,, ,, ,, ,

(中國石油天然氣股份有限公司 長慶油田分公司 第六采氣廠，西安 710018)

腐蝕伴隨著國內(nèi)外油氣田開發(fā)生產(chǎn)的整個過程，且腐蝕狀況嚴(yán)峻、類型眾多，幾乎涉及到所有的腐蝕類型[1-3]。油氣田生產(chǎn)過程中的腐蝕大致可分為常規(guī)化學(xué)電化學(xué)腐蝕、流體力學(xué)化學(xué)腐蝕和固體力學(xué)化學(xué)腐蝕三大類。腐蝕往往會造成油氣田中各類管線破、斷與穿孔等不可逆?zhèn)4-6]。蘇203區(qū)塊自2011年開發(fā)至今，部分產(chǎn)水氣井井筒、地面管線、集氣站分離器、閃蒸分液罐等設(shè)備陸續(xù)出現(xiàn)腐蝕問題，嚴(yán)重影響氣田的正常開采和運行，增加維護成本。因此，采取必要的防腐蝕措施以確保整個油氣田開發(fā)的安全勢在必行。目前，在化學(xué)和石油工業(yè)中采取的防護措施主要分為四大類：一是調(diào)整碳鋼和低碳鋼的成分，以增加金屬的耐蝕性，甚至使用非金屬材料；二是改變金屬的使用環(huán)境，以降低環(huán)境對金屬的腐蝕；三是實施電化學(xué)保護；四是采用保護性覆蓋層。保護性覆蓋層是指經(jīng)過相應(yīng)工藝處理，在金屬表面形成一層具有抑制腐蝕性能的覆蓋層，可直接將金屬和腐蝕介質(zhì)分隔開，是防止金屬腐蝕普遍采用的一種方法。而且，越來越多的研究結(jié)果表明，油氣開采過程中，管材在極其嚴(yán)酷和復(fù)雜的環(huán)境中服役時，材料表面選用耐蝕涂層可有效隔絕腐蝕介質(zhì)而達(dá)到防腐蝕效果[7]，是油氣田開發(fā)生產(chǎn)時的重要防腐蝕手段[8-9]。

本工作調(diào)查了蘇203井區(qū)目前的腐蝕現(xiàn)狀，根據(jù)腐蝕情況選用合適的防腐蝕涂層來解決其腐蝕問題,以期減緩蘇203區(qū)塊腐蝕的發(fā)生，確?，F(xiàn)場管道設(shè)備的正常安全運行,為石油化學(xué)工業(yè)中的腐蝕問題提供新的解決方法。

1 蘇203井區(qū)腐蝕現(xiàn)狀調(diào)研

為了明確蘇203井區(qū)氣井的腐蝕狀況，前期采用24臂MIT+MTT+MID-K組合測井儀檢測了蘇203、蘇345、蘇南35-80和G35-019等4口井的油套管腐蝕情況，見表1。由表1可見：油管的最大腐蝕速率為2.67 mm/a，腐蝕嚴(yán)重。

表1 4口井的油套管腐蝕情況Tab. 1 Corrosion of oil casing of 4 wells

在日常運行和檢修過程中，對采出水輸送管線進行壁厚跟蹤檢測，以統(tǒng)計最大腐蝕速率，結(jié)果表明：蘇南19站-蘇南18站輸水管線腐蝕情況十分嚴(yán)重，首次穿孔時間距離投產(chǎn)只有6個月，穿孔位置宏觀形貌見圖1；蘇南21站-蘇南18站輸水管線的最大腐蝕速率為0.36 mm/a。

站場重點設(shè)備的腐蝕情況同樣不容小覷，其中分離器積液包腐蝕最為嚴(yán)重，氣田集氣站分離器主要腐蝕部位位于下筒體積液包，目前蘇南13站、18站和21站的分離器腐蝕最為嚴(yán)重，最大腐蝕速率達(dá)2.3 mm/a。分離器腐蝕情況統(tǒng)計如表2所示。分離器內(nèi)腐蝕形貌如圖2所示。

跟蹤檢測排液管線壁厚發(fā)現(xiàn)，集氣站排液管線均存在壁厚減薄情況，如表3所示。其中，蘇南13站排液總管腐蝕現(xiàn)象嚴(yán)重并發(fā)生穿孔現(xiàn)象，嚴(yán)重影響生產(chǎn)。蘇南13站站內(nèi)排液總管腐蝕穿孔情況如圖3所示。

由以上調(diào)研結(jié)果表明:蘇203井區(qū)井筒、地面管線及站場重點設(shè)備均面臨非常嚴(yán)峻的腐蝕問題，嚴(yán)重影響正常的油氣田開發(fā)和生產(chǎn)。因此，采取有效的防腐蝕措施以減緩蘇203井區(qū)的腐蝕是今后的工作重點。

(a) 穿孔位置宏觀形貌

(b) 穿孔位置內(nèi)剖面

表2 各集氣站分離器積液包腐蝕情況統(tǒng)計表Tab. 2 Corrosion statistics of the gas station separator fluid packages

