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管道研究

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油田地面站場(chǎng)綜合防腐技術(shù)應用

來(lái)源:《管道安全保護》2025年第4期 作者:臧國軍 沈席偉 李巖 張泓 時(shí)間:2025-12-2 閱讀:

臧國軍1 沈席偉2 李巖1 張泓2

1.中國石油長(cháng)慶油田分公司油田開(kāi)發(fā)事業(yè)部;2.中國石油長(cháng)慶油田分公司第九采油廠(chǎng)

 

摘要:隨著(zhù)油田集輸系統上游防腐工藝的逐年配套和完善,管道輸送的原油介質(zhì)中腐蝕因子大量集中至下游站場(chǎng),高礦化度、酸性氣體、細菌等導致站場(chǎng)電化學(xué)腐蝕加劇。加之站場(chǎng)工藝設施防腐工藝不完善,站場(chǎng)失效頻繁,成本壓力大,安全環(huán)保風(fēng)險突出。吳起油田依據油田集輸站場(chǎng)工藝設施腐蝕特征,從電化學(xué)、新材料防腐兩方面著(zhù)手,初步形成以“犧牲陽(yáng)極+非金屬內構件”、高溫固化內防腐及專(zhuān)用接頭等為主體的全流程綜合防腐技術(shù),有效地延緩了站場(chǎng)工藝設施腐蝕速率,控降了運行成本,降低了安全環(huán)保風(fēng)險。

關(guān)鍵詞:站場(chǎng)失效;電化學(xué)腐蝕;新材料;綜合防腐

 

吳起油田地處陜西省吳起縣、定邊縣,生產(chǎn)區域全部位于涇河、北延河與無(wú)定河三大流域,分布有寧塞川、楊青川、周灣水庫、十字河等水系,油區南部交叉處于水源保護區、主要河流、森林公園三大環(huán)境敏感區,管理責任重大。

隨著(zhù)油田開(kāi)發(fā)年限的增長(cháng),綜合含水的逐年升高,地面站場(chǎng)系統結垢、腐蝕問(wèn)題日益突出。站內工藝管網(wǎng)在投產(chǎn)時(shí),因變徑多、彎頭多無(wú)法開(kāi)展管線(xiàn)內防腐工作,導致管線(xiàn)腐蝕破漏現象頻繁發(fā)生。儲罐雖然做了內防腐,但是內壁和盤(pán)管仍腐蝕嚴重,不僅增加運行成本,也嚴重影響安全平穩生產(chǎn)。為減緩站場(chǎng)工藝設施的腐蝕速率,降低失效率,急需開(kāi)展站場(chǎng)防腐技術(shù)研究,以期形成一套可復制、可推廣的站場(chǎng)綜合防腐技術(shù)。

1  站場(chǎng)腐蝕現狀

1.1  站場(chǎng)失效現狀

近年來(lái),集輸站內工藝管網(wǎng)、儲罐類(lèi)設施腐蝕破損頻繁,平均維護周期僅為3~4年,成本壓力大。以某采油廠(chǎng)為例,油田年均實(shí)施站場(chǎng)維護改造15座,年均花費上千萬(wàn)元(圖 1),且治標不治本,安全環(huán)保風(fēng)險突出,給生產(chǎn)運行帶來(lái)較大困難。


圖 1 歷年站場(chǎng)失效次數(左)及腐蝕改造費用/萬(wàn)元(右) 

1.2  腐蝕原因

油區大部分地處黃土高原,主要以黃土梁峁及溝壑地貌為主,土壤電阻率普遍在50 Ω·m以上,油田管道腐蝕類(lèi)型主要以?xún)雀g為主,腐蝕穿孔多發(fā)生在管體中下部,部分在焊縫附近。主要腐蝕原因如下。

(1)介質(zhì)中伴有Cl-、CO2 、H2S以及雜質(zhì)等,加速內腐蝕。介質(zhì)普遍含有較高濃度的Cl-,油田注入水溶解氧,侏羅系延9、延10,三疊系長(cháng)2、長(cháng)6、長(cháng)8均含H2S,電化學(xué)腐蝕、H2S應力腐蝕、沖刷腐蝕是站場(chǎng)工藝設施腐蝕的主要原因[1]。

