苏里格气田水处理系统管线腐蚀因素分析*

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。

图5 振动值一定下不同频率与腐蚀速率的关系曲线Fig.5 Relationship curve between different frequency and corrosion rate under certain vibration value

3 结论与建议

（1）对于苏里格气田采出水处理管线而言，采出水中的含氧量、硫酸盐还原菌含量、Cl-浓度、及悬浮物和含油物质都会在一定程度上加剧腐蚀问题，但腐蚀程度和腐蚀规律各不相同。

（2）降低采出液中的溶氧量、Cl-浓度、细菌、悬浮物及含油物质是当前苏里格天然气水处理管线腐蚀最主要的防腐目标。

（3）采出水的流速、pH值对管线腐蚀也有影响，将pH值调至中性，同时降低流速，可有效降低腐蚀速率。

（4）振动对管线腐蚀的影响不容忽视，尽可能降低集输管线的振动频率和振动速度，可显著抑制疲劳腐蚀的发生。