陳德勝

（中國石油大學(xué) （華東），山東東營 257000）

勝利油田高含H2S區(qū)塊隱患管道腐蝕檢測分析與治理措施

陳德勝

（中國石油大學(xué) （華東），山東東營 257000）

針對勝利油田臨盤采油廠部分高含H2S區(qū)塊埋地管道腐蝕、穿孔頻繁的問題，利用電流梯度法、電位梯度法及超聲波測厚技術(shù)對3條典型管道進(jìn)行了腐蝕檢測，并對腐蝕產(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、無縫鋼管預(yù)制成型偏差和違章占壓導(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、占壓管道改線敷設(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；腐蝕檢測分析；安全現(xiàn)狀；治理措施

勝利油田臨盤采油廠地處油田西南邊陲，年產(chǎn)原油160萬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)行安全帶來影響，而且一旦管道、設(shè)備發(fā)生泄漏，將會給采油廠相關(guān)管理、作業(yè)人員和油區(qū)居民的人身健康帶來嚴(yán)重威脅[1]。為摸清臨盤采油廠高含H2S區(qū)塊埋地管道的安全現(xiàn)狀，確認(rèn)H2S對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、防腐保溫層破損點(diǎn)檢測技術(shù)、防腐保溫層性能評價(jià)技術(shù)、管體壁厚超聲波檢測技術(shù)和X射線衍射分析 （XRD）技術(shù)，對臨盤采油廠高含H2S區(qū)塊的3條埋地管道進(jìn)行了腐蝕安全現(xiàn)狀檢測分析與治理措施研究。

1 檢測與評價(jià)方案

重點(diǎn)選取臨盤采油廠H2S濃度較高且維修頻繁的3條埋地管道 （見表1），依據(jù)Q/SH 0314-2009《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕與防護(hù)檢測技術(shù)規(guī)程》中的相關(guān)檢測評價(jià)方法 （見表2）對管道進(jìn)行不開挖腐蝕檢測，分析管道的腐蝕安全現(xiàn)狀；另外對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對腐蝕的影響。

表1 抽測管道特性信息

表2 埋地管道不開挖腐蝕檢測技術(shù)與評價(jià)方法[3]

2 檢測結(jié)果分析

2.1 管道不開挖腐蝕檢測結(jié)果

管道探測每隔50 m布置一個(gè)測點(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、工廠或公路占壓，存在安全隱患，見表3。

管道外防腐層每隔50 m布置一個(gè)測點(diǎn)，檢測結(jié)果表明，3條管道外防腐層整體質(zhì)量較好，綜合評價(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、五級的管段所占的比例均小于10%，見表4。

表3 管道探測結(jié)果

管體腐蝕超聲波測厚[4]選擇管道過溝架空出露處或埋深較淺處局部開挖抽測，每個(gè)測厚區(qū)段沿管道環(huán)周360°的8等分方向布置測點(diǎn)，每個(gè)測點(diǎn)讀取9個(gè)數(shù)據(jù)，以保證測試數(shù)據(jù)的復(fù)現(xiàn)性和測試結(jié)果的可靠性。測試結(jié)果表明：田5站—田11-3站混輸管道評價(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站混輸管道評價(jià)結(jié)果為 “可”； SHS70-1站—SHS14站混輸管道評價(jià)結(jié)果為 “劣”， 由無縫鋼管預(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，見表5。

表4 管道外防腐層檢測評價(jià)結(jié)果

表5 管體腐蝕超聲波測厚結(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以及相對少量的CaCO3，其中SiO2來自油井出砂，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、工廠及公路占壓，一旦發(fā)生泄漏，H2S將給相關(guān)人員的人身安全帶來極大威脅。

（3）SHS70-1站—SHS14站混輸管道由于無縫鋼管預(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，而管道開裂處斷口為明顯的壁厚不足引起的承壓強(qiáng)度失效 （見圖3），而非H2S應(yīng)力腐蝕開裂。

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)力腐蝕開裂，當(dāng)不考慮氫脆開裂，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?，單純考慮腐蝕的影響時(shí)，H2S的影響遠(yuǎn)沒有溶解氧、CO2強(qiáng)。鑒于臨盤采油廠日常生產(chǎn)及定期檢測過程中均未發(fā)現(xiàn)管道及設(shè)備存在氫脆開裂現(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）對于來液含砂較高的區(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采工藝[J].石油鉆采工藝，2009，31（增 1）：135-138.

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

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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，高級工程師，現(xiàn)為中國石油大學(xué)儲建學(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