(2)多層系復合開(kāi)發(fā),造成垢下腐蝕。目前共開(kāi)發(fā)長(cháng)8、長(cháng)4+5、長(cháng)6、延9、延10等10余套層系,除侏羅系外,其余層系均不配伍,管道內結垢嚴重。多層系混合開(kāi)發(fā),高礦化度水配伍性差,生成大量的鋇鍶垢,導致垢下腐蝕發(fā)生,產(chǎn)生嚴重的坑蝕和點(diǎn)蝕。

(3)原油含水率增高,腐蝕穿孔幾率增加。目前油田管輸介質(zhì)平均含水率達60%,大多數集輸管道中,水相均作為外相出現在管道中,因而腐蝕穿孔概率較油田開(kāi)發(fā)初期有較大增加,且隨著(zhù)含水率的增高有增加的趨勢。

1.3  防腐蝕現狀

(1)化學(xué)防腐。主要以緩蝕劑為主,主體配方為各種有機胺類(lèi)、氯化鋅、表面活性劑等復配,以吸附膜和氧化膜機理共同發(fā)揮作用,多方位多角度提升緩蝕率,但對于腐蝕嚴重的侏羅系站場(chǎng),效果不佳。

(2)物理配套。站內工藝管網(wǎng)流程單元復雜,彎頭、三通、閥門(mén)較多,無(wú)法進(jìn)行擠涂?jì)确栏,因此均未配套內防腐工藝,投產(chǎn)1至2年后開(kāi)始不同程度的發(fā)生腐蝕。儲罐類(lèi)設施雖采用涂料或內襯防腐,但2至3年后開(kāi)始出現涂層鼓包、脫落,內部構件腐蝕、結垢嚴重,影響功能運行。歸其原因,防腐工藝不完善是站場(chǎng)工藝設施腐蝕失效的最直接原因。

2  站場(chǎng)綜合防腐技術(shù)對策

為解決上述問(wèn)題,經(jīng)過(guò)逐年試點(diǎn),針對站場(chǎng)主要腐蝕風(fēng)險點(diǎn)及腐蝕特征,從電化學(xué)、新材料兩方面著(zhù)手,綜合施策,系統防腐。針對不同的工藝流程單元,對工藝設施進(jìn)行全流程防腐配套。

2.1  新建工藝管道

新建或整體更換工藝管道配套應用高溫固化內防腐及連接技術(shù)(圖 2)。針對鋼制裸管及附件廣泛采用工廠(chǎng)化內防腐層預制方法,確保質(zhì)量控制;同時(shí)采用先進(jìn)的高速旋轉無(wú)氣噴涂工藝,噴涂之前進(jìn)行嚴格的高溫熱清潔及噴砂除銹處理,經(jīng)過(guò)底漆+面漆兩道TC系列環(huán)氧酚醛涂料噴涂之后再進(jìn)行高溫固化,使得涂層具備優(yōu)異的附著(zhù)力、耐高溫性能和防腐作用。針對特殊部位使用特制的滑套,實(shí)現直管段與三通、彎頭等附件的連接[2]。通過(guò)綜合使用“工廠(chǎng)化預制+高溫固化內涂層+連接滑套”工藝,實(shí)現油田站場(chǎng)管道的全流程防腐。


圖 2 高溫固化內涂層(左)及連接滑套(右) 

2.2  在用工藝管道

對在用工藝管道配套犧牲陽(yáng)極短節;陉帢O保護原理,將較活潑的金屬鋁(Al)作為陽(yáng)極,與產(chǎn)出液和管道組成電池回路,當發(fā)生反應時(shí),犧牲陽(yáng)極優(yōu)先腐蝕,從而實(shí)現對管道的保護。選用以鋁基為基礎的改性陽(yáng)極,其主要成分為鋁,鋁陽(yáng)極反應后的產(chǎn)物Al3+和陰極反應產(chǎn)物OH-結合,生成絮狀的Al(OH)3,為兩性氫氧化物,具有很強的吸附性和黏膜保護作用,隨著(zhù)原油在管道中流動(dòng),在鋼管的內壁會(huì )形成一層均勻的薄膜,對管道起到重要的緩蝕保護作用。

將站場(chǎng)工藝管道劃分流程單元,在各個(gè)流程單元的有效作用距離內,配套可拆卸短節式犧牲陽(yáng)極裝置,實(shí)現犧牲陽(yáng)極保護。以數字化增壓站為例,在收球筒出口和外輸泵出口分別安裝改性犧牲陽(yáng)極短節(圖 3),配套旁通流程,可以實(shí)現收球筒至緩沖罐和外輸泵至出站口全段流程防腐的目標,并與站外管道HCC內防腐無(wú)縫銜接。