2 高性能合金鍍層的防腐蝕效果

2.1 表面形貌

針對蘇203井區(qū)特殊的腐蝕情況，采用高性能合金鍍層的內(nèi)防腐蝕技術(shù)。高性能合金鍍層是唯一不經(jīng)熱處理工藝、鍍態(tài)硬度可以達(dá)到HV750-1100的合金鍍層，是針對高腐蝕性油田工況(如高H2S、CO2、Cl-等)研發(fā)的鍍層。該鍍層的晶粒尺寸為5～50nm，因此也稱為納米微晶合金鍍層。鍍層的主要成分為鎳、鈷、鎢及多種稀土金屬元素。納米微晶結(jié)構(gòu)極大地提高了鍍層的耐蝕性、硬度和耐磨性并賦予鍍層較低的表面能，使其具有獨特的抗結(jié)垢性能。特別適用于鐵基垢腐蝕嚴(yán)重的油田水井、回注井管與地面管線。圖4為普通碳鋼表面與鎳基納米微晶合金層表面的形貌圖。

(a) 蘇南13站

(b) 蘇南18站

表3 各站排液管線檢測情況統(tǒng)計表Tab. 3 Testing statistics table of drainage pipelines at each station

由圖4可見：在500×的視野下，普通碳鋼晶粒之間的間隙均較大，而合金鍍層表面在20000×的視野下依然顯得平滑，晶粒間沒有明顯的顯微邊界與缺陷，顯微表面組織質(zhì)量與均勻性較好。

圖3 蘇南13站的排液總管腐蝕情況Fig. 3 Corrosion of the main drain pipe in Su Nan 13 station

(a) 碳鋼(500×)(b) 合金(3 000×)

(c) 碳鋼(500×)(d) 合金(20 000×)

2.2 耐蝕性評價

參考GB/T 10125-1997《人造氣氛腐蝕試驗鹽霧試驗》和GB/T 4043-1999《金屬維氏硬度試驗》標(biāo)準(zhǔn)，鍍層卡式腐蝕檢測分為銅鹽加速醋酸鹽霧試驗和鍍層硬度試驗。其中，硬度試驗是測定金屬的維氏硬度。

2.2.1 銅鹽加速醋酸鹽霧試驗

試驗條件如下：溫度50 ℃，試驗時間72 h，試驗儀器12L-ISO CASS試驗箱。試驗結(jié)果表明：經(jīng)過72 h試驗后，試樣表面失去光澤并有薄層淺綠色腐蝕產(chǎn)物，但未出現(xiàn)基體腐蝕，鍍層均表現(xiàn)出了良好的保護效果，合金鍍層的保護等級為10級。

2.2.2 維氏硬度試驗

采用MVD-1000JMT2顯微硬度計測量鍍層的硬度，結(jié)果表明試樣均滿足檢測標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.2.3 鍍層附著力檢測

參照GB/T 5270-2005《金屬基體上的金屬覆蓋層電沉積和化學(xué)沉積層附著強度試驗方法評述》對涂層附著力進行評價檢測。

(1) 摩擦拋光試驗

試驗條件：試驗時間15 s，試驗工具直徑6 mm的光滑圓棒。試驗結(jié)果見圖5。

(a) 拋光后宏觀形貌

(b) 焊縫熱影響區(qū)

(2) 陰極剝離試驗

試驗條件：溫度90 ℃，試驗時間2 min和15 min，試驗溶液5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))氫氧化鈉溶液(密度1.054 g/mL)，電流密度10 A/dm2。試驗結(jié)果見圖6。

鍍層附著力試驗結(jié)果表明：鍍層表面未發(fā)生脫落、鼓包等現(xiàn)象，鍍層附著力良好。

2.2.4 鍍層抗硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂測試

參照API SPEC 5CT《第八版套管和油管規(guī)范》和NACE TM 0177-2005(A法)《H2S環(huán)境中金屬抗硫化物應(yīng)力開裂和應(yīng)力腐蝕開裂的實驗室試驗》對鍍層試樣進行抗硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂(SCC)測試。試驗條件如下：試驗溫度24 ℃，試驗壓力1.01×105Pa，試驗氣體H2S(采用高純N2除氧3 h)，試驗溶液為H2S飽和的0.5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))冰醋酸+0.5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))NaCl水溶液，試驗儀器采用專用試驗裝置。SCC試驗結(jié)果見表4。

(a) 母材鍍層2 min

(b) 母材鍍層15 min

(c) 焊縫熱影響區(qū)2 min

(d) 焊縫熱影響區(qū)15 min

表4 抗硫化氫SCC試驗結(jié)果Tab. 4 Test results for resistance to hydrogen sulfide stress corrosion cracking

