有關(guān)[5]。當流體在高壓狀態(tài)下高速運行時，流速越大，腐蝕速率越大。當介質(zhì)具備了化學腐蝕的條件時，流體力學的條件就成為腐蝕發(fā)生的重要因素，如流體流動的攻角、壓力、溫度、固體顆粒的大小、流速、材料的機械性能等。當流體發(fā)生90°轉(zhuǎn)向時，截流閥和彎頭所受的沖擊力最大，導致震動和沖刷腐蝕的發(fā)生。

注水閥組3號法蘭下緣出現(xiàn)坑蝕的主要原因是沖刷腐蝕。含固體雜質(zhì)和腐蝕介質(zhì)的流體在法蘭處及轉(zhuǎn)向處發(fā)生紊流、氣蝕及磨損腐蝕，導致碳鋼法蘭的坑蝕。同時，震動以及高速流動的介質(zhì)也是滲漏的誘因。不溶固體在高速流動的液體內(nèi)加劇了對于彎頭、法蘭的沖刷腐蝕。

3　結(jié)論及防治措施

根據(jù)以上對注水系統(tǒng)介質(zhì)、壓力、材料、安裝等方面的分析，注水撬的腐蝕是多方面引起的腐蝕，與運行狀態(tài)、密封方式、金屬材料都有關(guān)系。為解決注水閥組腐蝕泄漏問題，建議采取以下具體措施：

(1) 對水渠來的清水，檢查真空脫氧塔的運行情況，加入適宜的除氧劑，盡可能降低清水中的O2含量；

(2) 加強注水罐的氮氣密封效果，使閥組注水系統(tǒng)與空氣隔絕；

(3) 1號法蘭密封環(huán)更換為雙相不銹鋼材質(zhì)，以保證與法蘭的電位序一致，避免密封環(huán)發(fā)生電偶腐蝕；

(4) 2號法蘭密封環(huán)更換為絕緣墊片，螺栓采用絕緣套筒以隔絕碳鋼法蘭和雙相鋼法蘭；

(5) 3號法蘭密封環(huán)更換為碳鋼材質(zhì)。由于該法蘭的主要功能是撬邊界連接，建議將該法蘭切除，直接將管子連接以避免法蘭處的腐蝕。

(6) 調(diào)整集中處理站注水泵的壓力，從上游控制系統(tǒng)流量，減少對閥組的沖刷腐蝕。

隨著油田進入注水開采階段，注水量開始增加，注水系統(tǒng)的維護和檢測成為油田生產(chǎn)的重心。分析注水系統(tǒng)的腐蝕泄漏問題需要從腐蝕性介質(zhì)、配管方式、工藝流程、流體力學、機械材料學以及腐蝕機理等方面進行全面分析，才能從根本上找到原因。

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Corrosion Condition of High Pressure Water Injection Manifolds

LI Hai-rong1, ZHENG Li-gui2, GU Feng1

(1. China Petroleum Engineering Corporation, Beijing 100085, China;2. China Petroleum Construction Corporation,Beijing 100120, China)

An oilfield in Iraq is exploited with water flood. Severe leakage and corrosion happened for high pressure water injection manifolds after 3 years production. Serious noise and vibration arose for some of low pressure operation skids. Analyses of 3 typical corrosion points of the manifolds, indicated that high chloride, high TDS (total dissolved solids) and oxygen were the key reasons of corrosion. And the system operation condition, sealing method and material selection also played a role for the corrosion. Thus, a comprehensive analysis should be carried out for the corrosion and leakage problems. Through analyzing the corrosion fluid, piping, fluid mechanics, materials and corrosion mechanism, the corrosion reasons were discussed and some relative protection measures were suggested.

high pressure water injection manifolds; corrosion and leakage; noise; vibration; fluid analysis

10.11973/fsyfh-201605018

2015-02-16

李海榮(1972-),高級工程師,碩士,從事油氣集輸設(shè)計及項目管理工作,18210951812,cpei-lhr@163.com

TG174

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1005-748X(2016)05-0434-04