吳濤 中國石化河南油田分公司采油一廠

油氣集輸管道內(nèi)腐蝕防護技術(shù)

吳濤 中國石化河南油田分公司采油一廠

油氣集輸管道腐蝕防護技術(shù)的研究對管道防腐具有重要的作用和意義。在分析集輸管道內(nèi)腐蝕機理和腐蝕特征的基礎上，進行CO2腐蝕、CO2和H2S共同腐蝕兩種室內(nèi)掛片實驗。實驗結(jié)果表明：集輸管道內(nèi)腐蝕受腐蝕介質(zhì)的礦化度、溫度、CO2分壓、H2S含量的影響。根據(jù)實驗結(jié)果，提出幾種科學有效的腐蝕防護技術(shù)，以減小管道內(nèi)腐蝕的腐蝕速率。

集輸管道；內(nèi)腐蝕；防護技術(shù)；實驗

1 腐蝕實驗分析

1.1實驗原理

采用室內(nèi)掛片實驗方法，根據(jù)失重計算原理觀察腐蝕現(xiàn)象，確定腐蝕機理和影響因素。根據(jù)我國油田原油集輸管道的材料特征，選擇20#鋼材作為實驗材料，打磨成50mm×20mm×3mm尺寸規(guī)格，同批材料樣品確保同等規(guī)格。計算試片表面積為24.0±0.1cm2，對所有試片進行打磨拋光，確保表面所有地方光潔度一樣，分次放入高溫丙酮、無水乙醇中進行脫脂、脫水處理，干燥處理后測量重量。實驗后，將腐蝕的試片放入酸清洗液中進行腐蝕物清除，烘干計算剩下的試片重量，得出失重ΔM，則可以根據(jù)以下公式計算腐蝕速率

式中V為平均腐蝕速率（mm/a）；ΔM為試片失重量（g）；S為試片腐蝕面積（cm2）；t為腐蝕時間（h）；ρ為試片密度（g/cm3）。

1.2 CO2腐蝕實驗

對我國油田原油集輸管道進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，普通條件下CO2的分壓一般都在0.2MPa以下，開采出水的礦化度在220000mg/L以下，Cl—的含量小于132000mg/L，工作溫度為40～60℃。本文選擇普通條件溫度50℃作為對比，共用兩個試片；介質(zhì)礦化度實驗組確定條件為礦化度280000mg/L，Cl—含量168000mg/L，溫度50℃，兩個試片；介質(zhì)溫度實驗組選擇30℃、50℃、70℃三種溫度，各一個試片；CO2分壓實驗組選擇0.1、0.2和0.3MPa三種分壓條件，各一個試片，溫度50℃。實驗環(huán)境全部定為液相環(huán)境，每組選擇兩個試樣試片進行實驗，根據(jù)實驗原理公式計算腐蝕速率，實驗結(jié)果見表1。

表1 管道掛片實驗CO2腐蝕結(jié)果

對溫度的影響進行分析，其實驗結(jié)果如圖1所示。

圖1 溫度對CO2腐蝕速率的影響

1.3 CO2與H2S共同腐蝕實驗

通過調(diào)查統(tǒng)計分析，我國油田集輸管道H2S含量一般在1000～30000g/cm3，因此本文普通條件選擇H2S含量為3000g/cm3，CO2的分壓0.2MPa，介質(zhì)的礦化度220000mg/L，Cl—含量132000mg/L，工作溫度50℃。對比組選擇H2S含量為3000g/cm3，兩個試片；介質(zhì)礦化度實驗組確定條件為礦化度280000mg/L，Cl—含量168000mg/L，溫度50℃，兩個試片；介質(zhì)溫度實驗組選擇30℃、50℃、70℃三種溫度，各一個試片；H2S含量實驗組選擇500、1000、3000和30000g/cm3四種含量，各一個試片，溫度50℃。實驗環(huán)境全部定為液相環(huán)境，每組選擇兩個試樣試片進行試驗，根據(jù)實驗原理公式計算腐蝕速率。實驗結(jié)果表明：H2S含量為3000g/cm3，CO2的分壓0.2MPa，介質(zhì)礦化度220000mg/L，Cl—含量132000mg/L，溫度50℃的普通條件下，試片的平均腐蝕速率為0.1455 mm/a，大于0.125mm/a，屬于嚴重腐蝕。在保持其他條件不變，只改變介質(zhì)礦化度為280000mg/L，Cl—含量168000mg/L時，試片的平均腐蝕速率為0.157mm/a，腐蝕速率明顯增大，屬于嚴重腐蝕。這說明，介質(zhì)礦化度越大，對集輸管道內(nèi)腐蝕的影響越大。

