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塔河油田集输管道腐蚀因素及防腐措施

文档作者：卢智慧何雪芹何昶文档来源：中国石化西北油田分公司采油一厂		点击数：	更新时间： 2024年07月03日
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第34卷第7期(2015．07)(试验研究)
塔河油田集输管道腐蚀因素及防腐措施
卢智慧 何雪芹 何昶 中国石化西北油田分公司采油一厂
摘要：集输管道防腐工作对油田发展具有十分重要的意义。塔河油田集输管道最典型腐蚀
是CO。、H S气体腐蚀，特别是在8区和10区等区块，H。s气体含量较高，甚至超过1 000 mg／m 。
H s气体化学腐蚀可引起氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等，渗入管道钢材的氢导致钢材变形，韧性
变差，直至管道破裂。分析塔河油田集输管道和腐蚀现状，总结出塔河油田腐蚀影响因素包括
CO 和H S介质、油田产出水、集输管道焊缝接口、生产和集输工艺等。在此基础上，有针对性
地提出优选管道材料、添加缓蚀剂、牺牲阳极保护阴极法、优化生产和技术工艺、强化含油污
水处理技术等五方面的防腐技术措施。
关键词：塔河油田；集输管道；CO。；H S，腐蚀；缓蚀剂； 阴极保护
doi：10．3969／j．issn．1006—6896．2015．7．008
引言
塔河油田位于我国新疆塔里木盆地北部区
域， 主力区块属于较为常见的CO 、H。S酸性气体
油田，油田采出水具有pH值低、矿化度高的特
点。由于采出原油含有大量的CO 、H S气体，氯
离子、硫酸根离子等腐蚀介质，导致油田集输管道
腐蚀现象时常出现，腐蚀穿孔等情况十分严重u 。
针对塔河油田集输管道腐蚀特征和油田生产现
状，对其集输管道腐蚀因素和腐蚀原因进行分析和
总结 ，据此提出集输管道腐蚀防护技术和相应措
施，以达到遏制或降低集输管道的腐蚀。
1 集输管道腐蚀现状
塔河油田属于深层、压力系数偏高、低温重质
油藏，其中含有H S的油井占总油井数的80％，地
层水呈弱酸性，且含有较高的CO 、H S，腐蚀性
强。油田的原油密度和黏度差异大，密度介于
O．81～1．01 g／cm。之间，基本上属于轻质油、重质油
共存。目前塔河油田主体区块日产油8 000t，综合
含水率25．4％左 。
塔河油田集输管道自2003年投入使用以来经
常发生腐蚀事故，特别是最近几年管道腐蚀情况更
是愈加频繁，集输管道投入使用4年时间就发生腐
蚀穿孔事件16起。对近两年腐蚀情况进行统计发
现，腐蚀主要发生在4区和6区，管道腐蚀穿孔30
次，有18次发生在管道绝缘接头、法兰连接处 。
通过对水质进行分析，油田水质铁离子含量高达
273 mg／L，腐蚀十分严重。
2 集输管道腐蚀原因
2．1 腐蚀因素
塔河油田集输管道腐蚀影响因素有多个方面，
主要包括材料、环境、工艺等。
2．1．1 酸性气体介质腐蚀影响
据统计，塔河油田集输管道最典型腐蚀就是
CO。、H S气体腐蚀，特别是在8区和10区等区块，
H S气体含量较高，甚至超过1 000 mg／m。。H S气体化
学腐蚀可引起氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等，渗人
管道钢材的氢导致钢材变形，韧性变差，直至管道
破裂。CO。溶于水中形成碳酸导致溶液pH值降低
(形成酸『生腐蚀环境)，极易引起钢材腐蚀。
对于CO 、H S共存的腐蚀体系，以分压比的
大小界定哪种腐蚀介质产生的腐蚀占主导因素，一
般认为分压比在20~500之间时为CO 、HzS共存发
生腐蚀作用。
对塔河油田某段时期采出液进行统计监测和分
析，发现H。S分压均低于0．05 MPa，集输温度基本
高于30。C，不存在腐蚀开裂现象，这说明集输管
道腐蚀均是CO 、H S条件下的电化学腐蚀。随着采
出液含水量增加，集输管道腐蚀越加严重。
2．1．2 产出水腐蚀影响
表1为塔河油田地层产 水水质成分分析结
果，地层产出水矿化度较高，产出液介质导电性
强、含水量高，存在腐蚀介质时易发生电化学反
应，促使分解和沉淀发生，导致腐蚀情况加剧。
除采出液水质影响腐蚀情况外，塔河油田采出
液含水率也普遍较高。据统计，1区含水率超过
18 油气田地面工程(

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