西部某油田油水集輸管道輸送介質(zhì)為含水原油和污水,其中含水原油輸送管道運(yùn)行溫度為25~70 ℃,運(yùn)行壓力為0.1~2.5 MPa,污水輸送管道運(yùn)行溫度為35~65 ℃,運(yùn)行壓力為2~32 MPa。管道材料主要為普通低碳鋼,包括20號(hào)、20G、L245等。隨著運(yùn)行年限的增長(zhǎng),管道逐漸出現(xiàn)內(nèi)腐蝕穿孔泄漏問題,這不僅嚴(yán)重影響了油田正常生產(chǎn),還造成了較大的安全環(huán)保問題。
針對(duì)西部某油田集輸管道內(nèi)腐蝕問題,調(diào)研和分析了當(dāng)前油氣田管道主要的內(nèi)腐蝕控制技術(shù),開展了技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及評(píng)價(jià),確定了適用于該油田的金屬集輸管道內(nèi)腐蝕控制策略。
1. 概況
1.1 腐蝕介質(zhì)
水是導(dǎo)致油水集輸管道腐蝕關(guān)鍵,分離前采出液含水率為15%~90%,管道含水率整體較高,給管道腐蝕創(chuàng)造了條件。同一區(qū)塊不同油層和單井采出液成分存在差異,主要區(qū)塊采出水（混合污水）的理化性質(zhì)及腐蝕速率如表1所示。采出液pH為6.53~7.32,處于中性范圍。Cl-質(zhì)量濃度為24 910~118 051 mg/L,總礦化度為39 363~65 404 mg/L,采出液以CaCl2水型為主,部分單井采出液為MgCl2水型和Na2SO4水型。采出水特別是處理后污水普遍含硫,質(zhì)量濃度為6~36 mg/L。根據(jù)硫酸鹽還原菌（SRB）測(cè)試結(jié)果,污水及后續(xù)流程處理水中普遍含SRB,部分區(qū)塊單井采出液含SRB,取樣點(diǎn)SRB含量為20~300個(gè)/mL。采用腐蝕掛片裝置對(duì)各區(qū)塊介質(zhì)的腐蝕性進(jìn)行監(jiān)測(cè),大部分區(qū)塊的裝置為嚴(yán)重和極嚴(yán)重腐蝕程度,僅個(gè)別區(qū)塊的裝置腐蝕速率較低。
1.2 失效特征
管道失效形式為內(nèi)部腐蝕穿孔[1],失效主要集中在管道中下部。管道內(nèi)部特別是管道底部普遍存在垢質(zhì)和泥沙沉積物,失效表現(xiàn)為垢下局部腐蝕穿孔。經(jīng)X射線衍射（XRD）分析,腐蝕產(chǎn)物及沉積物主要成分為FeS, Fe2O3、FeOOH（鐵的氧化物）, CaCO3、BaSO4、SrSO4等（垢質(zhì)）及SiO2（泥沙沉積物）,典型腐蝕穿孔管道內(nèi)外表面宏觀形貌及腐蝕產(chǎn)物成分如圖1所示。
1.3 失效影響因素
影響管道腐蝕的因素眾多,主要包括含水率,Cl-質(zhì)量濃度,S2-質(zhì)量濃度和SRB含量,pH,礦化度及結(jié)垢,溫度等,其對(duì)管道腐蝕影響如下。
（1）介質(zhì)含水率：油田整體處于開發(fā)中后期,油水集輸管道輸送介質(zhì)含水率普遍較高,油水分層及油水介質(zhì)處于水包油狀態(tài),管道內(nèi)壁可直接接觸游離水介質(zhì),水不可避免對(duì)管道全線產(chǎn)生腐蝕[2]。
（2）Cl-質(zhì)量濃度：油田采出水中Cl-質(zhì)量濃度普遍較高,一般腐蝕速率會(huì)隨著Cl-質(zhì)量濃度升高而升高,Cl-對(duì)管道腐蝕起到加速作用[3-4]。
