普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

陈洪杰 罗沿予 刘 奎

(中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳 457001)

普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

陈洪杰 罗沿予 刘 奎

(中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳 457001)

对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析，2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a，总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a，其次是加热炉进口处为0.040 mm/a，腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019 mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析，结果表明集输系统材质主要受H2S，CO2及单质硫腐蚀，积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式，经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。

普光气田 腐蚀 缓蚀剂 防治

普光气田主体天然气中H2S和CO2平均的质量分数分别为15.16%和8.64%，井口平均压力约30 MPa，集输系统压力约10 MPa，产出液中含单质硫，且矿化度较高，腐蚀环境非常恶劣。目前普光气田集输系统防护措施基本采用“抗硫钢+缓蚀剂+阴极保护”的方案。该文重点分析了普光气田腐蚀状况及原因，并对缓蚀剂防护措施进行了探讨。

1 普光气田腐蚀监测概况

普光目前在用监测手段主要有电阻探针(ER)、线形极化探针(LPR)、电指纹(FSM)、挂片监测(CC)和化学介质分析。其中外输管道腐蚀监测以电指纹法为主，分布在沿线各阀室附近的焊缝部位，主要监测焊缝的失厚变形情况。站内腐蚀监测以挂片监测为主，其他在线监测手段为辅。

电阻探针信号容易受温度、结垢、剩余厚度等影响，采集到的数据波动较大;LPR不能用于监测含有较高杂质(油类)气体，若处于对电极造成污染的环境中，所获得的数据可靠性差。故目前普光气田集输系统采用的电阻探针与线性极化探针只作为腐蚀挂片的辅助监测方式。

以普光气田3号线腐蚀监测结果为例，2010年5月全部监测挂片腐蚀速率平均值为0.032 mm/a，各不同监测部位间腐蚀情况见图1。

从图1看出，分离器液相出口处腐蚀速率最高，其次是加热炉进口处，腐蚀速率最低的是分离器气相出口处。液相是腐蚀介质集中、腐蚀环境最恶劣的位置，所以该处腐蚀最严重;加热炉进口处监测点在缓蚀剂加注之前，处于未保护状态故腐蚀速率也较高;分离器气相出口所处环境，其腐蚀性成分几乎全部分离出去，故腐蚀速率最低。

图1 三号线不同监测部位挂片监测数据Fig.1 Monitored data of samples hung for different monitored location in third line

2 腐蚀因素分析

为研究普光气田集输系统影响腐蚀的主要因素，参考实际生产条件进行了模拟试验。

2.1 试验条件

挂片材质为L360SS，H2S分压1.5 MPa，CO2分压1.0 MPa，总压10 MPa，流速4.0 m/s，溶液 pH 值不超过3.5，温度50℃，不添加缓蚀剂，试验溶液参照普光产出液成分配制，矿化度为67.9 g/L，添加1 g/L的单质硫。试验设备为美国cortest公司生产的高温高压釜，腐蚀产物分析采用荷兰Philips公司的X Pert Pro MPD型X射线粉末衍射仪。

2.2 试验结果及分析

试验后L360SS试件的腐蚀速率为0.437 mm/a，试片腐蚀形貌见图2。由图2可知，试片表面腐蚀明显较高，且存在一定程度的坑蚀现象。对试片表面处理后进行腐蚀产物X射线衍射(XRD)分析(见图3)，从图3中发现其成分主要包括 FeS，FeCO3，Fe3O4，CaCO3，MgCO3和 MgFe2O4等，前3种腐蚀产物分别是典型的H2S腐蚀、硫腐蚀、CO2腐蚀和试验过程中的氧腐蚀，后3种主要是夹杂在腐蚀产物中的沉积盐。这说明集输系统材质主要受H2S，CO2及单质硫腐蚀，同时积液中的Cl－，Ca2+等离子也对材质有一定的腐蚀作用。

图2 试件腐蚀后形貌Fig.2 Morphology of the sample after corrosion

图3 试件表面腐蚀产物XRD衍射Fig.3 XRDofcorrosiveproductionsonthesurfaceofthesample

3 缓蚀剂防治措施研究

根据普光气田实际工况条件，对国内外几种效果较好的缓蚀剂进行模拟工况效果评价，优选出能用于普光集输系统的最佳药剂。目前缓蚀剂加注采用预涂膜、连续加注和批处理3种工艺相结合的方式［1］。

3.1 缓蚀剂优选试验

首先对国内外油气田、研究所、院校应用效果较好的缓蚀剂进行常压初选试验，最终确定效果较好的3种缓蚀剂，然后再进行模拟工况评价试验。试验条件同2.1，参考标准为SY/T5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》。试验结果见表1。

