分享：新疆油田某稠油注采合一单井埋地管道腐蚀原因

稠油具有粘温、蒸馏、热裂解和热膨胀等特性,采用蒸汽加注地层的方法可有效提高原油温度,增加地层原油流度比和采收率[1]。高温蒸汽加注和高温采出液输送过程均会导致管道温度上升,管道防腐蚀层破坏,会造成较严重的腐蚀问题[2-3]并影响油气安全生产。关于金属管道腐蚀问题的研究报道较多[4-8],腐蚀原因分析往往需针对特定环境,找到关键影响因素,建立腐蚀机理,并采取有效的腐蚀抑制方法[9-10]。 

新疆油田某稠油注采合一单井管线为?76 mm×7 mm的20G钢管,建设时间为2005年,管线长度为0.22 km,埋深为1.8 m,最高运行压力为8 MPa,稠油运行压力为0.1~0.2 MPa。注汽温度为200 ℃,注汽后运行温度由100~110 ℃降至20~30 ℃,输送介质为油气水。管道外壁保温层为复合硅酸盐保温瓦,外防腐蚀层为TS-200漆酚硅防腐蚀漆,外防腐蚀层在2~3 a内失效脱离管道本体,管道无阴极保护措施,埋地管道在运行6~7 a后发生刺漏,现场取样管节如图1所示,管道腐蚀严重。 

图  1  某稠油注采合一单井管线的失效管节

Figure  1.  A failed tube of pipeline in injection-production single well for a heavy oil well

笔者通过水质分析、土壤离子成分分析、细菌检测等方法,结合X射线衍射仪(XRD)、扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)测试结果,对现场失效管节腐蚀穿孔原因进行了分析,并通过动电位极化曲线和电化学阻抗谱(EIS),明确了该稠油热采单井管道的腐蚀机理。 

1.   理化检验与结果

1.1   宏观形貌

对失效管节进行宏观形貌观察。由图2可见：管节外壁无涂层,管体外表面腐蚀严重,局部壁厚发生减薄,越靠近刺漏处腐蚀减薄量越大,管体表面布满褐色腐蚀产物(积垢)；管节表面存在蚀坑和两处穿孔,一处穿孔直径为16 mm,一处由多个穿孔聚集而成,穿孔处管道外壁附近明显减薄,内壁减薄较轻；穿孔位置附近布满褐色腐蚀产物,腐蚀产物层质地疏松。 

图  2  失效管节的宏观形貌

Figure  2.  The macroscopic morphology of the failed tube section : (a) the inner wall, before removing corrosion products; (b) the inner wall, after removing corrosion products; (c) the outer wall of perforation site; (d) the inner wall of perforation site

1.2   激光共聚焦显微形貌

采用激光共聚焦显微镜(LSCM)对失效管节的微观形貌进行观察。由图3可见,管节外表面腐蚀产物为较厚的不规则状堆积物,去除腐蚀产物后,管节外表面呈现明显的局部腐蚀形貌,腐蚀坑连成片状。 

图  3  失效管节的LSCM形貌

Figure  3.  LSCM morphology of failed tube section: (a) before removing corrosion products; (b) after removing corrosion products

1.3   扫描电镜及能谱分析

采用SEM和EDS分别对失效管节外表面的腐蚀产物进行形貌观察和成分分析。如图4所示,腐蚀产物为较厚的不规则状堆积物。EDS分析结果显示,腐蚀产物中O、Al、Si、S、Ca、Fe元素质量分数分别为35.81%、0.96%、2.79%、0.27%、0.53%、59.64%。腐蚀产物中除了含大量Fe、O、Ca、Si等元素外,还含少量S元素,表明存在H2S腐蚀,这可能是土壤中硫酸盐还原菌导致的。 

图  4  失效管节外表面腐蚀产物的微观形貌

Figure  4.  Micro-morphology of corrosion products on the outer surface of failed tube section

对失效管节内外表面腐蚀产物进行XRD分析。如图5所示,失效管节外表面腐蚀产物主要由SiO2、Fe3O4及少量Na(AlSi3O8)组成,内表面腐蚀产物主要为FeCO3和CaCO3,FeCO3的存在说明发生了CO2腐蚀。 