對溫度的影響進行分析，實驗結(jié)果表明：管道CO2和H2S共同內(nèi)腐蝕的速率隨溫度的上升而加快，當溫度為50℃時，腐蝕速率為0.146mm/a，大于0.125mm/a，屬于嚴重腐蝕；當溫度繼續(xù)上升為70℃時，腐蝕速率為0.244mm/a，雖然小于0.254mm/a，但仍屬于嚴重腐蝕，且腐蝕加劇。由實驗可知，管道內(nèi)腐蝕的速率隨H2S含量的增大先升高后降低，當H2S含量為500g/cm3時，腐蝕速率為0.179mm/a，大于0.125mm/a，屬于嚴重腐蝕，然后腐蝕速率出現(xiàn)下降趨勢，這是由于腐蝕物質(zhì)形成薄膜阻礙了腐蝕加劇；當H2S含量為30000g/cm3時，腐蝕速率為0.176mm/a，屬于嚴重腐蝕。這說明，集輸管道內(nèi)腐蝕因溫度的升高而加劇，隨著H2S含量的升高先是減弱后又加劇腐蝕。

2 內(nèi)腐蝕防護技術(shù)措施

由室內(nèi)掛片腐蝕實驗結(jié)果可以看出，CO2腐蝕、CO2和H2S共同腐蝕等都屬于嚴重腐蝕，容易造成集輸管道的穿孔損壞等，不但造成經(jīng)濟損失，還容易導致事故發(fā)生。根據(jù)實驗結(jié)果，提出以下幾種科學有效的腐蝕防護技術(shù)，以減小管道內(nèi)腐蝕的腐蝕速率。

2.1 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。油田集輸管道防腐技術(shù)一般使用有機緩蝕劑，其具有以下優(yōu)點：一是不改變管道介質(zhì)條件，起到良好的防腐效果；二是成本低，操作簡單；三是可根據(jù)不同環(huán)境或不同管道材質(zhì)等選取不同的緩蝕劑。緩蝕劑的選擇必須考慮能保護集輸管道金屬材質(zhì)、腐蝕介質(zhì)等，還需要考慮緩蝕劑是否有毒性等。CO2腐蝕、H2S腐蝕應采取吸附性緩蝕劑，如CT2-4、T2-14、CZ3-1Z等，使腐蝕物質(zhì)吸附在集輸管道內(nèi)表面形成保護膜，從而達到抑制腐蝕的目的。

2.2 管道內(nèi)涂層和襯里防腐技術(shù)

對集輸管道進行內(nèi)表面涂層防腐，它是通過涂層的隔離效果隔絕腐蝕介質(zhì)和集輸管道內(nèi)表面的接觸，從而達到防腐效果。使用管道內(nèi)涂層和襯里防腐技術(shù)不但能夠有效防止管道內(nèi)腐蝕的產(chǎn)生和加劇，還可以節(jié)約大量的集輸管材和維修、維護費用。此外，管道內(nèi)涂層和襯里防腐技術(shù)可使管道內(nèi)表面光滑，避免堵塞和事故的發(fā)生。CO2腐蝕、H2S腐蝕可以選擇有機涂層和襯里含有環(huán)氧樹脂、聚氨酯以及環(huán)氧粉末等。

2.3 改變集輸管道環(huán)境的腐蝕防護技術(shù)

由實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，集輸管道內(nèi)部CO2腐蝕及H2S腐蝕與工作環(huán)境溫度、介質(zhì)的礦化度、CO2的分壓、H2S含量等有密切關(guān)系，所以改變管道環(huán)境可以達到防腐效果。一是降低腐蝕介質(zhì)的濃度，控制好透氣度，可以降低介質(zhì)中H2S濃度、Cl—含量和介質(zhì)礦化度；二是通過保溫措施等降低管道內(nèi)部溫度，降低內(nèi)腐蝕速率；三是根據(jù)實際集輸管道特征對環(huán)境參數(shù)進行修改，加強集輸管道內(nèi)腐蝕防護。

2.4 加強日常監(jiān)測和維護工作

對原油集輸管道內(nèi)腐蝕進行動態(tài)監(jiān)測，對管道彎頭、匯管、立管、焊縫等重要部位進行重點檢測。做好日常集輸管道腐蝕維護工作，對局部或部分腐蝕的管段進行更換；對整條管道內(nèi)腐蝕嚴重的管道更換為復合管；對部分腐蝕的管段進行修復。

3 結(jié)語

油氣集輸管道腐蝕防護技術(shù)的研究對管道防腐具有重要的作用和意義。根據(jù)我國油田原油集輸管道的特征，對集輸管道內(nèi)表面CO2腐蝕和H2S腐蝕的腐蝕機理進行了詳細分析，明確了管道CO2腐蝕、CO2和H2S共同腐蝕情況下管道內(nèi)腐蝕的腐蝕速率、腐蝕影響因素等影響特征。實驗表明，集輸管道內(nèi)腐蝕受腐蝕介質(zhì)礦化度、溫度、CO2分壓、H2S含量的影響，根據(jù)實驗結(jié)果和內(nèi)腐蝕特征，提出了幾種有效的集輸管道內(nèi)腐蝕防護技術(shù)。

（欄目主持 樊韶華）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.4.056