南堡油田3號構造集輸管道的腐蝕及防護

顏芳蕤，季　宏，邢　澤，劉清洋，李俊超，霍志芳中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司，河北唐山　063200

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南堡油田3號構造集輸管道的腐蝕及防護

顏芳蕤，季宏，邢澤，劉清洋，李俊超，霍志芳
中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司，河北唐山063200

摘要：南堡油田3號構造所產(chǎn)伴生氣中含有H2S和CO2等酸性氣體，酸性氣體遇水即會發(fā)生電離反應，對鋼材具有很強的腐蝕作用，使該區(qū)集輸管道存在潛在的腐蝕風險。根據(jù)已有研究成果作為腐蝕判據(jù)，結合集輸工藝流程和運行狀況分析H2S和CO2腐蝕對該區(qū)地面集輸管道的影響，確定系統(tǒng)中影響管材腐蝕的主要因素為CO2。針對CO2腐蝕提出適用于3號構造集輸管道的腐蝕防護措施，為該區(qū)的運行管理和工藝設計提供參考。

關鍵詞：腐蝕機理；腐蝕判據(jù)；CO2腐蝕；腐蝕防護措施

南堡3號構造是南堡油田主力高產(chǎn)區(qū)塊之一，開發(fā)有南堡3- 2區(qū)館陶、東營和PG2區(qū)沙河街、潛山等油藏，其中PG2區(qū)油藏地層能量高，產(chǎn)氣量大，占3號構造總產(chǎn)氣量95%以上，但該區(qū)塊油井伴生氣中含有H2S和CO2氣體，沙河街油藏硫化氫含量為20～30 mg/m3，二氧化碳質量分數(shù)約為5%，潛山油藏硫化氫含量為100～200 mg/m3，二氧化碳質量分數(shù)約為10%。2013年，根據(jù)3號構造整體開發(fā)部署，配套新建集輸管道87 km。H2S和CO2等酸性氣體遇水即會發(fā)生電離反應，對鋼材具有很強的腐蝕作用，使該區(qū)集輸管道存在潛在的腐蝕風險。

1　H2S和CO2腐蝕機理

1.1硫化氫腐蝕機理

H2S溶于水便立即電離，使水具有酸性。在硫化氫溶液中，H+、HS-、S2-和H2S分子共存，它們對金屬的腐蝕是氫去極化作用過程：

陽極反應Fe→Fe2++ 2e

陽極反應的產(chǎn)物：Fe2++ S2-→FeS

濕硫化氫的腐蝕作用主要有兩大類：電化學腐蝕和氫損傷，氫損傷表現(xiàn)為硫化物應力開裂（SSC）和氫誘發(fā)裂紋（HIC）［1］。

1.2二氧化碳腐蝕機理

當水中有游離的CO2存在時產(chǎn)生酸性反應，生成H+和HCO-3離子，H+就會產(chǎn)生氫去極化作用，使鋼材發(fā)生嚴重的局部腐蝕。

陽極反應Fe→Fe2++2e

陰極反應2H++ 2e→H2↑

H2O+CO2→2H++

總反應CO2+ H2O + Fe→FeCO3+ H2↑

2　H2S和CO2腐蝕判據(jù)

2.1硫化氫應力腐蝕開裂

碳鋼或低合金鋼在酸性環(huán)境下發(fā)生SSC的嚴重程度與H2S分壓和溶液的pH值有關，見圖1，管材發(fā)生SSC的臨界硫化氫分壓值為0. 3 kPa。

圖1　碳鋼和低合金鋼SSC環(huán)境嚴重程度區(qū)域

2.2二氧化碳腐蝕

一般用二氧化碳的分壓PCO2作為CO2腐蝕程度的預測判據(jù)［3］：

當PCO2＜0.02 MPa時，沒有腐蝕；

當PCO2= 0.02～0.2 MPa時，產(chǎn)生腐蝕；

當PCO2＞0.2 MPa時，嚴重腐蝕。

2.3硫化氫和二氧化碳共存

有關研究表明，當硫化氫和二氧化碳共存時，利用CO2和H2S的分壓比來判斷腐蝕過程的主控因素［4］。

當PCO2

/PH2S＞500時，腐蝕過程受CO2控制；當20＜PCO2/ PH2S＜500時，H2S和CO2共同作用；

當PCO2

/ PH2S＜20時，腐蝕過程受H2S控制。

3　腐蝕對集輸管道的影響分析

3.1集輸流程概況

PG2區(qū)塊油井地面位置分別位于XPG2、PG2 和3- 2平臺，主要集中在XPG2平臺。XPG2平臺單井產(chǎn)液經(jīng)穿心套管伴熱保溫后降壓，由單井集輸管道輸送至計量間，再通過計量間集油匯管輸送至加熱爐加熱后外輸?shù)?- 2平臺轉油站，與3- 2平臺產(chǎn)液混合經(jīng)三相處理，天然氣經(jīng)壓縮機提壓脫硫后外輸，含水原油經(jīng)外輸油泵增壓外輸。以單井NP36- P3602為例，根據(jù)上述工藝流程特點將集輸管道劃分為6個節(jié)點進行分析，每一節(jié)點管道規(guī)格及運行參數(shù)詳見表1，各節(jié)點管輸介質特征詳見表2。

表1　各節(jié)點管道規(guī)格及運行參數(shù)表

表2　各節(jié)點管輸介質特征

3.2各節(jié)點腐蝕狀況

根據(jù)管道規(guī)格、運行參數(shù)、管輸介質特征分析各節(jié)點腐蝕狀況如下：

節(jié)點1屬CO2嚴重腐蝕及CO2和H2S共存時腐蝕受CO2控制區(qū)間，但是單井含水較低且流速不高，原油的屏蔽作用使腐蝕介質對單井高壓集油管道的影響較小。

