南堡油田3号构造集输管道的腐蚀及防护

颜芳蕤，季　宏，邢　泽，刘清洋，李俊超，霍志芳中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司，河北唐山　063200



南堡油田3号构造集输管道的腐蚀及防护

颜芳蕤，季宏，邢泽，刘清洋，李俊超，霍志芳
中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司，河北唐山063200

摘要：南堡油田3号构造所产伴生气中含有H2S和CO2等酸性气体，酸性气体遇水即会发生电离反应，对钢材具有很强的腐蚀作用，使该区集输管道存在潜在的腐蚀风险。根据已有研究成果作为腐蚀判据，结合集输工艺流程和运行状况分析H2S和CO2腐蚀对该区地面集输管道的影响，确定系统中影响管材腐蚀的主要因素为CO2。针对CO2腐蚀提出适用于3号构造集输管道的腐蚀防护措施，为该区的运行管理和工艺设计提供参考。

关键词：腐蚀机理；腐蚀判据；CO2腐蚀；腐蚀防护措施

南堡3号构造是南堡油田主力高产区块之一，开发有南堡3- 2区馆陶、东营和PG2区沙河街、潜山等油藏，其中PG2区油藏地层能量高，产气量大，占3号构造总产气量95%以上，但该区块油井伴生气中含有H2S和CO2气体，沙河街油藏硫化氢含量为20～30 mg/m3，二氧化碳质量分数约为5%，潜山油藏硫化氢含量为100～200 mg/m3，二氧化碳质量分数约为10%。2013年，根据3号构造整体开发部署，配套新建集输管道87 km。H2S和CO2等酸性气体遇水即会发生电离反应，对钢材具有很强的腐蚀作用，使该区集输管道存在潜在的腐蚀风险。

1　H2S和CO2腐蚀机理

1.1硫化氢腐蚀机理

H2S溶于水便立即电离，使水具有酸性。在硫化氢溶液中，H+、HS-、S2-和H2S分子共存，它们对金属的腐蚀是氢去极化作用过程：

阳极反应Fe→Fe2++ 2e

阳极反应的产物：Fe2++ S2-→FeS

湿硫化氢的腐蚀作用主要有两大类：电化学腐蚀和氢损伤，氢损伤表现为硫化物应力开裂（SSC）和氢诱发裂纹（HIC）［1］。

1.2二氧化碳腐蚀机理

当水中有游离的CO2存在时产生酸性反应，生成H+和HCO-3离子，H+就会产生氢去极化作用，使钢材发生严重的局部腐蚀。

阳极反应Fe→Fe2++2e

阴极反应2H++ 2e→H2↑

H2O+CO2→2H++

总反应CO2+ H2O + Fe→FeCO3+ H2↑

2　H2S和CO2腐蚀判据

2.1硫化氢应力腐蚀开裂

碳钢或低合金钢在酸性环境下发生SSC的严重程度与H2S分压和溶液的pH值有关，见图1，管材发生SSC的临界硫化氢分压值为0. 3 kPa。

图1　碳钢和低合金钢SSC环境严重程度区域

2.2二氧化碳腐蚀

一般用二氧化碳的分压PCO2作为CO2腐蚀程度的预测判据［3］：

当PCO2＜0.02 MPa时，没有腐蚀；

当PCO2= 0.02～0.2 MPa时，产生腐蚀；

当PCO2＞0.2 MPa时，严重腐蚀。

2.3硫化氢和二氧化碳共存

有关研究表明，当硫化氢和二氧化碳共存时，利用CO2和H2S的分压比来判断腐蚀过程的主控因素［4］。

当PCO2

/PH2S＞500时，腐蚀过程受CO2控制；当20＜PCO2/ PH2S＜500时，H2S和CO2共同作用；

当PCO2

/ PH2S＜20时，腐蚀过程受H2S控制。

3　腐蚀对集输管道的影响分析

3.1集输流程概况

PG2区块油井地面位置分别位于XPG2、PG2 和3- 2平台，主要集中在XPG2平台。XPG2平台单井产液经穿心套管伴热保温后降压，由单井集输管道输送至计量间，再通过计量间集油汇管输送至加热炉加热后外输到3- 2平台转油站，与3- 2平台产液混合经三相处理，天然气经压缩机提压脱硫后外输，含水原油经外输油泵增压外输。以单井NP36- P3602为例，根据上述工艺流程特点将集输管道划分为6个节点进行分析，每一节点管道规格及运行参数详见表1，各节点管输介质特征详见表2。