（3）S2-質(zhì)量濃度和SRB含量：S2-來源一般有兩個(gè),一是部分油田埋藏較淺,其環(huán)境適于SRB繁殖,儲(chǔ)層受注水影響導(dǎo)致SRB大量繁殖產(chǎn)生S2-,S2-隨采出液進(jìn)入管道；二是地面集輸系統(tǒng)中,SRB大量繁殖,不斷產(chǎn)生S2-。雖然采出水中SRB含量相對(duì)較低,但在垢下、死水區(qū)等位置SRB會(huì)聚集繁殖,濃度很高。S2-和SRB是導(dǎo)致管道腐蝕的直接因素[5-8]。
（4）pH：pH直接影響S2-對(duì)管道的腐蝕[9]。當(dāng)pH較低時(shí),H+會(huì)參與腐蝕反應(yīng),腐蝕速率大幅提高；當(dāng)pH升高時(shí),結(jié)垢的風(fēng)險(xiǎn)升高,甚至產(chǎn)生結(jié)垢堵管失效。另外,水處理工藝對(duì)采出液pH也有一定的要求。
（5）礦化度及結(jié)垢：采出水礦化度較高,在地面條件下,個(gè)別區(qū)塊采出水甚至處于過飽和狀態(tài),需要摻淡水來防止采出水中鹽類結(jié)晶析出堵管。一般認(rèn)為,礦化度的升高會(huì)增大腐蝕速率[10],同時(shí)高礦化度伴隨著高結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)。垢質(zhì)對(duì)管道腐蝕具有明顯影響,致密的垢質(zhì)能夠隔離腐蝕介質(zhì)與管道內(nèi)壁,保護(hù)管道,但疏松的垢質(zhì)下會(huì)發(fā)生腐蝕,極大地提高管道腐蝕速率。
（6）溫度：碳鋼腐蝕速率與溫度明顯相關(guān),油田集輸管道運(yùn)行溫度處于高腐蝕速率溫度范圍內(nèi),且在工況溫度范圍內(nèi),腐蝕速率隨溫度升高而增大[11-12]。
2. 內(nèi)腐蝕控制技術(shù)比選
2.1 內(nèi)腐蝕控制技術(shù)
目前,主要的管道腐蝕防護(hù)技術(shù)如下。
（1）管道材料,如采用耐腐蝕合金鋼、非金屬管道或改變低碳鋼結(jié)構(gòu)等方法來提升管道耐蝕性。油田應(yīng)用較多的耐蝕金屬材料有不銹鋼、鎳基合金和雙金屬復(fù)合管等[13-14]；非金屬管道在油田中的應(yīng)用也越來越廣泛[15],主要有玻璃鋼管、鋼骨架聚乙烯管道、柔性復(fù)合管、熱塑性塑料合金復(fù)合管等；抗硫鋼等低碳鋼主要通過改變管材組織結(jié)構(gòu)來提升抗硫能力,一般與緩蝕劑配合用于含硫氣田集輸管道。
（2）對(duì)管輸介質(zhì)進(jìn)行清潔,去除腐蝕介質(zhì)等,從而降低管道腐蝕速率。如在含硫油氣輸送管道中添加脫硫劑,消除介質(zhì)中的H2S[16]。同時(shí),部分油田采用了生物競(jìng)爭(zhēng)法[17-18]和加注殺菌劑[19]來降低輸送介質(zhì)中的SRB含量。
（3）添加化學(xué)藥劑,如緩蝕劑、pH調(diào)節(jié)劑等,通過隔離腐蝕介質(zhì)與管道接觸[9]或改變介質(zhì)腐蝕性來降低腐蝕速率。緩蝕劑、緩蝕阻垢劑在油氣田集輸系統(tǒng)中應(yīng)用較廣泛,具有較好的緩蝕效果[20-21]。pH調(diào)節(jié)劑在油田集輸系統(tǒng)中應(yīng)用較少,改變pH對(duì)結(jié)垢和污水處理影響較大,且會(huì)對(duì)集輸系統(tǒng)產(chǎn)生其他不利影響。
（4）隔離保護(hù),使用內(nèi)涂層或內(nèi)襯層隔離管道和腐蝕介質(zhì),避免管道腐蝕。隔離防護(hù)主要有金屬鍍層,內(nèi)涂層和非金屬內(nèi)襯管等,目前油田應(yīng)用較多的是內(nèi)涂層[22-23]和非金屬內(nèi)襯管[24-25],均具有較好的防腐蝕作用。
