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�蝕為主，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�；�于陰極保護原理，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。