表1　各节点管道规格及运行参数表

表2　各节点管输介质特征

3.2各节点腐蚀状况

根据管道规格、运行参数、管输介质特征分析各节点腐蚀状况如下：

节点1属CO2严重腐蚀及CO2和H2S共存时腐蚀受CO2控制区间，但是单井含水较低且流速不高，原油的屏蔽作用使腐蚀介质对单井高压集油管道的影响较小。

节点2属CO2产生腐蚀及CO2和H2S共存时腐蚀受CO2控制区间，但管输介质流速高，原油的屏蔽作用不再起作用，单井低压集油管道存在CO2腐蚀风险。

节点3属CO2产生腐蚀及CO2和H2S共存时腐蚀受CO2控制区间，平台集油汇管输送介质含水低，但流速高，原油的屏蔽作用失效，该管道存在CO2腐蚀风险。

节点4属CO2产生腐蚀及CO2和H2S共存时腐蚀受CO2控制区间。XPG2至3- 2混输管道管径较大，管路流型属于波浪流，管道内壁中、上层仍存在CO2腐蚀风险。

节点5属CO2产生腐蚀及CO2和H2S共存时腐蚀受CO2控制区间。3- 2平台外输气管道前段CO2分压高，但无游离水，发生CO2腐蚀的风险较低，后段CO2分压低、气体流速高、低洼处易积水，存在CO2腐蚀的风险。

节点6处的外输原油含水低于60%，油与水形成稳定的油包水型乳状液，即使水中含有腐蚀性离子，因为管道接触的是油相，所以，3- 2平台外输油管道腐蚀较轻微。

经上述分析可知，3号构造地面集输管道以二氧化碳腐蚀为主，属二氧化碳轻、中度腐蚀。

4　CO2腐蚀防护措施及对策

油气田地面集输系统的CO2腐蚀防护措施主要有：选用耐腐蚀材质、改变金属使用环境、采用保护性覆盖层、脱除CO2、定期的腐蚀检测和适时的维护保养等。在3号构造集输系统现有工艺流程的基础上，宜采取以下腐蚀防护措施：

（1）对于产气量较大的单井，应增大单井集油管道管径，对XPG2平台增设集油汇管，使管输介质的流速降至10 m/s以下。

（2）为防止XPG2至3- 2平台混输管道和3- 2平台外输气管道发生CO2腐蚀，宜采取添加缓蚀剂的方式进行防护，缓蚀剂应雾化注入并适用于气相防腐。

（3）外输原油管道应控制外输油含水量，最好降至35%以内，不超过60%，防止H2S、CO2、SRB的综合腐蚀，一旦含水持续上升，需添加缓蚀剂进行保护。

（4）在管道起、终点及阀室内增设腐蚀挂片监测点和通球指示仪，生产运行中积极开展挂片腐蚀监测和管道通球作业。

（5）管道投产1年内应进行腐蚀与防护状态的基线检测，日后管道的检测周期不宜超过6年。

5　结束语

南堡油田3号构造地面集输管道以二氧化碳腐蚀为主，属二氧化碳轻、中度腐蚀。产气量较大的单井集油管道、XPG2平台集油汇管、XPG2到3- 2平台混输管道、3- 2平台外输油气管道中后段均存在CO2腐蚀风险，应采取优化设计和强化管理的方式防止3号构造集输管道的腐蚀破坏。

参考文献

［1］崔之健.油气储运设施腐蚀与防护［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［2］SY/T0599- 2006，天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求［S］.

［3］姚晓，冯玉军，李颖川.国内外气田开发中管内CO2腐蚀研究进展［J］.油气储运，1996（2）：12- 18.

［4］POTS B F M，JOHN R C，RIPPON I J，et al. Improvement on De Waard- Milliams Corrosion Prediction and Application to Corrosion Management［C］// Corrosion 2002.Houston：NACE，2002.

Corrosion and Protection of Gathering and Transportation Pipelines in Structure No.3 of Nanpu Oilfield

YAN Fangrui，JIHong，XING Ze，LIU Qingyang，LIJunchao，HUO Zhifang
PetroChina Jidong Oilfield Company，Tangshan 063200，China

Abstra ct：The associated gas produced from Structure No.3 of Nanpu Oilfield contains acid gases such as H2S and CO2. Ionization reaction occurs when the acid gases associate with water，and strong corrosion will happen on steel. Accordingly，potential corrosion risk of the gathering and transportation pipelines in the area will be aroused. Based on the corrosion criteria from the existing research achievements，oil gathering and transportation process flow and operation status，the influences of corrosion of H2S and CO2on the gathering and transportation pipelines are analyzed. The main factor of the pipeline corrosion is determined to be CO2. The corrosion protection measures which are suitable for the gathering and transportation pipelines in Structure No.3 are put forward，so as to provide reference for the operation management and technologicalprocess design in the area.

Keywords：corrosion mechanism；corrosion criterion；CO2corrosion；corrosion protection measure

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.016

作者简介：

颜芳蕤（1983-），女，黑龙江牡丹江人，工程师，2008年毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，硕士，现从事基建工程管理工作。Email：npqyfrui@petrochina.com.cn

收稿日期：2015- 10- 08