胜利油田管道防腐技术研究及应用

时间：2024-08-31

闫方平

(承德石油高等专科学校，河北承德 067000)

0 引言

金属和它所处的环境介质之间发生化学或电化学作用而引起的变质和破坏称为金属腐蚀[1]。据调查，每年由于腐蚀造成的损失约占国民经济生产总产值的2%～4%。在目前的油田生产过程中，由腐蚀所造成的停工、停产、滴、漏等事故，增加了油田的生产成本，影响了油田的正常生产，腐蚀问题已经影响到石油工业的生存与发展[2,3]。

胜利油田进入特高含水期后，随着提液量加大，采出砂(平均占采出液0.75‰)对集输管道的磨蚀破坏也日趋严重。在强腐蚀区新建的钢管道，由于内外腐蚀的共同作用，3～6个月就开始穿孔，6～12个月就大修，1～2年就报废重建，造成了巨大的经济损失[4,5]。

1 腐蚀影响因素分析

采用电化学法对腐蚀影响因素进行评价。

1.1 试验仪器及材料

CMB-4510A腐蚀速度测量仪、高温高压挂片动态腐蚀仪、电热恒温干燥箱、恒温水浴、游标卡尺(精度为0.02mm)、电子分析天平(感量为0.lmg)、酸度计、温度计、电吹风、移液管等试验仪器。

A3钢挂片、无水乙醇(分析纯)、无水硫酸钠(分析纯)、丙酮(分析纯)、氢氧化钠(分析纯)、氯化钠(分析纯)、氯化钙(分析纯)、碳酸氢钠(分析纯)、盐酸(分析纯)、滤纸、砂纸等试验材料。试验介质为胜利油田模拟水。

1.2 压力对腐蚀速率的影响

利用CMB-4510A型腐蚀速度测量仪与高温高压挂片腐蚀仪进行压力对腐蚀速度的影响实验。在温度设定55℃，转速为300档，pH值设定为7，不同压力(0.1MPa、1MPa、2MPa、3MPa、4MPa等)的自配水腐蚀速率，实验结果如图1所示。

图1 腐蚀速率随压力的变化曲线

从图1中可以看出压力从0.1MPa增大到5MPa时，电化学法测得的腐蚀速率随压力的变化趋势是相同的，随着压力的增加腐蚀速率急剧增加最大高达20mm/a。由CO2分压概念下的腐蚀动力学可知，当温度一定时，CO2分压值越大，材料的腐蚀就越快，实验结果和理论分析一致。

1.3 温度对腐蚀速率的影响

利用CMB-4510A型腐蚀速度测量仪与高温高压挂片腐蚀仪进行温度对腐蚀速度的影响实验。在压力设定为2.5MPa，转速设定为300档，pH值设定为7，不同温度(30、40、50、60和70℃等)的自配水腐蚀速率，实验结果如图2所示。

图2 腐蚀速率随温度的变化关系曲线

从图2中可以看出，在30℃～70℃的温度范围内，腐蚀速率随温度的升高而快加。理论分析认为，腐蚀是一种化学反应，通常随温度升高，氧的扩散过程和电极反应速度加快，腐蚀加剧，扩散速度增大，电解液电阻下降，阴极过程和阳极过程均被加速。而且温度对钝化膜也有影响，往往在一个温度生成的膜在另一温度便会溶解，高温下钝化变的困难，腐蚀则加剧[6]。实验结果与理论分析结果相一致。

1.4 流速对腐蚀速率的影响

利用CMB-4510A型腐蚀速度测量仪与高温高压挂片腐蚀仪进行流速对腐蚀速度的影响实验。在温度设定55℃，压力为2.5 MPa，pH值为7，不同转速(100、200、300、400、500等)的自配水腐蚀速率，实验结果如图3所示。

