趙娜(勝利油田臨盤采油廠開發(fā)科 山東 德州 251500)

一、基本概況

臨盤油區(qū)組建于1972年，所轄油區(qū)在德州、濟(jì)南兩市的4個(gè)縣（市）境內(nèi)，油區(qū)面積3600km2，已探明臨盤、商河、臨南、江家店4個(gè)油田，均為中低滲復(fù)雜斷塊油田。油區(qū)內(nèi)油水井及其管線分布范圍廣，管理難度大，混輸管線材質(zhì)多以保溫鋼管為主，長(zhǎng)度約239.5km，占78%，一少部分為玻璃鋼管線，長(zhǎng)度47.78km，占22%。從運(yùn)行年限進(jìn)行劃分，3年以下的37.79km，3-5年的28.18km,5-8年的58.27km，超8年以上運(yùn)行的有163km，所占比例為57%。腐蝕嚴(yán)重的區(qū)塊在新管線安裝兩年后就開始發(fā)生腐蝕穿孔現(xiàn)象，每年因腐蝕穿孔而更換的管線在6km左右。2009年至2012年混輸管線腐蝕穿孔次數(shù)呈上升趨勢(shì)，管線腐蝕穿孔嚴(yán)重影響了原油產(chǎn)量及周邊的環(huán)境。做好管線防腐工作，是保證原油穩(wěn)產(chǎn)和提高環(huán)境質(zhì)量的一項(xiàng)重要工作。

二、管線腐蝕穿孔原因分析

混輸管線腐蝕穿孔的基本特征主要表現(xiàn)在八個(gè)方面：管線腐蝕以內(nèi)腐蝕為主，外腐蝕為輔；腐蝕穿孔部位多在管線底部和彎頭下部；腐蝕形態(tài)主要表現(xiàn)為溝槽狀和潰瘍狀；從流向上一般在管線中下游；從流速上看，高流速腐蝕較輕，低流速腐蝕嚴(yán)重；從流體性質(zhì)分析，高礦化度腐蝕嚴(yán)重，低礦化度腐蝕較輕；從流體含砂量分析，含砂量高的腐蝕嚴(yán)重，含砂量低的腐蝕較輕；從油氣水所占比例分析，含氣量少時(shí)腐蝕較輕，含水低時(shí)腐蝕較輕。

1.管線輸送流體的礦化度高，鈣鎂離子含量高

臨盤油區(qū)油井采出水總礦化度平均為34577mg/l，屬于重腐蝕采出水，采出水是氯化鈣型，鈣離子含量1371mg/l，鎂離子467mg/l。實(shí)驗(yàn)表明，礦化度超過10000mg/l時(shí)，腐蝕速率隨著礦化度的增加而急劇增加，這是因?yàn)镃l-是活性陰離子，穿透能力強(qiáng)使管線表面不可能形成致密的垢層或腐蝕產(chǎn)物保護(hù)層，使局部區(qū)域活化。局部活化區(qū)成為陽極，電位較負(fù)，而陽極周圍CaCO3和FeCO3膜覆蓋區(qū)成為陰極，電位較正，形成電偶電池引起垢下腐蝕。

2.硫酸鹽還原菌含量超標(biāo)

近幾年腐蝕較為嚴(yán)重的T8站混輸管線，管線輸送液體總礦化度為66586mg/l，鈣、鎂離子含量為2635mg/l，SRB細(xì)菌含量為12000個(gè)/ml。研究表明當(dāng)有硫酸鹽還原菌存在時(shí)，促使SO42-還原為S2-，同時(shí)硫酸鹽還原菌的代產(chǎn)物生成S2-，加速電化學(xué)腐蝕，并有鐵的硫化物生成。同時(shí)水中HCO3-，CO2，Ca2+，和Fe2+對(duì)硫酸鹽還原菌的腐蝕有促進(jìn)作用，加速了對(duì)管線的局部腐蝕。

3.存在氣體腐蝕

通過從油井套管和一首站取氣樣，用氣相色譜測(cè)定氣體含量，臨盤油區(qū)流體中含有大量CO2氣體，含量在11058mg/l，CO2氣體使污水的腐蝕急劇加大，CO2的存在使水呈弱酸性，弱酸性水加劇了管線的腐蝕。

4.流體含砂量高，對(duì)管壁沖蝕嚴(yán)重

油井產(chǎn)液中含有一定量的砂子，在流速小的時(shí)候，由于重力作用，砂子沉積在管線的底部，隨著流體的流動(dòng)，沖刷管線底部，管線出現(xiàn)溝槽，管壁變薄。

