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        長(zhǎng)慶油田H轉(zhuǎn)油站集輸管線腐蝕原因分析

        2020-01-09 08:29:06劉貴賓連宇博韓創(chuàng)輝焦生寧李文娟
        石油化工應(yīng)用 2019年12期
        關(guān)鍵詞:轉(zhuǎn)油掛片集輸

        劉貴賓,連宇博,韓創(chuàng)輝,陸 瀟,焦生寧,李文娟

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

        長(zhǎng)慶油田H轉(zhuǎn)油站低壓集輸管線于2012年6月投運(yùn),材質(zhì)為20號(hào)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(yùn)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(shí)間短、泄漏嚴(yán)重等情況,于是對(duì)該站站內(nèi)集輸管線腐蝕穿孔原因進(jìn)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(jìn)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(biāo)及分析方法》[1]中的相關(guān)規(guī)定,對(duì)現(xiàn)場(chǎng)采集的水樣進(jìn)行分析,實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見(jiàn)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(yán)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(jié)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(yàn)

        根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)工況確定試驗(yàn)參數(shù),具體(見(jiàn)表2)。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)水樣分析結(jié)果確定模擬溶液的離子種類和含量,具體(見(jiàn)表3)??疾炝瞬煌琀2S濃度對(duì)CO2條件下20號(hào)鋼的腐蝕影響,試驗(yàn)結(jié)果(見(jiàn)表4)。

        表1 H轉(zhuǎn)油站采集水樣水質(zhì)分析結(jié)果

        表2 模擬試驗(yàn)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(hào)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(shí),CO2腐蝕為主導(dǎo),H2S可以與鐵反應(yīng)生成FeS膜,一定程度上減緩了20號(hào)鋼的均勻腐蝕[2],雖然在低濃度H2S條件下,H2S與鐵可以反應(yīng)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(hào)鋼的點(diǎn)蝕,成為高風(fēng)險(xiǎn)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(dǎo)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(chǎng)掛片腐蝕試驗(yàn)

        在H轉(zhuǎn)油站外輸泵出口安裝腐蝕檢測(cè)裝置并安裝監(jiān)測(cè)掛片,兩個(gè)月后取出腐蝕監(jiān)測(cè)掛片,進(jìn)行實(shí)驗(yàn)室處理和檢測(cè)。H轉(zhuǎn)油站外輸泵出口處腐蝕兩個(gè)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(duì)照標(biāo)準(zhǔn)NACE SP 0775的要求,該檢測(cè)點(diǎn)的腐蝕為嚴(yán)重腐蝕。掛片表面結(jié)垢、腐蝕產(chǎn)物等均會(huì)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(jiàn)圖1)。

        2.2.1 微觀分析 對(duì)去膜后試樣表面進(jìn)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(yán)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(diǎn)蝕速率為0.173 mm/a,對(duì)照標(biāo)準(zhǔn)NACE SP 0775的要求,該檢測(cè)點(diǎn)的點(diǎn)腐蝕為中度腐蝕(見(jiàn)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(duì)腐蝕檢測(cè)掛片微觀腐蝕形貌進(jìn)行了觀察,并用能譜儀(EDS)分析腐蝕產(chǎn)物的化學(xué)成分,試驗(yàn)結(jié)果(見(jiàn)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(dá)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(cè)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?yàn)镠2S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(shí),CO2是集輸管線均勻腐蝕的主導(dǎo)因素,隨著H2S濃度的增加,CO2腐蝕轉(zhuǎn)變?yōu)镠2S腐蝕為主導(dǎo)的腐蝕,并且腐蝕速率隨著其濃度增加而增大。

        3 結(jié)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(yán)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(dǎo)因素,隨著H2S濃度的增加,CO2腐蝕轉(zhuǎn)變?yōu)镠2S腐蝕為主導(dǎo)的腐蝕。

        (3)解決H轉(zhuǎn)油站集輸管線內(nèi)腐蝕問(wèn)題,首先應(yīng)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(fēng)險(xiǎn),采用油氣集輸用硫化物去除劑可與油氣水中H2S進(jìn)行反應(yīng),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(jìn)行防護(hù),也可以選擇抗H2S、CO2材質(zhì)的管線作為集輸管線,從而延長(zhǎng)集輸管線使用壽命。

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