苏里格气田水处理系统管线腐蚀因素分析*

2022-08-02苏容

化学工程师 2022年7期

苏容

（中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300）

苏里格气田是当前国内最具规模的“整装气田”，是典型的砂岩致密气藏，具有低孔低渗低丰度的特点[1-3]。其开发模式主要依赖“排水采气”工艺措施，导致采出水产量激增[4]。天然气处理厂水处理系统肩负着采出水处理的任务，其正常平稳运行，不仅直接关系到气田生产的有效平稳实施，同时也是现场安全环保管控系统关注的重点[5-7]。管线腐蚀一直是苏里格天然气采出水系统面临的问题，随着苏里格气田产量的不断递增，采出水系统腐蚀问题日益突出[8]。一旦发生管线刺漏或穿孔等安全问题，会严重影响气田现场的平稳运转，甚至引发重大安全隐患[9]。

1 苏里格气田水系统管线运行现状

苏里格气田采出水成分十分复杂，由气田各处理厂水质分析发现，各处理厂采出液中均含细菌、悬浮物及含油物质等成分，腐蚀性较强[10]，对天然气处理厂水处理系统管线会产生不同程度的腐蚀，集中分布于连接管线弯联管处、汇管处及变径处等位置。从近几年动火情况可以看出，随着气田开发进入中后期，采出水成分越发复杂，现有的腐蚀在线监测技术尚不能满足现场的工艺需求，需要针对各个成分对采出水管线的腐蚀机理和规律进行系统的分析[11]。

经过现场多处取样，进行采出液成分分析和测试，得出苏里格气田采出水的主要性质：溶液呈微酸性，pH值（6~7）；高浓度的悬浮物和含油物质，前者最高含量可达268mg·L-1，后者最高含量达128mg·L-1；高含氧量和Cl-含量，含氧量（0.2～0.4mg·L-1），Cl-含量（13·471～22·865g·L-1），采出水微生物含量高，硫酸盐还原菌（10～105mg·L-1），腐生菌（102～105mg·L-1）。

2 苏里格气田水系统腐蚀因素分析

为了分析不同因素对苏里格气田水系统管线腐蚀的贡献率，利用室内静态挂片实验，分析溶氧量、流速及pH值等对腐蚀的贡献率。取3个不同位置水样为试验试剂，20#碳钢为腐蚀材质，恒温箱温度设置在25℃。

2.1 含氧量对腐蚀的影响

采出液中的溶解氧来源包括：加药环节纳入的溶解氧、运输环节导入相应的溶解氧及通过相应呼吸阀位置导入的溶解氧3大类。溶解氧对管线腐蚀的作用很大，管线中的Fe元素会与污水中的溶解氧发生电化学反应。氧电极点位一般大于Fe，在中酸性环境下，Fe会发生阳极去离子反应，形成沉淀，造成腐蚀。参观采样水质特征，利用蒸馏水配制实验用溶液，采用注氮法进行除氧，控制溶液中的含氧量，开展不同含氧量下的挂片试验，结果见表1和图1。

表1 不同含氧量挂片的腐蚀速率Tab.1 Corrosion rate of coupon with different oxygen content

图1 不同含氧量挂片的腐蚀速率曲线Fig.1 Corrosion rate curve of coupon with different oxygen content

由表1和图1可以看出，随着体液中含氧量的不断攀升，管线腐蚀作用表现为从一开始的大幅度升高至逐渐趋于平缓。由于溶解氧的挥发效应，腐蚀程度越来越高，但当污水中的含氧量持续走高后，金属壁会生成Fe（OH）2等腐蚀产物，阻止管线与O2接触，抑制腐蚀作用，缓解管线运行的压力。可见，降低气田产出水中的溶氧量可有效缓解管线的腐蚀作用。

2.2 Cl-对腐蚀的影响

苏里格气田天然气处理厂水质中富含Cl-，经大量实验研究证明，Cl-同样具有促进腐蚀的作用[12]。Cl-本身不会参与腐蚀反应，但由于其直径很小，可轻松进入碳钢表面的保护膜，起到弱化保护膜阻隔的作用。不同Cl-浓度下挂片的腐蚀速率见表2，Cl-浓度与腐蚀速率关系曲线见图2。

表2 不同Cl-浓度下挂片的腐蚀速率Tab.2 Corrosion rate of hanging piece under different chloride ion concentration

图2 Cl-浓度与腐蚀速率的关系曲线Fig.2 Relationship curve between chloride ion concentration and corrosion rate

由图2可以看出，曲线整体走向先上升后下降。出现上述现象的原因在于，当Cl-浓度较低时，溶液导电性能增大，引发更大范围的电化学反应。Cl-直径很小，贯穿能力强，会集中吸附于金属壁保护膜缺陷处，引发局部浓差电池腐蚀。但当Cl-含量过饱和时，会排挤OH-的吸附，降低腐蚀速率。

2.3 细菌对腐蚀的影响

硫酸盐还原菌SRB是苏里格采出水中常见的一种微生物，其适应性极强，可在强酸强碱、温度20~80℃下正常繁殖[13]，低氧环境中，以菌群形式附着于管壁面，发生极化效应。随着SRB含量的增多，管线腐蚀速率相应增大，反应方程式如下：