三、管線防腐蝕采取的對(duì)策

1.已投產(chǎn)管線，做藥劑選型評(píng)價(jià)，合理加藥

緩蝕劑是一種少量加入腐蝕介質(zhì)中就能大大減少金屬腐蝕的化學(xué)劑。緩蝕劑在金屬表面形成一層保護(hù)膜，把金屬表面與水隔開，起到保護(hù)作用。在投加緩蝕劑方面，建議采用自動(dòng)連續(xù)加藥方式，通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，連續(xù)加藥與周期加藥相比，腐蝕速率下降16.8%。

2.針對(duì)不同情況，選用不同管材

臨盤油區(qū)受地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，地層水礦化度差異大、地理環(huán)境相差較大等因素的影響，在設(shè)計(jì)管線時(shí)應(yīng)綜合考慮不同條件選用不同管材。

（1）對(duì)于油層埋深較深、礦化度較高、地理環(huán)境較好的區(qū)塊，選用非金屬管線，主要應(yīng)用于沙二下、沙三下和沙四油藏，其地層水礦化度一般在22000-60000mg/l。

（2）對(duì)于油層埋深較深、礦化度較高、地理環(huán)境較差的區(qū)塊，選用金屬管線加內(nèi)防腐措施。

（3）對(duì)于油層埋深較淺、礦化度較低的區(qū)塊，選用金屬管線。主要應(yīng)用于館陶、東營(yíng)和沙二段油藏,其地層水礦化度一般小于22000mg/l，流體腐蝕較輕。

3.設(shè)計(jì)管線時(shí)考慮合理流速

管線內(nèi)流體的流態(tài)可根據(jù)雷諾數(shù)（Re）進(jìn)行判別，雷諾數(shù)是指流體流動(dòng)時(shí)的慣性力Fg和粘性力(內(nèi)摩擦力)Fm之比。一般管道雷諾數(shù)Re＜2000為層流狀態(tài)，Re＞4000為紊流狀態(tài)，Re＝2000～4000為過渡狀態(tài)。在不同的流動(dòng)狀態(tài)下，流體的運(yùn)動(dòng)規(guī)律、流速的分布等都是不同的，因此雷諾數(shù)的大小決定了粘性流體的流動(dòng)特性。

不同管徑流態(tài)由層流轉(zhuǎn)為紊流的臨界流量值

Φ159 Φ219 Φ273 Φ325 814 1221 1629 2036管線直徑mm粘度流量m2/s m3/d 20×10-6 30×10-6 40×10-6 50×10-6 407 611 814 1018 543 814 1085 1375 678 1018 1357 1696

當(dāng)管線內(nèi)流體的流態(tài)為紊流時(shí)，油氣水砂充分混合，不分層，水、砂對(duì)管線的腐蝕是均勻的，管線不易形成溝槽和點(diǎn)蝕。

4.應(yīng)用混輸泵降低管線運(yùn)行壓力

針對(duì)已投用的混輸管線，選用與之匹配的混輸泵，可有效降低管線的運(yùn)行壓力，延長(zhǎng)管線的使用周期。

結(jié)論

通過對(duì)管線發(fā)生腐蝕的原因進(jìn)行分析，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況，確定了在臨盤油區(qū)內(nèi)導(dǎo)致混輸管線發(fā)生腐蝕的主因所在，并找出相應(yīng)的防腐對(duì)策，通過在現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)施情況，有效地緩解了廠區(qū)內(nèi)管線的腐蝕速度。

1.混輸管線腐蝕穿孔的主要原因是污水礦化度高，硫酸鹽還原菌超標(biāo)，含有CO2及砂體所致。

2.將投加緩蝕劑作為一種工藝簡(jiǎn)單、成本低廉、實(shí)用性強(qiáng)的管線防腐技術(shù)。

3.設(shè)計(jì)管線時(shí)選擇合適的管徑及流速，降低管線腐蝕發(fā)生機(jī)率。

4.合理匹配混輸泵，降低管線輸送壓力，延長(zhǎng)管線使用壽命。

[1]石仁委 油氣管道防腐蝕工程 中國(guó)石化出版 2008.

[2]柳金海 管道防腐蝕工程便攜手冊(cè) 機(jī)械工業(yè)出版社2008．

[3]秦國(guó)治管道防腐蝕技術(shù)規(guī)范化學(xué)工業(yè)出版社 2010.

[4]陳堃 石油管道的腐蝕與防護(hù) 中國(guó)石化出版 2009.