勝利油田高含H2S區塊隱患管道腐蝕檢測分析與治理措施

陳德勝

（中國石油大學 （華東），山東東營 257000）

勝利油田高含H2S區塊隱患管道腐蝕檢測分析與治理措施

陳德勝

（中國石油大學 （華東），山東東營 257000）

針對勝利油田臨盤采油廠部分高含H2S區塊埋地管道腐蝕、穿孔頻繁的問題，利用電流梯度法、電位梯度法及超聲波測厚技術對3條典型管道進行了腐蝕檢測，并對腐蝕產物進行了X射線衍射分析，最終確定3條管道分別因油井出砂沖刷腐蝕、無縫鋼管預制成型偏差和違章占壓導致較大安全隱患，而H2S不是引起管道腐蝕或失效的主要原因；從存在嚴重腐蝕管道的更換、占壓管道改線敷設、避免沖刷腐蝕等多角度提出了綜合治理措施。

埋地管道；硫化氫；腐蝕檢測分析；安全現狀；治理措施

勝利油田臨盤采油廠地處油田西南邊陲，年產原油160萬t。受地質成因等影響，部分區塊H2S含量高，不僅給集輸管道、設備的運行安全帶來影響，而且一旦管道、設備發生泄漏，將會給采油廠相關管理、作業人員和油區居民的人身健康帶來嚴重威脅[1]。為摸清臨盤采油廠高含H2S區塊埋地管道的安全現狀，確認H2S對管道腐蝕的影響程度，提出綜合治理措施，為管道的更換、維修、維護及日常防腐蝕管理提供科學依據，本文綜合利用管道探測、防腐保溫層破損點檢測技術、防腐保溫層性能評價技術、管體壁厚超聲波檢測技術和X射線衍射分析 （XRD）技術，對臨盤采油廠高含H2S區塊的3條埋地管道進行了腐蝕安全現狀檢測分析與治理措施研究。

1 檢測與評價方案

重點選取臨盤采油廠H2S濃度較高且維修頻繁的3條埋地管道 （見表1），依據Q/SH 0314-2009《埋地鋼質管道腐蝕與防護檢測技術規程》中的相關檢測評價方法 （見表2）對管道進行不開挖腐蝕檢測，分析管道的腐蝕安全現狀；另外對具備取樣條件且具有代表性的管道內壁腐蝕產物，采用荷蘭PHILIPS公司的TW1700型X射線衍射分析儀進行XRD分析，確定腐蝕產物的組成，并根據衍射峰的強弱，判斷腐蝕產物中各組分含量的多少[2]，進而確定腐蝕原因及H2S對腐蝕的影響。

表1 抽測管道特性信息

表2 埋地管道不開挖腐蝕檢測技術與評價方法[3]

2 檢測結果分析

2.1 管道不開挖腐蝕檢測結果

管道探測每隔50 m布置一個測點，結果表明，3條管道平均埋深為0.75～0.9 m，田27-5站—田5站混輸管道有5區段共計339 m被民房、工廠或公路占壓，存在安全隱患，見表3。

管道外防腐層每隔50 m布置一個測點，檢測結果表明，3條管道外防腐層整體質量較好，綜合評價結果，均為 “可”，除個別由于人為破壞或管道穿孔修復引起的外防腐層破損點外，未檢出明顯的外防腐層老化或充水剝離，防腐層性能為四、五級的管段所占的比例均小于10%，見表4。

表3 管道探測結果

管體腐蝕超聲波測厚[4]選擇管道過溝架空出露處或埋深較淺處局部開挖抽測，每個測厚區段沿管道環周360°的8等分方向布置測點，每個測點讀取9個數據，以保證測試數據的復現性和測試結果的可靠性。測試結果表明：田5站—田11-3站混輸管道評價結果為 “差”，管道底部及側下方壁厚減薄嚴重，存在沖刷腐蝕跡象；田27-5站—田5站混輸管道評價結果為 “可”； SHS70-1站—SHS14站混輸管道評價結果為 “劣”， 由無縫鋼管預制成型偏差引起的管道原始壁厚不均勻，約1/3環周區域原始壁厚＜2.5 mm，見表5。

表4 管道外防腐層檢測評價結果

表5 管體腐蝕超聲波測厚結果

2.2 腐蝕產物分析結果

腐蝕產物的XRD分析圖譜見圖1、圖2。

結果表明：田5站—田11-3站混輸管道內壁腐蝕產物主要為FeOOH、Fe3O4和SiO2以及相對少量的CaCO3，其中SiO2來自油井出砂，管道底部及側下部沖刷腐蝕嚴重，與超聲波測厚結果吻合；SHS70-1站—SHS14站混輸管道內壁腐蝕產物主要為FeOOH；兩條管道均未檢出有FeS腐蝕產物存在，但存在大量鐵的氧化物，可能與取樣的報廢管段較長時間暴露于空氣中有關。