整体反应式：

由上述反应式得出，硫酸盐还原菌SRB从Fe表面除去H+后，促使Fe发生去离子反应生成Fe2+，Fe2+会与体系中的S2-和OH-发生反应，产生FeS和Fe（OH）2腐蚀产物。反应中，硫酸盐还原菌不仅可以起到阴极去极化效应，同时能够与体系中H+的复合，离散的H+渗入金属内部后，会增大采出水管线清脆破坏的风险。

2.4 水中悬浮物和含油量对腐蚀的影响

采出液中悬浮物大体分为污泥、微生物代谢物及腐蚀产物等，含有物质以油滴、乳化油为主。悬浮物和含油物质会对气田采出水管线造成较大的危害，表现为：

（1）水中悬浮物和含油物质可为硫酸盐还原菌等微生物提供养分，增强硫酸盐还原菌的活性，加速微生物的代谢和繁殖。

（2）悬浮物会与含油物质粘附成一体，吸附于管线表面形成污垢，造成垢下腐蚀。

（3）加入污水中的杀菌剂会吸附于管壁表面的污垢中，降低杀菌剂的使用效果，增大了投资成本。

（4）一旦采出水系统管线粘附了油污后，污水中的含油物质和悬浮物会持续在粘附处堆积，造成管道堵塞。

2.5 流速对腐蚀的影响

流速主要是通过控制其它因素进而间接影响管线的腐蚀，主要表现为：（1）碳钢表面经腐蚀会产生一层阻隔氧气的保护膜，进而在溶液与碳钢表面形成一层滞留边界带，溶解氧必须克服边界层的阻力才能扩散至碳钢表面，大流速恰恰迎合了这一需要；（2）大流速会冲刷碳钢表面形成的腐蚀产物，使碳钢表面直接暴露于体液中，起到促进腐蚀的作用[14]。

根据采出水流量和管线公称直径得出相应的雷诺数，结合流体力学相关公式得出相应温度下的电动转速，选取适宜的4个转速开展试验，结果见表3和图3。

表3 不同流速下挂片的腐蚀速率Tab.3 Corrosion rate of coupon at different flow rates

图3 不同流速下挂片的腐蚀速率曲线Fig.3 Corrosion rate curve of coupon under different flow rates

由表3和图3从流速实验可知，当转速小于10r·s-1时，腐蚀速率与转速近乎呈正比；转速处于10~12r·s-1时，腐蚀速率处于较为稳定的状态；转速大于12r·s-1时，腐蚀速率大幅度上升。这是由于当转速较低时，虽然溶解氧机制加速活跃，但流速造成的剪切应力尚不能突破碳钢表面保护膜的阻力，腐蚀速率变化较小；当流速达到一定范围后，剪切应力不断增大，但碳钢表面的保护膜仍未受到破坏，腐蚀速率维持稳定；随着流速的继续增大，高流速产生的冲刷作用会冲击碳钢表面的腐蚀产物，进而破坏保护膜，促使碳钢与体液重新接触，加快腐蚀速率。

2.6 p H值对腐蚀的影响

用HCl和NaOH试剂调节采出水样的pH值，将腐蚀介质挂入对应不同pH值的试剂瓶中，开展不同pH值下的挂片实验，见表4、图4。

图4 碳钢在模拟水中的腐蚀速率与pH值关系曲线Fig.4 Relationship curve between corrosion rate and pH value of carbon steel in simulated water

表4 不同pH值环境下挂片的腐蚀速率Tab.4 Corrosion rate of coupon under different pH value environment

由表4和图4可以看出，体系pH值小于7.0时，腐蚀速率相应较大，pH值不断减小后，腐蚀程度不断增强。究其原因在于金属表面的保护膜遇强酸溶解，促使下层未接触金属与溶液接触，加快腐蚀速度。当溶液pH值大于7.0时，腐蚀程度逐渐减弱，在高pH值环境下，产生的腐蚀产物阻断了金属与腐蚀溶液的接触，起到抑制腐蚀的作用。

2.7 振动对腐蚀的影响

受柱塞泵的压力脉冲的影响，天然气处理厂管线产期受高频率振动的冲击，导致水处理管线发生腐蚀穿孔现象。针对此情况，开展了不同振动频率和振动速度下，模拟水和现场采集水样振动挂片对比实验，结果见表5和图5。

表5 模拟水和现场采集水振动挂片实验结果对比Tab.5 Comparison of simulated water and field collected water vibration coupon test results

由表5和图5可知，振动频率和振动速度越高，管线的腐蚀程度越强。碳钢表面形成的保护膜可起到缓解腐蚀的效应，在长期振动的作用下，管线表面的腐蚀产物会在振动冲刺作用下剥落，使金属裸露在含氧污水中。当振动频率达金属固有频率，且在周期性应力作用下，金属会产生非极限抗拉强度裂纹，形成疲劳腐蚀。当振动频率较低时，疲劳腐蚀强度较小。