圖 3 數字化增壓站犧牲陽(yáng)極短節安裝示意圖 

2.3  儲罐類(lèi)設施

對儲罐類(lèi)設施配套“犧牲陽(yáng)極塊+玻璃鋼內構件”。根據儲罐構造特點(diǎn),對陽(yáng)極工作電流、保護電位、防護面積、加工尺寸等進(jìn)行優(yōu)化設計,儲罐罐壁及底部均勻分布犧牲陽(yáng)極塊(圖 4),實(shí)現儲罐的立體綜合防護。針對除油罐內構件腐蝕、結垢導致功能失效問(wèn)題,整體配套耐腐蝕、可靠性高、使用壽命長(cháng)的玻璃鋼內構件(圖 5)。


圖 4 儲罐犧牲陽(yáng)極塊分布圖 


圖 5 儲油罐玻璃鋼內構件 

3  防腐技術(shù)效果評價(jià)

3.1  高溫固化內防腐及連接技術(shù)

在某采油廠(chǎng)起三轉侏羅系配套,實(shí)現了工藝管道及附件的無(wú)漏點(diǎn)防腐 。經(jīng)比對,進(jìn)口端與出口端水樣總鐵穩定在7 mg/L,運行3個(gè)月后,涂層及彎頭、三通等連接處完好,整體防腐效果顯著(zhù)。

3.2  犧牲陽(yáng)極短節

在某采油廠(chǎng)畔37-58等16座站場(chǎng)試驗,單根鋁基陽(yáng)極(Al)質(zhì)量為40 kg,經(jīng)比對,配套前、后平均腐蝕速率下降50%以上(表 1),陽(yáng)極前、后端總鐵下降明顯(表 2),對投用較早的薛十一增、畔37-58等拆卸稱(chēng)重后,折合有效期為9~10個(gè)月。

表 1 犧牲陽(yáng)極短節安裝前后腐蝕速率對比 


表 2 犧牲陽(yáng)極短節前、后端水樣總鐵對比

 

3.3  犧牲陽(yáng)極塊+玻璃鋼構件

在吳四聯(lián)1#儲油罐等10座儲罐試驗,經(jīng)比對,配套后儲罐進(jìn)、出口總鐵下降明顯(表 3)。

表 3 儲油罐進(jìn)、出口水樣總鐵對比

 

3.4  經(jīng)濟指標評價(jià)

相較于常規站場(chǎng)工藝管網(wǎng)更換、儲罐維護,應用站場(chǎng)綜合防腐技術(shù)經(jīng)濟效益顯著(zhù)(表 4)。

表 4 防腐技術(shù)經(jīng)濟效益評價(jià)


4  結論及建議

(1)突破了站場(chǎng)防腐技術(shù)瓶頸,形成以“犧牲陽(yáng)極+非金屬內構件”、高溫固化內防腐及連接等為主體的全流程綜合防腐技術(shù),防腐蝕效果顯著(zhù)。

(2)針對不同站場(chǎng)類(lèi)型、液量及水型等,需進(jìn)一步試驗評價(jià)犧牲陽(yáng)極短節的有效作用距離及其合理布局方式。

(3)針對三相分離器、緩沖罐等站場(chǎng)腐蝕失效主要工藝設施,逐步實(shí)施犧牲陽(yáng)極防腐配套措施。

(4)實(shí)現站場(chǎng)綜合防腐技術(shù)的定型,對油田企業(yè)增效、安全環(huán)保具有重要的意義,助力站場(chǎng)完整性管理落到實(shí)處。

 

參考文獻:

[1]張建平,李明.油氣田站場(chǎng)腐蝕防護技術(shù)與應用[J].《油氣儲運》,2022,41(5):32-38.

[2]王海濤.油田地面設施腐蝕防護技術(shù)規范解讀[J].石油工程建設,2020,46(4):1-6.


作者簡(jiǎn)介:臧國軍,1978年生,博士學(xué)歷,高級工程師,現任長(cháng)慶油田油田開(kāi)發(fā)事業(yè)部油田集輸科副科長(cháng),2012 年西安交通大學(xué)能源與動(dòng)力學(xué)院畢業(yè),主要負責油田管道和站場(chǎng)完整性管理和長(cháng)輸管道大站大庫日常管理。聯(lián)系方式:15829695568,Zgj_cq@petrochina.com.cn。

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