图  5  失效管节内外表面腐蚀产物的XRD谱

Figure  5.  XRD patterns of corrosion products on the outer (a) and inner (b) surface of failed tube section

1.4   介质成分分析

对现场管道内取样水、管道外积水、现场取样土壤(在管道埋深1.8 m处取样)中的离子成分进行分析。如表1和2所示：管道内取样水矿化度较低,管外积水矿化度较高,分别为672.5 mg/L、137 472.0 mg/L；现场取样土壤中主要离子为K+、Na+、Mg2+、Cl-、。管道内取样水矿化度低,管道外部积水矿化度高是管内腐蚀较轻、管外腐蚀严重的原因之一。 

表  1  管道内取样水、管道外积水的理化性质

Table  1.  Physicochemical properties of sampling water in the pipeline and accumulated water outside the pipeline

介质	pH	离子质量浓度/(mg·L-1)							矿化度/(mg·L-1)
		Ca2+	Mg2+	K+	Na+			Cl-
管内取样水	5.18	46.85	36.12	10.98	380.10	396.00	127.00	379.00	672.5
管外积水	7.88	299.70	1 543.00	381.90	9 120.00	8 249.00	161.00	9 326.00	137 472.0

表  2  管外土壤的理化性质

Table  2.  Physical and chemical properties of soil outside the tube

pH	质量分数/(mg·kg-1)
	K++ Na+	Ca2+	Mg2+	Cl-		OH-
7.34	6 893.53	2 478.00	172.63	1 325.48	20 006.40	-	-	210.81

2.   细菌测试

对管道内取样水、管道埋深处土壤进行细菌检测。如图6(a)所示,硫酸盐还原菌(SRB)培养瓶中加入管道内取样水培养7 d后无变化,腐生菌(TGB)培养瓶溶液由红色变为黄色,铁细菌(IB)培养瓶溶液红棕色消失,出现棕色胶体沉淀。这说明管道内取样水中含TGB和IB,不含SRB。如图6(b)所示,SRB培养瓶中液体变黑、有黑色沉淀、铁钉变黑,TGB培养瓶溶液由红色变为黄色,IB培养瓶溶液红棕色消失,出现棕色胶体沉淀。这说明管道埋深处土壤中含SRB、TGB、IB。SRB繁殖产生H2S,TGB繁殖产生CO2,IB加速电子转移,可促进腐蚀的发生。 

图  6  管道内取样水、管道埋深处土壤的细菌检测结果

Figure  6.  Bacterial detection results of sampling water in pipeline (a) and soil at buried depth of pipeline (b)

3.   电化学测试

按表1所示的成分配制溶液来模拟管外积水(以下简称模拟水)。通过通入氮气2 h实现除氧,除氧后再通入CO2持续1 h实现CO2饱和。分别配制成除氧CO2饱和、不除氧CO2未饱和和除氧CO2未饱和三种模拟水。 

3.1   O2、CO2腐蚀性气体的影响

采用动电位扫描方法,以模拟水为测试介质,考察了O2、CO2腐蚀性气体对20号钢腐蚀程度的影响,测试温度为40 ℃。测试在三电极体系中进行,工作电极为环氧密封20号钢试样,金属裸露面积为1 cm2,铂电极为辅助电极,通过玻璃盐桥连接的Ag/AgCI(饱和KCl)电极作为参比电极。测试前,先将工作电极置入测试体系中1 h,待自腐蚀电位稳定后开始测量。动电位扫描范围为相对自腐蚀电位-250~300 mV,扫描速率为0.5 mV/s。 

如图7和表3所示,腐蚀电流密度J(除氧CO2饱和)>J(不除氧CO2未饱和)>J(除氧CO2未饱和),说明O2、CO2均可促进腐蚀,CO2影响程度大于O2。O2、CO2腐蚀均为去极化腐蚀。CO2溶于水中生成碳酸氢根离子,形成酸性溶液,为氢去极化腐蚀,腐蚀更为严重；O2为阴极去极化腐蚀,温度较低时,腐蚀相对较轻。 

