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中东M油田天然气系统腐蚀规律研究论文

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  关键词:天然气系统,腐蚀成因,离子成分,腐蚀规律

  1概述

中东M油田天然气系统腐蚀规律研究论文

  天然气系统腐蚀会造成严重安全生产事故。目前,采用腐蚀挂片、防腐剂注入等手段是油田防止腐蚀普遍采用措施,根据某管道气源特点以及H2 S的实际含量,对H2 S在管道内的腐蚀环境、微观电化学反应过程、腐蚀产物产生等情况进行分析,认为H2 S腐蚀是造成天然气管道腐蚀的主要原因。

  中东M油田投产于2007年,天然气系统中由于携带了少量生产污水,而生产污水中的各种离子:如Cl-、Ca2+、HCO3-以及天然气中的H2 S与CO2对油田天然气系统产生了腐蚀影响[1-2],图1为天然气系统中出现的腐蚀。

  2天然气系统腐蚀规律

  2.1 M油田天然气组分分析

  依据GB/T 13610—2014《天然气的组成分析气相色谱法》、GB/T 14678—93《空气质量硫化氢、甲硫醇、甲硫醚和二甲二硫的测定气相色谱法》,使用Agilent 6890N气相色谱仪对M油田天然气组分进行分析,表1为天然气各组分。

  根据《天然气地面设施抗硫化物应力开裂技术材料要求》规定:当气体总压(绝对压力)大于或等于0.4 MPa,硫化氢分压大于或等于0.000 3 MPa时,称为酸性天然气,会促进钢铁发生电化学腐蚀。

  通过检测数据分析可知:M油田天然气处理系统CO2以及H2 S分压较低,对天然气系统发生CO2腐蚀倾向低。

  2.2 M油田天然气携带生产水腐蚀性评价

  对M油田天然气系统中所携带生产污水进行取样,用常压静态腐蚀速率测定法开展腐蚀性评价,挂片材质根据现场工况使用普通碳钢(20#)。

  实验标准:采用石油天然气行业标准SY/T 5273—2000《油田采出水缓蚀剂性能评价方法》

  实验条件:常压静态腐蚀评价实验条件为50℃、静态不同压力,实验周期为170 h;转速600 r/min(即流速为1.13 m/s)。

  实验过程:将用N2除氧2 h后的生产污水水样加入扁口瓶中,倒满,最大限度避免氧气的进入,将经过处理的同种材质的碳钢挂片用细塑料绳悬挂在瓶中,密闭,置入烘箱中,调节烘箱内的温度达到设定温度。

  运行时间后按照相关标准对挂片处理,并根据式(1)对腐蚀速率和缓蚀率进行计算,并对腐蚀速率和缓蚀率进行统计。

  腐蚀速率的计算公式如式(1)所示:

  式中:rcorr为均匀腐蚀速率(mm/a);m为试验前的试片质量(g);mt为试验后的试片质量(g);St为试片的总面积(cm2);t为试验时间(h);ρ为试片材料的密度(g/cm3)。

  依据石油天然气行业标准SY/T 5523—2006《油气田水分析方法》,对天然气系统中所携带生产污水取样。在实验室运用能谱分析、滴定试验对天然气系统水样进行常规离子分析,得出水样pH值为7.0~8.2,具体离子成分结果如表2所示。

  由表2可知,天然气系统所携带生产污水中Cl-含量最高,HCO3-次之,同时含有一定量Fe2+以及Fe3+。

  2.2.1 Cl-对腐蚀影响

  设置压力为0.5 MPa,设实验温度为55℃,实验周期为150 h,分别测定挂片在Cl-离子浓度为5×104、10×104、15×104、20×104 mg/L条件下的腐蚀速率。其中Ca2+浓度为500 mg/L,Na+浓度同生产水中成分接近,试验结果如图2所示。

  速率随浓度增加而增加,而且腐蚀速率逐渐上涨;超过80 h以后,腐蚀速率逐渐减缓。因此,可得出Cl-可以增加天然气中所携带生产污水的导电性,对碳钢材质有一定腐蚀,Cl-半径小,穿透金属裂缝容易,导致腐蚀化合物发生。当Cl-含量持续增加,会有大量Cl-吸附在挂片表面,增大了与生产污水中其他离子如Fe2+、Fe3+、HCO3-反应,阻碍了后续Cl-的持续反应,从而降低腐蚀速率。