節(jié)點2屬CO2產(chǎn)生腐蝕及CO2和H2S共存時腐蝕受CO2控制區(qū)間，但管輸介質流速高，原油的屏蔽作用不再起作用，單井低壓集油管道存在CO2腐蝕風險。

節(jié)點3屬CO2產(chǎn)生腐蝕及CO2和H2S共存時腐蝕受CO2控制區(qū)間，平臺集油匯管輸送介質含水低，但流速高，原油的屏蔽作用失效，該管道存在CO2腐蝕風險。

節(jié)點4屬CO2產(chǎn)生腐蝕及CO2和H2S共存時腐蝕受CO2控制區(qū)間。XPG2至3- 2混輸管道管徑較大，管路流型屬于波浪流，管道內壁中、上層仍存在CO2腐蝕風險。

節(jié)點5屬CO2產(chǎn)生腐蝕及CO2和H2S共存時腐蝕受CO2控制區(qū)間。3- 2平臺外輸氣管道前段CO2分壓高，但無游離水，發(fā)生CO2腐蝕的風險較低，后段CO2分壓低、氣體流速高、低洼處易積水，存在CO2腐蝕的風險。

節(jié)點6處的外輸原油含水低于60%，油與水形成穩(wěn)定的油包水型乳狀液，即使水中含有腐蝕性離子，因為管道接觸的是油相，所以，3- 2平臺外輸油管道腐蝕較輕微。

經(jīng)上述分析可知，3號構造地面集輸管道以二氧化碳腐蝕為主，屬二氧化碳輕、中度腐蝕。

4　CO2腐蝕防護措施及對策

油氣田地面集輸系統(tǒng)的CO2腐蝕防護措施主要有：選用耐腐蝕材質、改變金屬使用環(huán)境、采用保護性覆蓋層、脫除CO2、定期的腐蝕檢測和適時的維護保養(yǎng)等。在3號構造集輸系統(tǒng)現(xiàn)有工藝流程的基礎上，宜采取以下腐蝕防護措施：

（1）對于產(chǎn)氣量較大的單井，應增大單井集油管道管徑，對XPG2平臺增設集油匯管，使管輸介質的流速降至10 m/s以下。

（2）為防止XPG2至3- 2平臺混輸管道和3- 2平臺外輸氣管道發(fā)生CO2腐蝕，宜采取添加緩蝕劑的方式進行防護，緩蝕劑應霧化注入并適用于氣相防腐。

（3）外輸原油管道應控制外輸油含水量，最好降至35%以內，不超過60%，防止H2S、CO2、SRB的綜合腐蝕，一旦含水持續(xù)上升，需添加緩蝕劑進行保護。

（4）在管道起、終點及閥室內增設腐蝕掛片監(jiān)測點和通球指示儀，生產(chǎn)運行中積極開展掛片腐蝕監(jiān)測和管道通球作業(yè)。

（5）管道投產(chǎn)1年內應進行腐蝕與防護狀態(tài)的基線檢測，日后管道的檢測周期不宜超過6年。

5　結束語

南堡油田3號構造地面集輸管道以二氧化碳腐蝕為主，屬二氧化碳輕、中度腐蝕。產(chǎn)氣量較大的單井集油管道、XPG2平臺集油匯管、XPG2到3- 2平臺混輸管道、3- 2平臺外輸油氣管道中后段均存在CO2腐蝕風險，應采取優(yōu)化設計和強化管理的方式防止3號構造集輸管道的腐蝕破壞。

參考文獻

［1］崔之健.油氣儲運設施腐蝕與防護［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［2］SY/T0599- 2006，天然氣地面設施抗硫化物應力開裂和抗應力腐蝕開裂的金屬材料要求［S］.

［3］姚曉，馮玉軍，李穎川.國內外氣田開發(fā)中管內CO2腐蝕研究進展［J］.油氣儲運，1996（2）：12- 18.

［4］POTS B F M，JOHN R C，RIPPON I J，et al. Improvement on De Waard- Milliams Corrosion Prediction and Application to Corrosion Management［C］// Corrosion 2002.Houston：NACE，2002.

Corrosion and Protection of Gathering and Transportation Pipelines in Structure No.3 of Nanpu Oilfield

YAN Fangrui，JIHong，XING Ze，LIU Qingyang，LIJunchao，HUO Zhifang
PetroChina Jidong Oilfield Company，Tangshan 063200，China

Abstra ct：The associated gas produced from Structure No.3 of Nanpu Oilfield contains acid gases such as H2S and CO2. Ionization reaction occurs when the acid gases associate with water，and strong corrosion will happen on steel. Accordingly，potential corrosion risk of the gathering and transportation pipelines in the area will be aroused. Based on the corrosion criteria from the existing research achievements，oil gathering and transportation process flow and operation status，the influences of corrosion of H2S and CO2on the gathering and transportation pipelines are analyzed. The main factor of the pipeline corrosion is determined to be CO2. The corrosion protection measures which are suitable for the gathering and transportation pipelines in Structure No.3 are put forward，so as to provide reference for the operation management and technologicalprocess design in the area.

Keywords：corrosion mechanism；corrosion criterion；CO2corrosion；corrosion protection measure

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.016

作者簡介：

顏芳蕤（1983-），女，黑龍江牡丹江人，工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣儲運工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事基建工程管理工作。Email：npqyfrui@petrochina.com.cn

收稿日期：2015- 10- 08