图  7  20号钢试样在不同模拟水中的动电位极化曲线

Figure  7.  Potentiodynamic polarization curves of 20# steel samples in different simulated waters

3.2   温度的影响

采用电化学阻抗测试,以模拟水为测试介质,重点考察不同温度对20号钢腐蚀程度的影响,测试温度分别为20,40,60,80,100 ℃。 

由图8可见：在20,40 ℃条件下,电化学阻抗谱为高频一个容抗弧,低频为一个感抗弧后出现一个容抗弧,裸露的金属表面在溶液中被腐蚀,造成表面电荷不稳定,产生电场强度变化,使得法拉第电流向某一方向变化,Fe在溶液中腐蚀溶解产生中间产物[FeOHCl-]吸附在钢片表面,引起表面覆盖率变化使得法拉第电流向同一方向变化,产生了阻抗中的电感成分。随着反应的进行,腐蚀产物在金属表面覆盖逐渐完整,有效阻止了电位和表面吸附造成的法拉第电流向同一方向改变的现象,法拉第阻抗中的电感成分消失。在60,80 ℃条件下,电化学阻抗谱在高频和低频各有一个容抗弧。在100 ℃条件下,电化学阻抗谱表现为单一容抗弧,腐蚀反应主要为电荷传递过程控制。 

图  8  不同温度下20号钢试样在模拟水中的电化学阻抗谱

Figure  8.  Electrochemical impedance of 20# steel samples in simulated water at different temperatures

容抗弧的半径反映了电荷转移电阻的大小,容抗弧半径越大,阻抗值越大,腐蚀速率越小。由测试结果可知：随温度升高,阻抗值先减小后增大,说明腐蚀速率随温度的升高呈现先增大后减小的趋势；60 ℃时,容抗弧半径最小,阻抗值最小,腐蚀速率最大。 

4.   失效原因分析

4.1   防腐蚀层失效

稠油注采合一管道外腐蚀穿孔是主要的失效模式。冷热交替导致防腐蚀层老化、破损严重,管道本体裸露在腐蚀介质中,是管道外腐蚀减薄穿孔的直接原因。 

4.2   土壤中离子成分导致腐蚀

现场取样土壤中离子成分主要为K+、Na+、Mg2+、Cl-、,且含量较高,Mg2+、会沉积在金属管道表面形成积垢,导致管道发生垢下腐蚀。Cl-具有极强的穿透能力和导电能力,穿透金属表面腐蚀产物膜并吸附在基体表面,加速点蚀和局部腐蚀的发生。 

4.3   CO2和O2腐蚀

腐蚀产物分析结果表明,腐蚀产物中主要为SiO2、Fe3O4,SiO2是土壤主要成分。 

CO2腐蚀生成Fe3O4反应过程如式(1)~(2)所示。 

FeCO3与空气中氧气发生氧化反应生成氧化物,见式(3)~(4)。 

O2腐蚀生成Fe3O4反应过程见式(5)~(6)。 

4.4   细菌加速腐蚀

SRB繁殖生长会产生H2S、腐生菌生长会产生CO2、铁细菌会促进电子转移,这些都会促进腐蚀的发生,见式(1)~(4)及式(8)~(9)。 

5.   结论

(1)新疆油田某稠油注采合一单井管线外腐蚀严重,内腐蚀较轻,外腐蚀穿孔是主要的失效模式。 

(2)冷热交替导致管线防腐蚀层老化、破损严重,管道本体裸露在腐蚀介质中,是管道外腐蚀减薄穿孔的直接原因。 

(3)介质离子成分、CO2、O2、细菌等因素形成的CO2腐蚀、O2腐蚀、细菌腐蚀是造成稠油热采管线外腐蚀的重要原因。 

(4) O2、CO2、细菌促进腐蚀的发生,CO2影响程度大于O2。腐蚀速率随温度升高先增大后减小,60 ℃时,腐蚀速率达到最大值。

文章来源——材料与测试网