表1 缓蚀剂模拟工况评价结果Table 1 Evaluation results of corrosion inhibitors under simulated condition

从试验结果来看，3号缓蚀剂效果较好，考虑到经济成本，采用3号和1号缓蚀剂结合使用的方案。

3.2 预涂膜缓蚀剂加注工艺

为有效防止流体中硫化氢、二氧化碳以及腐蚀性盐水对管壁造成的腐蚀，可在站场联动试车前利用缓蚀剂对管线及容器进行打底预涂膜，在管壁上形成黏性极强的薄膜，从而降低酸性气体对管道的腐蚀。

缓蚀剂预涂膜加注方式分为3步:(1)清管通球及氮气置换:在预涂膜之前对管道进行清洁通球，强力去除较硬的沉积物和硬质碎片;(2)柴油打底:为增强缓蚀剂在管壁的吸附性能，利用注氮车注入氮气对管道进行柴油打底;(3)缓蚀剂预涂膜:涂膜方式采取两个清管球夹缓蚀剂的方法对管道进行预涂膜，利用液氮车注氮推动清管球，控制好清管球移动速度，达到涂膜均匀的目的。加注方式见图4。

图4 缓蚀剂预涂膜加注示意Fig.4 The diagram of corrosion inhibitors injection by the style of coating

3.3 批处理缓蚀剂加注工艺

批处理缓蚀剂加注通常在预涂膜缓蚀剂一段时间后进行，是对预涂膜缓蚀剂的补充和强化。一般采用加强持久型成膜缓蚀剂，由测试可知在管内壁形成一定厚度的保护膜，它可以有效降低批处理作业间隔期间的腐蚀。这一技术通常在氯化物浓度高、流速低的环境中有效，批处理缓蚀剂加注周期根据腐蚀监测情况而定，一般3～6个月。

3.4 连续加注缓蚀剂处理工艺

连续加注是指在生产过程中将缓蚀剂不间断的注入集输管网，使之起到持续浓度下的防护效果。缓蚀剂一般采用浓缩的、水溶性/油-水分散、蒸汽分散的产品，可用于生产系统、水处理和回注系统。对于气体系统，如果水量较少，典型的加注速率为0.15～0.40 m3/104m3。普光目前正常加注速率为0.35 m3/104m3。缓蚀剂连续加注方式见图5。

图5 缓蚀剂连续加注和分散示意Fig.5 The diagram of successive injection and decentralization for corrosion inhibitors

4 结论

从目前普光气田集输系统来看，分离器液相出口处腐蚀速率最高，其次是加热炉进口处，腐蚀速率最低的是分离器气相出口处。通过试验分析可知，影响材质腐蚀的主要因素是H2S，CO2、单质硫及腐蚀性酸液。由缓蚀剂评价试验确定了最佳药剂，加注方式采用预涂膜、批处理和连续加注相结合的方式。

［1］陈洪杰，汪沈阳，刘爱双，等.高酸性气田缓蚀剂加注方式的模拟试验［J］. 腐蚀与防护，2010，31(4):321-323.

Analysis of Corrosion Conditons of Gas Gathering System in Puguang Gas Field and Preventive Measures

Chen Hongjie，Luo Yanyu，Liu Kui
(SINOPEC Zhongyuan Oilfield Company，Puyang，Henan 457165)

The corrosion conditions of gas gathering system in Puguang Gas Field were analyzed statistically.The average corrosion rates of coupon test in No.3 line of Puguang Gas Field in May 2005 was 0.032 mm/a.the highest corrosion rate was 0.045 mm/a at the liquid outlet of separator which was followed by 0.040 mm/a at inlet of furnace .The lowest corrosion rate was 0.019 mm/m at the gas outlet of separator.The x － ray diffraction(XRD)analysis showed that the gas gathering line mainly suffered from H2S and CO2and sulfur corrosions.In addition，the minerality of accumulated liquid was also corrosive to the material to some extent.The corrosion inhibitor test confirmed that the combination of No.3 and No.1 corrosion inhibitors was most effective in corrosion control.The pre － filming of corrosion inhibitor，continuous addition and batch addition were described.The corrosion rate of gas－phase and liquid－phase in gas fathering system is controlled within 0.030 mm/s after corrosion inhibitor addition optimization.

Puguang gas field，corrosion，corrosion inhibitor，prevention

TG174.42

A

1007－015X(2012)03－0038－03

2012－02－ 14;修改稿收到日期:2012－04－11。

陈洪杰(1976－)，硕士，目前在中国石油化工股份有限公司中原油田分公司采油工程技术研究院主要从事油田污水处理、药剂开发等工作。E-mail:chjhenan@yahoo.com.cn。

(编辑 寇岱清)