  2.2.2 HCO3-腐蚀影响规律

  设置实验温度为50℃,不同压力下,实验周期为170 h,分别测定挂片在HCO3-浓度为500、1 000、1 500、2 000 mg/L条件下的腐蚀速率。其中Ca2+、Na+浓度同Cl-试验时浓度一致,试验结果如图3所示。

  从图3可知,在60~120 h区间内,腐蚀速率变化不是很大,超过120 h以后腐蚀速率减慢,HCO3-在水中会与Fe2+以及Fe3+发生如下反应,由下列化学方程式可知:

  由上述化学方程式可知,HCO3-在水中可以电离H+,H+具有很强还原性,容易得到电子,增强挂片阴极反应,加速碳钢材质腐蚀;HCO3-浓度持续增加,会与水中Fe3+以及Fe2+发生反应产生Fe(OH)3、FeCO3沉淀在挂片表面形成垢层,挂片腐蚀速率降低。

  2.2.3含盐量与腐蚀速率关系

  设置实验温度为50℃,2 MPa,实验周期为170 h,分别测定挂片在含盐浓度为5 000、10 000、15 000、20 000 mg/L条件下的腐蚀速率,试验结果如图4所示。

  从图4可知,随着含盐浓度与接触时间的不断增加,腐蚀速率逐渐加快。原因为各种阳性离子如Mg2+、Ca2+等与金属片发生了电化学反应。

  2.2.4生产水样结垢倾向预测

  采用Scale Chem软件对生产水样结垢倾向进行了预测,预测结果分为压力影响和温度影响两部分进行,其中图5为温度腐蚀规律预测,图6为腐蚀速率与压力的关系曲线。

  从图5和图6可知,生产水的腐蚀速率随温度、压力的不断增加而增加。M油田天然气系统操作压力为1 000~1 500 kPa之间,在此压力区间内,生产水腐蚀速率为0.022 3 mm/a,操作温度在55~62℃,在此温度区间内,生产水腐蚀速率为0.022 mm/a,小于石油行业标准规定的0.076 mm/a。

  综上所述,M油田天然气所携带生产水是产生腐蚀主要因素,天然气系统正常生产时操作温度、压力对腐蚀影响较小,除去天然气系统所携带生产水量是降低腐蚀的一个重要方法。

  3防腐措施在N油田的应用

  延长生产分离器中气液分离时间,确保天然气中液滴在分离器中充分分离,减少天然气所携带生产水。由式(2)可知当生产污水处理量一定时,分离器直径和长度与分离时间成正比。随着M油田后续综合调整项目进行,增设一二级分离器,现场应用发现,通过延长液滴在分离器滞留时间,可明显降低天然气中生产水含量,运用导波技术对采取措施前后天然气系统易腐蚀管线检测结果如图7和图8所示,通过采取措施前后对比可知,降低天然气中生产水量可明显降低腐蚀速率,如式(2)所示:

  式中:trw为液滴在分离器内的停留时间(min);D为分离器有效直径(m);Le为除油罐中油水发生分离的有效长度(m);Qw为污水处理量(m3/d)。

  4结论

  (1)M油田天然气处理系统H2 S、CO2含量与分压均较低,对天然气系统腐蚀影响较小。

  (2)Cl-是M油田天然气系统产生腐蚀的一个因素;其他离子含量不变,Cl-含量大于一定含量时,Cl-腐蚀速率逐渐下降。

  (3)HCO3-会对M油田天然气系统产生FeCO3腐蚀,随着HCO3-含量不断增加,腐蚀速率呈现出先快后逐渐不变,当HCO3-含量持续增加后,M油田腐蚀速率随着碳酸氢根离子浓度增加而减缓。

  (4)含盐量高也是M油田产生腐蚀的一个重要因素。随着含盐浓度与接触时间的不断增加,腐蚀速率逐渐加快。

  参考文献:

  [1]陈明,崔琦.硫化氢腐蚀机理和防护的研究现状及进展[J].石油工程建设,2010,36(5):1-5.

  [2]刘正通,赵杰,王莹.湿硫化氢环境中输气管道内腐蚀研究进展[J].腐蚀科学与防护技术,2014,26(6):559-563.

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