油田油气集输管网腐蚀现象及防腐技术研究

（2）管道、容器内如有油水气等，不会影响到超声检测， 所以，可以不停产进行检测；
（3）超声波是安全的，对环境无污染，对人体无伤害；
3影响管网腐蚀主要因素
1、 硫化氢腐蚀
氢脆：渗入钢材的氢使强度或硬度较高的钢材晶格变形，使 材料韧性变差，甚至钢材内部引起微裂纹，均使钢材变脆。
硫化物应力腐蚀破裂：在拉应力或残余张应力加速下，钢材 氢脆微裂纹的发展直至材料的破裂过程。
6总结
在近年的开发过程中，地面集输管网不同程度的出现腐蚀穿 孔，严重影响油田的正常生产。通过对其腐蚀机理进行分析 ，找出防腐措施极为重要。然后对症下药，采取相应的防护 措施，这样可以显著减轻油气管网的腐蚀程度，从而提高了 油田的Fra Baidu bibliotek发效率，提高经济效益。
7参考文献
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在含CO2油气环境中，钢铁表面在腐蚀初期可视为裸露表面， 随后将被碳酸盐腐蚀产物膜所覆盖。所以，水溶液对钢铁的 腐蚀，除了受氢阴极去极化反应速率的控制，还与腐蚀产物 是否在钢表面成膜，膜的结构和稳定性有着十分重要的关系。
3 、油田水的腐蚀
油田水属高盐高硬高腐蚀性的“卤水”。 把油田按含水级别分为五级： 无水期（Fw≤2%）、低含水期（2%<Fw≤20%）、 中含水期（20%<Fw≤ 60%）、高含水期（60%<Fw ≤90%）、 特高含水期（90%<Fw）。 从含水量变化趋势可以看出，油田含水逐步扩大。
内涂层防腐技术也是集输管道采用较多的内防腐措施之一， 其原理是在管道内壁和腐蚀介质之间喷涂一个隔离层，从而 起到减缓腐蚀的作用。
采用内涂层防腐衬里技术有效地防止了内腐蚀，节约了大量 的管材和维修费用，显著地提高了油气的输送效率，减少了 清管次数。适用于酸性油气田的涂层和衬里有：环氧树脂、 聚氨酯以及环氧粉末等。此外，玻璃钢复合材料是很好的有 机衬里材料，玻璃钢内衬管具有玻璃钢的耐蚀性能和钢管的 强度，尤其适合于温度和压力较高的集输管道，胜利油田已 采用该技术进行油气集输。
硫酸盐还原菌的腐蚀机理：研究表明当有SRB存在时，促使 SO42- 还原为S2-，同时SRB的代产物生成S2-，加速电化学腐蚀， 并有铁的硫化物（Fe9S8、FeS）生成。 结果表明：污水中HCO3-、CO2、Ca2+、Fe2+对加速SRB造成 钢铁的腐蚀有很大的促进作用，特别是垢下SRB的存在加速 了对钢材的局部腐蚀，直至穿孔。
5油田管网防腐措施
4、强化含油污水处理技术
目前联合站污水处理系统投加的药剂有缓蚀阻垢剂、净水剂、 絮凝剂三种药剂。 通过对油田地层水介质的分析，水中含有一定量的硫酸盐还 原菌（SRB），腐生菌（TGB）和铁细菌（Fe），所以，要 加强污水处理系统的杀菌工作，减缓系统的腐蚀。
5油田管网防腐措施
5 、内涂层及衬里防腐技术
5油田管网防腐措施
2、牺牲阳极的阴极保护
集输系统全部采用外加电流阴极保护技术，对管线外壁进行 了有效保护。但对管线内壁无保护作用，而油田地面集输系 统恰恰是以内腐蚀为主，加上管线没有进行任何内防腐处理， 因此，后天的化学防护是减缓和延长塔河油田集输系统管线 腐蚀的主要手段。
5油田管网防腐措施
3、油、气集输系统端点加药保护技术
端点加药保护技术原理：在集输干线的端点站通过连续投加 缓蚀剂来控制管线的腐蚀，延长管线的使用寿命。端点站就 是一条集输干线的起点，药剂从端点站加入后沿流程到干线 末端整条管线都将受到保护。
通过现场调查各计转站都建有加药流程，而且都是计量泵， 如要实施该项技术，在工艺流程上不用改动，只需筛选出适 合的缓蚀剂，调整好浓度，在端点站连续投加，达到减缓腐 蚀、延长管线寿命的目的。预膜就是使缓蚀剂均匀地分布在 钢材表面，形成一层保护膜，将钢材与腐蚀介质隔离开来。
（1）使设备和管道损坏；（2）停产；
（3）跑冒、滴、漏及燃烧、爆炸等事故；（4）环境污染； （5） 产品流失； （6） 人员伤亡