2.2 經(jīng)濟(jì)性比選
在某油田WN區(qū)塊和HTG區(qū)塊已經(jīng)開展了生物競(jìng)爭(zhēng)法抑制SRB的試驗(yàn)和應(yīng)用[17],取得了一定效果。但這只能有限降低污水處理后續(xù)流程中的S2-和SRB含量,同時(shí)隨著激活劑的消耗,后續(xù)流程中仍存在SRB繁殖風(fēng)險(xiǎn),需考慮其他腐蝕控制措施。
油田集輸管道具有距離短、數(shù)量多、管徑小、輸量少等特點(diǎn),均未設(shè)置清管閥,同時(shí)管輸介質(zhì)中氯離子含量高、礦化度高、易結(jié)垢。緩蝕劑在結(jié)垢、高含量Cl-環(huán)境中吸附效果差,且需要設(shè)置大量加注裝置,大大增加了維護(hù)工作量和費(fèi)用,該方法多用于高產(chǎn)氣田集輸管道,在油田集輸管道中應(yīng)用較少。金屬鍍層雖效果好,但其價(jià)格高、施工要求高,同時(shí)開孔、維護(hù)困難,且未在油區(qū)應(yīng)用,因此也不推薦使用。
目前,在油氣田集輸管道應(yīng)用較多的內(nèi)腐蝕控制技術(shù)主要有耐蝕合金管、雙金屬復(fù)合管[4]、非金屬管道和普通碳鋼+內(nèi)涂層或非金屬內(nèi)襯管[26]。表2是耐蝕合金管、非金屬管道、內(nèi)擠涂和內(nèi)穿插技術(shù)比較。耐蝕合金管強(qiáng)度高、防腐蝕效果好,但費(fèi)用高昂,造價(jià)是普通碳鋼管材的9~10倍,一般用于高產(chǎn)、高含H2S和CO2油氣田集輸管道,在常規(guī)油氣田集輸管道中應(yīng)用效益差。雙金屬復(fù)合管在某些油田也有應(yīng)用,其制造和施工質(zhì)量對(duì)其耐蝕性影響較大,曾出現(xiàn)過內(nèi)層塌陷、焊縫處泄漏等問題[27],同時(shí)造價(jià)高,效益差。非金屬管道目前在油氣田集輸管道中應(yīng)用越來越廣泛,特別是隨著技術(shù)不斷發(fā)展進(jìn)步,柔性復(fù)合管、熱塑性塑料內(nèi)襯玻璃鋼復(fù)合管等管材不斷推陳出現(xiàn)。非金屬管道具有防腐蝕性能好、質(zhì)量輕、內(nèi)壁光滑、價(jià)格適中等優(yōu)點(diǎn),但缺少質(zhì)量控制及檢測(cè)方法,存在管體抵御外部載荷強(qiáng)度低、制造、運(yùn)輸、存儲(chǔ)和安裝質(zhì)量要求高、建成后不易開孔等問題。內(nèi)擠涂和內(nèi)穿插技術(shù)近幾年廣泛應(yīng)用在油田集輸管道,內(nèi)擠涂技術(shù)是通過在線風(fēng)送擠涂技術(shù)在管道內(nèi)壁涂敷環(huán)氧涂層,可在新建或在役管道中應(yīng)用,一次施工距離可達(dá)3~5 km,具有防腐蝕效果好、施工費(fèi)用低、涂層附著力強(qiáng)、施工方便,短距離集輸管道可一次全線施工等優(yōu)點(diǎn),缺點(diǎn)是對(duì)管道內(nèi)壁質(zhì)量要求高、施工后不宜增加支管、開孔等。內(nèi)穿插技術(shù)是在金屬管道內(nèi)部穿插非金屬管形成內(nèi)襯層,一次施工距離為200~500 m,具有防腐蝕效果好、內(nèi)襯管可少量承壓等特點(diǎn),施工費(fèi)用相對(duì)內(nèi)擠涂稍高,缺點(diǎn)包括檢測(cè)及治理控制方法少,襯管與管道為機(jī)械結(jié)合,易發(fā)生坍塌、不宜開孔和連接支管等問題。
