某高硫高盐油田改造工程管道腐蚀及选材分析

周爱徽

(中海油石化工程有限公司，山东 青岛 266101)

1 油田概况

油田位于伊拉克境内，设计规模为5万桶/d，原油伴生气中CO25%mol，H2S气相含量16.21%mol，含水率最高达63%，产出水中含盐241 g/L，运行温度在25～65℃。油田投产3年后泄漏严重导致停产，其中集中处理站内从进站汇管到脱水泵前的原油管线API 5L-PSL2-BNS无缝钢管共出现了86处泄漏。

2 管道腐蚀分析

2.1 现场条件

随着油田不断开采，油田总产量下降很快，含水率明显升高，管道经常处于半管运行状态。管道埋深不够，有很多管道长期裸露在地面上。图1为管道长期裸露在地面的现场照片。

图1 管道裸露在地面的现场照片

2.2 水样分析

对油田终端内的原油处理装置的某个三相分离器水出口的水样进行分析。根据《SY/T 0532 -2012油田注入水细菌分析方法》标准规范要求取3个平行水样进行测试，采用“生长指标”法确认细菌数。表1为水样的测试菌群量结果。

表1 水样的测试菌群量结果

通过检测发现水样中主要含有硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌。硫酸盐还原菌含量最高。经过高温处理后，这三类菌群依然存在。说明出油端水中就存在这三类菌群。实验中通过对现场水样加入杀菌剂，水样明显变得澄清，说明水样中有害细菌得到抑制。

2.3 主要介质腐蚀分析

现场截取一段管道，在实验室进行分析。通过分析发现CO2在相同的pH值下总酸度比盐酸高，对油气管材的腐蚀比盐酸更严重。图2为CO2导致的点蚀形貌图。

图2 CO2导致的点蚀形貌

同时发现H2S除了造成电化学腐蚀外，还会引起氢致开裂(HIC)和硫化物应力腐蚀开裂(SSC)，腐蚀产物是FeS。图3为硫化物应力腐蚀开裂形貌图。

图3 硫化物应力腐蚀开裂形貌图

盐中Cl-的一方面会降低金属表面钝化膜的形成或加速钝化膜的破坏，从而促进局部腐蚀损伤；另一方面降低CO2在水中的溶解度，缓解碳钢腐蚀的作用。微生物腐蚀(MIC) 最具有代表性的SRB， SRB 利用在阴极区产生的氢将硫酸盐还原成硫化氢，从而导致金属腐蚀加速，其腐蚀产物是FeS和Fe2O3。图4为SRB腐蚀造成的腐蚀形貌图。

图4 SRB腐蚀造成的腐蚀形貌图

2.4 腐蚀产物SEM分析

通过对管道腐蚀产物SEM分析发现蚀坑内部呈明显的蜂窝状，具有明显的腐蚀痕迹，蚀坑底部腐蚀产物有明显的结晶堆积。图5为管道腐蚀产物SEM分析图。

图5 管道腐蚀产物SEM分析图

通过对管道腐蚀产物元素进行分析，蚀坑SEM照片对应的蚀坑腐蚀产物主要元素为Fe、O、S、等，O、S的存在表明腐蚀产物为铁的氧化物和硫化物。图6为管道腐蚀产物元素分析图。

图6 管道腐蚀产物元素分析图

2.5 分析结论

油田产量低于预期造成管道的低流速导致游离水在管底析出，从而为SRB等细菌的繁殖创造了有利条件，也为腐蚀的发生创造了条件。SRB，H2S，CO2以及C1-共存是导致本项目碳钢管线腐蚀的主要原因。

3 管材比选分析

3.1 石化管材选择原则

石化管材选择原则[1]如表2。

表2 石化管材选择原则

3.2 管材比选方案

3.2.1 方案比选

根据管道腐蚀分析结果和石化管材选材原则，对该高硫高盐油田改造工程的管道进行选材，选取的材料对比如表3。

表3 方案选材对比

3.2.2 适应性分析

图7 Alloy 825在含H2S/CO2环境下的耐腐蚀性

对推荐采用的采用复合管(Alloy 825型)进行适应性分析，Alloy 825合金是一种钛稳定化的Ni-Fe-Cr合金，具有抗氯化物应力腐蚀、抗氧化性和抗点腐蚀能力，同时还具有抗中性和还原性酸和碱的能力。Cr的加入可以使合金表面形成稳定的氧化膜；Ni可以增加合金抵抗Cl-应力腐蚀开裂的能力；Mo能提高合金的耐点腐蚀和晶间腐蚀能力。图7是Alloy 825在含H2S/CO2环境下的耐腐蚀性。

采用ECE 5.0软件分析：825或825复合管在该服役工况下使用是低风险的，同时也满足NACE MR 0175/ISO 15156-3的要求。满足项目的服役工况要求。图8为 Alloy 825的软件评估报告。

图8 Alloy 825的软件ECE评估报告

4 结论

通过对某高硫高盐油田管道腐蚀原因进行分析，包括现场条件、水样分析、主要介质腐蚀分析、腐蚀产物SEM分析等。得出SRB，H2S，CO2以及C1-共存是导致本项目碳钢管线腐蚀的主要原因。最后选取一种适合该油田管道材料，通过对比选取Alloy 825复合管将已经严重腐蚀的管线进行更换。目前已投产2年运行良好，油田的正常运行。