长庆油田H转油站集输管线腐蚀原因分析

刘贵宾，连宇博，韩创辉，陆 潇，焦生宁，李文娟

（1.西安长庆化工集团有限公司，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，陕西西安 710016）

长庆油田H转油站低压集输管线于2012年6月投运，材质为20号钢，规格为φ114×5.0 mm，输送介质为油气水，外输液量约375 m3/d，含水约52 %，外输压力1.6 MPa～1.7 MPa，外输温度为40 ℃，CO2分压0.01 MPa，H2S浓度为300 mg/L～600 mg/L。该站站内管线运行两年就出现大面积的腐蚀穿孔而被迫更换新管线。鉴于该站站内管线使用时间短、泄漏严重等情况，于是对该站站内集输管线腐蚀穿孔原因进行分析，并采取有效措施，防止类似穿孔事件的发生。

1 腐蚀环境

为了进一步明确H转油站集输管线的腐蚀环境，根据《SY/T 5329-2012碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》[1]中的相关规定，对现场采集的水样进行分析，实验结果（见表1）。

从表1可以看出，不同井组所采集水样中矿化度、各离子含量均相近。该区块矿化度较高，大致在3.5×104mg/L～3.8×104mg/L。氯离子含量较高，在1.7×104mg/L以上，这将造成严重的氯离子腐蚀。另一方面，水样中含有部分的钙离子、镁离子、钡离子和锶离子，这些都是易结垢的离子，这也容易造成垢下腐蚀。

2 腐蚀原因分析

2.1 室内腐蚀试验

根据现场工况确定试验参数，具体（见表2）。根据现场水样分析结果确定模拟溶液的离子种类和含量，具体（见表3）。考察了不同H2S浓度对CO2条件下20号钢的腐蚀影响，试验结果（见表4）。

表1 H转油站采集水样水质分析结果

表2 模拟试验参数表

表3 模拟溶液离子含量

表4 不同浓度H2S条件下20号钢腐蚀速率

从表4可以看出，在CO2+H2S条件下，随着上述体系中H2S浓度的增加，腐蚀速率先降低后增加，这是由于在低浓度H2S时，CO2腐蚀为主导，H2S可以与铁反应生成FeS膜，一定程度上减缓了20号钢的均匀腐蚀[2]，虽然在低浓度H2S条件下，H2S与铁可以反应生成FeS膜而减缓CO2腐蚀，但是在高浓度的Cl-条件下，这也容易造成20号钢的点蚀，成为高风险的腐蚀因素[3]。随着H2S浓度的增加，CO2腐蚀转变为H2S腐蚀为主导的腐蚀，并且腐蚀速率随着浓度增加而增大。

图1 H转油站外输泵总出口处腐蚀挂片处理前和处理后的宏观形貌

2.2 现场挂片腐蚀试验

在H转油站外输泵出口安装腐蚀检测装置并安装监测挂片，两个月后取出腐蚀监测挂片，进行实验室处理和检测。H转油站外输泵出口处腐蚀两个月后挂片表面有大量的腐蚀产物，均匀腐蚀速率为0.491 8 mm/a，对照标准NACE SP 0775的要求，该检测点的腐蚀为严重腐蚀。挂片表面结垢、腐蚀产物等均会引发材料的垢下腐蚀，从而诱发局部腐蚀，这和腐蚀挂片宏观形貌观察到的局部腐蚀坑相吻合（见图1）。

2.2.1 微观分析 对去膜后试样表面进行微观分析，发现表面有大量的局部腐蚀坑，局部腐蚀严重，腐蚀坑的尺寸较大，数量较多，采用三维成像分析发现局部腐蚀坑深约28.6 μm，点蚀速率为0.173 mm/a，对照标准NACE SP 0775的要求，该检测点的点腐蚀为中度腐蚀（见图2）。

图2 H转油站外输泵总出口处腐蚀挂片处理后的微观形貌

2.2.2 腐蚀产物分析 采用扫描电子显微镜对腐蚀检测挂片微观腐蚀形貌进行了观察，并用能谱仪（EDS）分析腐蚀产物的化学成分，试验结果（见图3）。

图3 H转油站外输泵总出口处腐蚀挂片表面微观腐蚀形貌及EDS谱

腐蚀产物发生大面积的剥落，基体裸露在外，剥落处发现腐蚀产物主要分为四层。EDS图谱分析发现，腐蚀产物中富含S、Fe元素，半定量分析发现S：Fe的原子比高达1:1.7，腐蚀环境中含有H2S，因此可以推断腐蚀产物中富含FeS。在腐蚀产物中也检测到C和O，腐蚀环境中含有CO2，因此可以推断腐蚀产物中含有FeCO3。腐蚀产物中Na、Cl及少量Ca等可能是溶液中的NaCl、CaCl2沉积形成。

2.3 局部腐蚀原因分析

H转油站集输管线腐蚀的主要原因为H2S腐蚀、CO2腐蚀和Cl-腐蚀，在其共同作用下造成集输管线腐蚀穿孔。H2S浓度较低时，CO2是集输管线均匀腐蚀的主导因素，随着H2S浓度的增加，CO2腐蚀转变为H2S腐蚀为主导的腐蚀，并且腐蚀速率随着其浓度增加而增大。

3 结论及建议

（1）该区块矿化度较高，尤其是Cl-，在1.7×104mg/L以上，这将造成严重的氯离子腐蚀。

（2）H转油站集输管线内腐蚀是H2S腐蚀、CO2腐蚀和Cl-腐蚀共同造成的。低浓度H2S条件下，CO2是集输管线腐蚀的主导因素，随着H2S浓度的增加，CO2腐蚀转变为H2S腐蚀为主导的腐蚀。

（3）解决H转油站集输管线内腐蚀问题，首先应降低油气水中H2S含量到较小浓度，再加注抗CO2和H2S腐蚀的缓蚀剂，降低局部腐蚀风险，采用油气集输用硫化物去除剂可与油气水中H2S进行反应，降低油气水中H2S含量。

（4）H转油站集输管线可采用抗H2S、CO2内涂层涂料进行防护，也可以选择抗H2S、CO2材质的管线作为集输管线，从而延长集输管线使用寿命。