長慶油田H轉(zhuǎn)油站集輸管線腐蝕原因分析

劉貴賓，連宇博，韓創(chuàng)輝，陸 瀟，焦生寧，李文娟

（1.西安長慶化工集團有限公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，陜西西安 710016）

長慶油田H轉(zhuǎn)油站低壓集輸管線于2012年6月投運，材質(zhì)為20號鋼，規(guī)格為φ114×5.0 mm，輸送介質(zhì)為油氣水，外輸液量約375 m3/d，含水約52 %，外輸壓力1.6 MPa～1.7 MPa，外輸溫度為40 ℃，CO2分壓0.01 MPa，H2S濃度為300 mg/L～600 mg/L。該站站內(nèi)管線運行兩年就出現(xiàn)大面積的腐蝕穿孔而被迫更換新管線。鑒于該站站內(nèi)管線使用時間短、泄漏嚴重等情況，于是對該站站內(nèi)集輸管線腐蝕穿孔原因進行分析，并采取有效措施，防止類似穿孔事件的發(fā)生。

1 腐蝕環(huán)境

為了進一步明確H轉(zhuǎn)油站集輸管線的腐蝕環(huán)境，根據(jù)《SY/T 5329-2012碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》[1]中的相關規(guī)定，對現(xiàn)場采集的水樣進行分析，實驗結果（見表1）。

從表1可以看出，不同井組所采集水樣中礦化度、各離子含量均相近。該區(qū)塊礦化度較高，大致在3.5×104mg/L～3.8×104mg/L。氯離子含量較高，在1.7×104mg/L以上，這將造成嚴重的氯離子腐蝕。另一方面，水樣中含有部分的鈣離子、鎂離子、鋇離子和鍶離子，這些都是易結垢的離子，這也容易造成垢下腐蝕。

2 腐蝕原因分析

2.1 室內(nèi)腐蝕試驗

根據(jù)現(xiàn)場工況確定試驗參數(shù)，具體（見表2）。根據(jù)現(xiàn)場水樣分析結果確定模擬溶液的離子種類和含量，具體（見表3）?？疾炝瞬煌琀2S濃度對CO2條件下20號鋼的腐蝕影響，試驗結果（見表4）。

表1 H轉(zhuǎn)油站采集水樣水質(zhì)分析結果

表2 模擬試驗參數(shù)表

表3 模擬溶液離子含量

表4 不同濃度H2S條件下20號鋼腐蝕速率

從表4可以看出，在CO2+H2S條件下，隨著上述體系中H2S濃度的增加，腐蝕速率先降低后增加，這是由于在低濃度H2S時，CO2腐蝕為主導，H2S可以與鐵反應生成FeS膜，一定程度上減緩了20號鋼的均勻腐蝕[2]，雖然在低濃度H2S條件下，H2S與鐵可以反應生成FeS膜而減緩CO2腐蝕，但是在高濃度的Cl-條件下，這也容易造成20號鋼的點蝕，成為高風險的腐蝕因素[3]。隨著H2S濃度的增加，CO2腐蝕轉(zhuǎn)變?yōu)镠2S腐蝕為主導的腐蝕，并且腐蝕速率隨著濃度增加而增大。

圖1 H轉(zhuǎn)油站外輸泵總出口處腐蝕掛片處理前和處理后的宏觀形貌

2.2 現(xiàn)場掛片腐蝕試驗

在H轉(zhuǎn)油站外輸泵出口安裝腐蝕檢測裝置并安裝監(jiān)測掛片，兩個月后取出腐蝕監(jiān)測掛片，進行實驗室處理和檢測。H轉(zhuǎn)油站外輸泵出口處腐蝕兩個月后掛片表面有大量的腐蝕產(chǎn)物，均勻腐蝕速率為0.491 8 mm/a，對照標準NACE SP 0775的要求，該檢測點的腐蝕為嚴重腐蝕。掛片表面結垢、腐蝕產(chǎn)物等均會引發(fā)材料的垢下腐蝕，從而誘發(fā)局部腐蝕，這和腐蝕掛片宏觀形貌觀察到的局部腐蝕坑相吻合（見圖1）。

2.2.1 微觀分析 對去膜后試樣表面進行微觀分析，發(fā)現(xiàn)表面有大量的局部腐蝕坑，局部腐蝕嚴重，腐蝕坑的尺寸較大，數(shù)量較多，采用三維成像分析發(fā)現(xiàn)局部腐蝕坑深約28.6 μm，點蝕速率為0.173 mm/a，對照標準NACE SP 0775的要求，該檢測點的點腐蝕為中度腐蝕（見圖2）。

圖2 H轉(zhuǎn)油站外輸泵總出口處腐蝕掛片處理后的微觀形貌

2.2.2 腐蝕產(chǎn)物分析 采用掃描電子顯微鏡對腐蝕檢測掛片微觀腐蝕形貌進行了觀察，并用能譜儀（EDS）分析腐蝕產(chǎn)物的化學成分，試驗結果（見圖3）。

圖3 H轉(zhuǎn)油站外輸泵總出口處腐蝕掛片表面微觀腐蝕形貌及EDS譜

腐蝕產(chǎn)物發(fā)生大面積的剝落，基體裸露在外，剝落處發(fā)現(xiàn)腐蝕產(chǎn)物主要分為四層。EDS圖譜分析發(fā)現(xiàn)，腐蝕產(chǎn)物中富含S、Fe元素，半定量分析發(fā)現(xiàn)S：Fe的原子比高達1:1.7，腐蝕環(huán)境中含有H2S，因此可以推斷腐蝕產(chǎn)物中富含F(xiàn)eS。在腐蝕產(chǎn)物中也檢測到C和O，腐蝕環(huán)境中含有CO2，因此可以推斷腐蝕產(chǎn)物中含有FeCO3。腐蝕產(chǎn)物中Na、Cl及少量Ca等可能是溶液中的NaCl、CaCl2沉積形成。

2.3 局部腐蝕原因分析

H轉(zhuǎn)油站集輸管線腐蝕的主要原因為H2S腐蝕、CO2腐蝕和Cl-腐蝕，在其共同作用下造成集輸管線腐蝕穿孔。H2S濃度較低時，CO2是集輸管線均勻腐蝕的主導因素，隨著H2S濃度的增加，CO2腐蝕轉(zhuǎn)變?yōu)镠2S腐蝕為主導的腐蝕，并且腐蝕速率隨著其濃度增加而增大。

3 結論及建議

（1）該區(qū)塊礦化度較高，尤其是Cl-，在1.7×104mg/L以上，這將造成嚴重的氯離子腐蝕。

（2）H轉(zhuǎn)油站集輸管線內(nèi)腐蝕是H2S腐蝕、CO2腐蝕和Cl-腐蝕共同造成的。低濃度H2S條件下，CO2是集輸管線腐蝕的主導因素，隨著H2S濃度的增加，CO2腐蝕轉(zhuǎn)變?yōu)镠2S腐蝕為主導的腐蝕。

（3）解決H轉(zhuǎn)油站集輸管線內(nèi)腐蝕問題，首先應降低油氣水中H2S含量到較小濃度，再加注抗CO2和H2S腐蝕的緩蝕劑，降低局部腐蝕風險，采用油氣集輸用硫化物去除劑可與油氣水中H2S進行反應，降低油氣水中H2S含量。

（4）H轉(zhuǎn)油站集輸管線可采用抗H2S、CO2內(nèi)涂層涂料進行防護，也可以選擇抗H2S、CO2材質(zhì)的管線作為集輸管線，從而延長集輸管線使用壽命。