因此，深入开展研究塔河油田集输管网腐蚀现状，找到其腐 蚀机理并找出相应的防护对策，对于维持油田的正常生产， 提高油田开发效率有着重大的意义。
油气集输管网腐蚀标准
两个标准： （1）石化行业标准腐蚀速度小于0.076mm/a； （2）美国腐蚀工程师协会NACE- 0775-91中对腐蚀程度的较 为详细的规定，如下表。
油田油气集输管网腐蚀现象 及防腐技术研究
0简介
• 油气集输管网腐蚀现状； • 腐蚀现象产生原因； • 油气集输管网的腐蚀监控方法； • 腐蚀防护方法。
1油气集输管网腐蚀现状
从油井生产出的原油含有大量的H2S、CO2 以及油田水等其 它杂质，同时油田水含有大量的氯根和硫酸根离子等强腐蚀 介质，在油气水混合集输的过程中对采油设备的腐蚀极大。 其中管道的腐蚀造成的危害主要有：
2 、CO2 腐蚀
二氧化碳腐蚀是非硫油气田的主要腐蚀介质。在没有水时， 二氧化碳是不发生腐蚀的；当有游离水出现时，二氧化碳溶 于水生成碳酸，碳酸使水的pH下降，对钢发生氢去极化腐蚀。 除了碳酸引起水溶液pH值下降外，低分子量的有机酸如醋酸 也会引起腐蚀，但这些酸很少成为非硫油气田腐蚀的主要原 因。没有电介质（水）存在的条件下，CO2本身是不腐蚀金 属的。CO2 只有溶于水中生成碳酸，才会引起腐蚀。
其中水中Cl-、 HCO3-、Ca2+、Fe2+ 对腐蚀影响，研究资料表 明：产出水中侵蚀性离子Cl-、HCO3-是引起钢铁腐蚀特别是 局部腐蚀的主要因素。Cl-半径小，具有很强的渗穿透能力。 Ca2+、Fe2+ 对加速SRB造成钢铁的腐蚀有很大的促进作用。
在产出水中，主要监测3 种细菌：硫酸盐还原菌（SRB）、 腐生菌（TGB）、铁细菌。引起腐蚀的主要是SRB。SRB是 脱硫弧菌属的需盐脱硫弧菌，厌氧菌。
5油田管网防腐措施
1 、H2S 的化学防护
在油井出口管线或分离器处加入H2S吸收剂，降低罐口H2S含 量。
但是吸附剂从原油中逸出的能力减弱降低了快速中和H2S的 能力。不论是在井口加药还是分离器后加入药剂，H2S 吸收 剂能有效的降低储油罐中H2S浓度。根据试验结果表明，使 用喷淋方式配合流程中加入除硫剂是现阶段化学法防治H2S 的理想方式。
干燥的H2S 对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S 只有溶解在水 中才具有腐蚀性。H2S 一旦溶于水，便立即电离，使水pH 值 下降，呈酸性。不同浓度下生成的腐蚀产物性质不同，H2S 浓度为5.0mg/L 时形成的腐蚀产物为FeS 和FeS2，FeS 较致密， 有一定的保护性；H2S 浓度为5.0～20mg/L时形成的腐蚀产物 是Fe9S8，Fe9S8疏松，无保护作用。
腐蚀现象举例
与行标进行对比， 可见塔河油田地面 管网使用时间虽然 不长，目前腐蚀已 处于轻度腐蚀状态。 生产过程中，多次 出现穿孔泄漏现象， 给生产带来较大的 困难。
图1.塔河油田地面生产系统腐蚀变化趋势
从表2 可以看出， 从第一次腐蚀起，腐蚀现象发生频率增加， 而且以内腐蚀为主，腐蚀坑较多，在一些管线焊接处还出现 腐蚀裂纹和腐蚀泄漏。
腐蚀现象举例
2腐蚀监控
2、超声波腐蚀监测新技术
超声波检测可探测厚度较大的材料，且具有检测速度快、对 人体无害、对面积较大的面积型缺陷的检测灵敏度高等优点。 因此，超声波检测已经发展成为一种很重要的无损检测方法， 在生产实践中得到了广泛的应用。
超声波检测的优势：
（1）具有良好的检出性能，能够检出管道、容器内表面或 材质内部的缺陷，并能比较精确地检测出其深度、大小、位 置等参数；
4 、管内流体的冲蚀作用
单纯的冲蚀磨损包括液体或气体中的固体颗粒对材料的磨蚀 作用。在多相流中存在流体、气体、砂粒、碎屑等，因而也 存在冲蚀磨损，但这种冲蚀往往发生在腐蚀环境下， 因而存 在着腐蚀和冲蚀的联合作用，即冲蚀腐蚀。这类环境中，管 壁的腐蚀并不是冲蚀和腐蚀的简单叠加，其交互作用非常复 杂，液滴汽泡、颗粒都可冲击管壁， 使表面产生的腐蚀物脱 落，同时，也可直接作用于表面产生磨损。