大港南部油区管线腐蚀因素分析及对策研究

2021-10-23乔长青

全面腐蚀控制 2021年9期

乔长青

（天津储气库分公司，天津 300280）

0 引言

大港油田南部油区地质条件复杂，具有高温高盐的特点，平均温度大于90℃，平均矿化度大于20000mg/L，复杂的条件导致油气集输过程中对管线腐蚀特别严重。近年来，强腐蚀管道占比达到32%，特别严重的小大站、官大站平均腐蚀速度已经超过1.3mm/a，远远高于指标要求，不仅导致每年投入大量的管线维护费用，严重的管线出现穿孔影响整个系统的运输，制约整个油区的生产运行。因此开展南部油区管线腐蚀研究，寻找腐蚀原因并提出治理对策。

1 管线腐蚀因素分析

1.1 Cl离子腐蚀

南部油区水中Cl离子含量超过10000mg/L，氯离子是一种侵蚀性很强的阴离子，其可以引发许多合金或金属的点蚀发生。Cl离子的原子半径小，具有很强的穿透能力，在管线的氧化膜薄弱处会吸附并发生水解反应[1]，这种情况会导致管线出现严重的点蚀，是管线出现穿孔的主要因素。

1.2 细菌腐蚀

通过实验测定南部油区产出水中硫酸盐还原菌的浓度大于20000个/mL，通过实验可知，水中硫酸盐还原菌浓度大于500个/mL以后，管线腐蚀速率出现明显增加，从0.12mm/a增加到1.35mm/a，这是由于硫酸盐还原菌在一定条件下能够将硫酸根离子还原成二价硫离子，进而形成副产物硫化氢[2]，对金属有很大腐蚀作用，所以也会造成对管线的腐蚀。

1.3 氧腐蚀

在油气集输过程中，不可避免的会进行操作导致空气进入管线，空气中的氧气会加速管线腐蚀，其原因是氧气会与硫酸亚铁物质发生反应，生成二氧化碳和氧化铁等产物，在氧气作用下金属物质最后又转化成了氧化物，这个循环就导致管线金属物质过少，从而导致腐蚀的加快[3]。

氧还原的总反应：

可能分成下列几个基本的步骤：

1.4 二氧化碳和硫化氢腐蚀

在油气集输过程中，会产生一定量的二氧化碳和硫化氢，这两种物质共存则会发生腐蚀。其中硫化氢会与管道中的铁发生反应，从而生成硫化铁，而二氧化碳和硫化氢进行混合后，就会产生相应的化学反应，生成碳酸亚铁。根据数据统计结果，管线中有接近20%的区域会产生硫化亚铁物质，30%区域会产生了碳酸亚铁物质，剩余都是硫化氢和二氧化碳进行交替而产生的腐蚀。

2 管线腐蚀治理对策

2.1 不同材质管线的防腐性能

为进一步优选适合于南部油区的管线材质，在室内开展物理模拟实验对不同材质管线进行腐蚀测定实验，对比6种材质管线的耐腐蚀性，从而优选适合于南部油区的管线材质。304L材质腐蚀速率远远低于其他材质，20#材质腐蚀速率高于304L，但远远低于其他材质腐蚀速率，综合整体的成本考虑南部油区优先选择20#钢材作为管材材质。

2.2 新型缓蚀剂

选择DGHS-1、DGHS-2、DGHS-3三种新型缓蚀剂开展实验，从实验数据可以看出，三种新型缓蚀剂的加入会大大降低管线的腐蚀速度，随着浓度的增加，三种新型缓蚀剂对管线的保护作用增强，浓度加量达到0.3%后，继续增加缓蚀剂加量，管线的腐蚀速率降低幅度减小，所以缓蚀剂加入浓度最佳值为0.3%。在相同浓度条件下对比，三种缓蚀剂DGHS-2的缓释效率远远高于其他两种，在0.3%浓度加量下，加入DGHS-2的管线腐蚀速率为0.0795mm/a，远远低于其他两种缓释的0.1254mm/a和0.1252mm/a，综合以上分析推荐大港南部油区可以使DGHS-2作为管线缓蚀剂。