图3 腐蚀速率随转速的变化关系曲线

从图3中可以看出转速在100档时，腐蚀速率为3.5mm/a，随转速增加腐蚀速率急剧增加，这是因为当金属表面没有腐蚀产物膜覆盖时，流速会使CO2腐蚀速率明显的增加。流速增大，使介质中的去极化剂能更快扩散到电极表面，阴极去极化增强，同时产生的Fe2+迅速地离开腐蚀金属表面，这些作用使得腐蚀速率增大。

1.5 pH值对腐蚀速率的影响

用CMB-4510A腐蚀速度测量仪测定静态条件下pH值对腐蚀速率的影响规律，在压力设定为2.5 MPa，转速设定为300档，温度设定55℃，不同pH值下的腐蚀速率大小，实验结果如图4所示。

图4 腐蚀速率随pH值的变化关系曲线

从图4中可以看出在酸性环境下，酸性越强则腐蚀速率越大，在pH值为3.5时，腐蚀速率高达17mm/a。随pH值升高腐蚀速率明显下降，可以看到当pH值为6时，腐蚀速率已经降到3mm/a左右，此时再调节pH值，腐蚀速率变化则不太明显。

2 防腐剂的筛选

为验证电化学法的可靠性，同时采用了电化学法和挂片法对A、B、C、D四种防腐剂的防腐效果进行评价。

2.1 电化学方法

实验所用的水样是直接从胜利油田坨三站采集的水样。采用电化学方法，用CMB-4510A腐蚀速率测量仪，在动态55±1℃，评价四种防腐剂的防腐效果，实验结果如图5所示。

图5 电化学法测得防腐剂对腐蚀速率的影响

从图5中可以看出，在浓度为20mg/L时，防腐剂B、C效果明显优于防腐剂A的效果，当防腐剂浓度≤30mg/L时，三防腐剂都有较好的防腐效果，达到现场应用要求。而D的防腐效果不是很理想，随着它浓度的增大腐蚀速率先减小，但是当浓度超过一定值以后，腐蚀速率反而随着浓度的增大而增大。

2.2 挂片法

为了提高室内实验的可靠性和验证电化学方法的准确性，使用挂片进行了实验。实验所使用的水样是直接从胜采坨三站采集回来的水样，实验温度控制在55℃。采用静态挂片法测量防腐剂的防腐效果，实验结果如图6所示。

图6 挂片法测得防腐剂对腐蚀速率的影响

从图6中可以看出，虽然和电化学法比较存在一定误差，但总体上腐蚀速率是随着防腐剂浓度的增大而降低，这与电化学方法测得的规律是基本一致的。间接证明了电化学法的可靠性，为油田缓蚀剂的选用提供了一种方便、快捷的评价方法。

3 现场应用效果

根据上述试验结果，考虑实际应用中的性价比，采用防腐剂A进行现场试验，投放方式为油套环空周期加药法。

3.1 加药方案设计

(1)药剂用量：单井防腐剂A加药浓度为30mg/L，每两天加一次，按实际单井产水量计算每次加药剂量。

(2)润湿管壁：使用15L浓度为15mg/L的防腐剂A和2%有机防膨剂HTD的混合溶液预冲洗润湿管壁。

(3)环空加药：将防腐剂A配成15L溶液，从环空缓缓倒入。

(4)冲洗挂壁：采用15L浓度为15mg/L的防腐剂A冲洗挂壁。

3.2 应用效果评价

2007年6月对胜利油田两口腐蚀较严重的胜1-A井和胜1-B井开展了油套环空投加缓蚀剂防腐试验，并将井口改加旁通，旁通两头由闸门控制，中间放置挂片。日常油井产液走旁通，取放挂片时(1次/20 d)改走主干道，关旁通上、下游闸门，以实现实时检测产液腐蚀状况，试验结果表明，胜1-A井和胜1-B井的缓蚀率分别为95.7%和95.8%，试验期间，两口防腐井共创经济收益123.23万元，达到防腐效果，提高了经济效益。