3 綜合分析

3.1 三條管道均存在較大安全隱患[5]

（1）田5站—田11-3站混輸管道底部及側下方壁厚明顯偏薄，管道內壁腐蝕產物及垢物中存在大量SiO2（為油井出砂的主要成分），管道受沖刷腐蝕影響嚴重。

（2）田27-5站—田5站混輸管道有5區段共計339 m被民房、工廠及公路占壓，一旦發生泄漏，H2S將給相關人員的人身安全帶來極大威脅。

（3）SHS70-1站—SHS14站混輸管道由于無縫鋼管預制成型的偏差引起管道原始壁厚不均勻，約1/3環周區域原始壁厚＜2.5 mm，而管道開裂處斷口為明顯的壁厚不足引起的承壓強度失效 （見圖3），而非H2S應力腐蝕開裂。

3.2 H2S不是引起管道腐蝕或失效的主要原因

在石油石化生產中，H2S的嚴重危害主要體現在引起脆性材料的應力腐蝕開裂，當不考慮氫脆開裂，而單純考慮腐蝕的影響時，H2S、CO2、溶解氧之間的腐蝕速率存在如下關系：RO2=80RCO2=400 RH2S[6]。可見，單純考慮腐蝕的影響時，H2S的影響遠沒有溶解氧、CO2強。鑒于臨盤采油廠日常生產及定期檢測過程中均未發現管道及設備存在氫脆開裂現象，兩條埋地混輸管道內壁腐蝕產物分析均未檢出典型的H2S腐蝕產物FeS，因此斷定H2S不是引起管道腐蝕或失效的主要原因。

4 治理措施

（1）鑒于輸送高含H2S管道的安全現狀以及泄漏危害性，考慮應更換田5站—田11-3站混輸管道以及SHS70-1站—SHS14站混輸管道。推薦采用20號螺紋鋼管，嚴禁采用洛氏硬度HRC＞22的低合金高強鋼。

（2）對田27-5站—田5站混輸管道的5區段共計339 m管道改線敷設。

（3）未更換的管道，對檢出的外防腐層破損點應立即修復，修復后應覆土深埋。

（4）對于來液含砂較高的區塊，應建立健全排砂工藝及日常管理制度，控制油井出砂引起的管道沖刷腐蝕。

[1]韋雅珍，崔金榜，侯慶春，等.永22含硫氣藏安全高效開采工藝[J].石油鉆采工藝，2009，31（增 1）：135-138.

[2]周玉，武高輝.材料分析測試技術[M].哈爾濱：哈爾濱工業大學出版社，2001.80-87.

[3]龍媛媛，柳言國，石仁委，等.埋地輸油管道微量滲漏搶險檢測技術應用實例[J].油氣田地面工程，2010，29（4）：72-73.

[4]龍媛媛，張潔，劉超，等.超聲波測厚技術在埋地管道局部壁厚抽檢中的應用[J].無損檢測，2010，32（5）：392-393.

[5]蔡良君.基于模糊層次分析法的管道風險因素權重分析[J].天然氣與石油，2010，28（2）：1-3.

[6]白新德.材料腐蝕與控制[M].北京：清華大學出版社，2005.354-355.

Corrosion Tests and Treatment Measures for Pipelines with Hidden Dangers in High H2S Content Areas of Shengli Oilfield

CHEN De-sheng（China University of Petroleum （Huadong）,Dongying 257000,China）

Aiming at the problems of corrosion and frequent perforation occurred in underground pipelines at some high H2S content blocks of Linpan Oil Production Plant,the current gradient method,potential gradient method and ultrasonic thickness measurement technique were applied to corrosion tests of three typical pipelines.In addition,X-ray diffraction analysis was done to corrosion products.These revealed that the safety hidden danger in the three pipelines were caused by oil-well produced sand scouring corrosion,pre-cast figuration deviation of seamless steel pipe,illegal occupation and press on pipeline,H2S was not the main reason to pipeline corrosion or failure.Multiple protection and management measures were put forward,such as replacing seriously corroded pipeline,altering route of occupied or pressed pipeline and avoiding scouring corrosion.

underground pipeline;hydrogen sulfide;corrosion test and analysis;current safety status;treatment measure

10.3969/j.issn.1001-2206.2012.01.016 0 引言

陳德勝 （1971-），男，福建福州人，高級工程師，現為中國石油大學儲建學院在讀博士研究生，從事生產技術管理研究工作。

2011-03-25