試驗結(jié)果表明：經(jīng)過720 h試驗后，試樣未發(fā)生斷裂，同時用10倍放大鏡檢測未發(fā)現(xiàn)腐蝕及裂紋。

2.2.5 高溫高壓腐蝕試驗

采用室內(nèi)高溫高壓反應(yīng)釜模擬現(xiàn)場生產(chǎn)環(huán)境，對3種試樣進行高溫高壓腐蝕模擬試驗。試驗條件如下：溫度60 ℃、總壓8 MPa，CO2體積分?jǐn)?shù)5.8%，H2S含量286 mg/m3，試驗溶液為蘇345井水樣，試驗時間168 h，試驗結(jié)果如表5所示。

由表5可見：鍍層能夠明顯降低試樣的腐蝕速率，其平均腐蝕速率僅為20鋼裸樣的3.84%～4.54%。

由圖7可見：鍍層試樣表面在試驗前呈古銅色金屬光澤；試驗后，用棉紗輕拭表面沉積的腐蝕產(chǎn)物后，鍍層試樣大部分表面仍有古銅色金屬光澤，未見明顯腐蝕。20鋼裸樣經(jīng)高溫高壓腐蝕試驗后，表面粗糙呈黑色，腐蝕較嚴(yán)重。

表5 高溫高壓腐蝕試驗結(jié)果Tab. 5 Results of high temperature and high pressure corrosion test

(a) 試驗前

(b) 試驗后

3 高性能合金鍍層的現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1 蘇345井進站總機關(guān)

蘇345井進站球閥與閘閥之間短節(jié)進行預(yù)配并更換現(xiàn)有短節(jié)，新短節(jié)安裝了帶壓取換掛片裝置(分別是無鍍層20號鋼試樣和有高性能合金鍍層的20號鋼試樣)，掛片時間為30 d，見圖8。

圖8 帶壓取換掛片裝置現(xiàn)場加裝流程Fig. 8 Replacing specimen process with pressure device installed on-site

由圖9可見：經(jīng)過30 d掛片試驗后，鍍層試樣大部分表面仍露出古銅色金屬光澤，未見明顯腐蝕；20號鋼試樣表面粗糙呈黑色，腐蝕較嚴(yán)重。

(a) 試驗前

(b) 試驗后

3.2 蘇南19站站內(nèi)轉(zhuǎn)水系統(tǒng)試驗評價

2016年7月26日對蘇南-19站站內(nèi)原輸水系統(tǒng)區(qū)域內(nèi)原鋼制管線全部拆除，更換為納米合金內(nèi)鍍層管線(基材仍為20號無縫鋼管)，焊縫整體采用絲扣連接密封并在外側(cè)進行焊接加固。現(xiàn)場安裝示意圖如圖10～12所示。安裝完成后，定期對管線的壁厚進行檢測，結(jié)果如表6所示(管線服役時間為221 d)。

由表6可見：更換高性能納米合金鍍層的管線后，蘇南19站轉(zhuǎn)水系統(tǒng)未發(fā)生過刺漏，對彎頭和三通的壁厚進行檢測，未發(fā)現(xiàn)壁厚明顯變薄，忽略人工測量誤差，壁厚基本無變化。因此，高性能納米合金鍍層非常適合管道內(nèi)壁對于防腐蝕、耐磨、抗結(jié)垢的技術(shù)要求，在203井區(qū)試驗效果良好，可進一步推廣使用。

圖10 焊縫內(nèi)部絲扣連接，外部焊接Fig. 10 Weld internal threaded connections, external welding

圖11 工廠預(yù)制，現(xiàn)場安裝Fig. 11 Factory prefabrication, site installation

圖12 安裝完成Fig. 12 Completeness of the installation

4 結(jié)論

(1) 蘇203井區(qū)腐蝕情況嚴(yán)重，井筒、地面管線、站場重點設(shè)備及水處理系統(tǒng)都存在不同程度的腐蝕，腐蝕最嚴(yán)重部位的腐蝕速率為2.3 mm/a，出現(xiàn)穿孔現(xiàn)象，嚴(yán)重影響油氣田的開發(fā)和生產(chǎn)。

(2) 高性能合金鍍層是一種具有良好硬度、耐磨性和耐蝕性的超細(xì)晶粒合金結(jié)構(gòu)。通過進行室內(nèi)鍍層卡式腐蝕檢測、鍍層附著力檢測、鍍層抗硫化氫應(yīng)力檢測發(fā)現(xiàn)，鍍層具有良好的性能。高溫高壓腐蝕試驗結(jié)果表明，納米微晶合金鍍層能夠明顯降低試樣的腐蝕速率，其平均腐蝕速率為未鍍層試樣的3.84%～4.54%。

表6 蘇南19站管線壁厚檢測跟蹤記錄Tab. 6 Wall thickness detection tracking record in Su Nan 19 station

(3) 在蘇345井進站總機關(guān)和蘇南19站站內(nèi)轉(zhuǎn)水系統(tǒng)進行現(xiàn)場應(yīng)用試驗，分析壁厚檢測跟蹤記錄和掛片試驗數(shù)據(jù)，未發(fā)現(xiàn)壁厚明顯變薄且掛片未見明顯腐蝕，表明高性能合金鍍層具有良好耐蝕性，可推廣使用。