2.3 內(nèi)腐蝕控制思路
針對(duì)西部某油田集輸管道和輸送介質(zhì)特點(diǎn),結(jié)合內(nèi)腐蝕控制技術(shù)和經(jīng)濟(jì)比選結(jié)果,確定適用于輸送高礦化度、高含水和含硫介質(zhì)的中小口徑、短距離集輸管道內(nèi)腐蝕控制思路如下。
（1）新建管道：推薦使用非金屬管道,必須使用金屬的管道采用內(nèi)擠涂技術(shù)涂敷涂層。
（2）在役管道：對(duì)泄漏頻繁且經(jīng)檢測(cè)評(píng)價(jià)無修復(fù)價(jià)值的在役管道進(jìn)行換管,更換為非金屬管道或普通碳鋼+內(nèi)擠涂管道。經(jīng)評(píng)價(jià)或補(bǔ)強(qiáng)后評(píng)價(jià)強(qiáng)度合格的管道采用內(nèi)擠涂或內(nèi)穿插技術(shù)進(jìn)行防腐蝕。
（3）采取措施降低介質(zhì)中的SRB,從而降低S2-含量,提升水質(zhì)。
3. 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況
2019年油田開展了管道高失效率區(qū)塊治理試點(diǎn)工程,對(duì)內(nèi)擠涂、內(nèi)穿插和新型非金屬管道進(jìn)行試驗(yàn)應(yīng)用和評(píng)價(jià),共完成了23.8 km管道內(nèi)擠涂、14.0 km管道內(nèi)穿插、7.6 km 32 MPa柔性高壓復(fù)合管,3.2 km聚乙烯內(nèi)襯玻璃鋼復(fù)合管的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和評(píng)價(jià)。評(píng)價(jià)結(jié)果表明,這些管道在油田適用性良好,截止目前均未出現(xiàn)失效等問題,充分證明了這些技術(shù)在油田集輸管道應(yīng)用中的可行性。
2021年,油田在WN區(qū)塊開展了無泄漏示范區(qū)建設(shè)試點(diǎn)工程,該區(qū)塊95%以上管道失效均為碳鋼管道內(nèi)腐蝕穿孔泄漏。結(jié)合油田內(nèi)腐蝕治理相關(guān)成果,在污水處理系統(tǒng)中進(jìn)行了生物競(jìng)爭(zhēng)法抑制SRB試驗(yàn),制定了以非金屬管道、內(nèi)擠涂和內(nèi)穿插為主的管道內(nèi)腐蝕控制方案,具體方案如表3所示,目前已完成約50 km高失效集輸管道的治理,管道失效率大幅降低。
4. 結(jié)論
（1）西部某油田集輸管道在結(jié)垢、Cl-、S2-和SRB影響下產(chǎn)生嚴(yán)重的垢下局部腐蝕,嚴(yán)重影響管道安全平穩(wěn)運(yùn)行。
（2）油田集輸管道具有數(shù)量多、管徑小、距離短、輸量少等特點(diǎn),從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性方面考慮,推薦采用非金屬管道、內(nèi)擠涂和內(nèi)穿插等技術(shù)控制管道腐蝕問題。
（3）不同油田集輸管道輸送介質(zhì)、運(yùn)行條件、失效機(jī)制均不相同,其他油氣田應(yīng)根據(jù)自身特點(diǎn)優(yōu)選內(nèi)腐蝕控制方案。
文章來源——材料與測(cè)試網(wǎng)
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