时间：2015-12-20 23:23:04 所属分类：天然气工业 浏览量:
关键词：集输管网 腐蚀 污水水质 防腐对策 0 前言 油田开发生产出来的原油中含有各种腐蚀性物质。目前孤岛油田生产已进入高含水期，地面集输管网基本上是个高含油污水系统。采出水总矿化度高，一般在5000-70000mg/L，易产生水垢的离子多，还有溶解氧、CO2、
关键词：集输管网 腐蚀 污水水质 防腐对策
0 前言
油田开发生产出来的原油中含有各种腐蚀性物质。目前孤岛油田生产已进入高含水期，地面集输管网基本上是—个高含油污水系统。采出水总矿化度高，一般在5000-70000mg/L，易产生水垢的离子多，还有溶解氧、CO2、硫化物等腐蚀性介质和大量的SRB、TGB细菌以及泥砂，致使高含水集油管、污水处理及回注系统管道腐蚀、结垢、磨蚀非常严重，管道平均腐蚀速度为1～1.8mm/a，某含油污水处理站投产6个月就开始腐蚀穿孔，平均腐蚀速率为0.75mm/a，点蚀率达到15mm/a。
1 油田集输管网腐蚀原因分析
1.1 外腐蚀严重
腐蚀是导致材料失效，酿成重大恶性事故，造成巨大的经济损失和资源的浪费重要原因，成为人类社会共同面临的顽疾和难题。
油田大部分位于渤海湾海滨平原，土壤含盐以氯化物为主。氯离子含量最高可达5225.2mg/L，土壤电阻率都在20Ω·m，地下水位一般为1～3米。按土壤腐蚀性标准判断，油田属极强腐蚀区。钢质设施的外腐蚀主要受海洋腐蚀环境的影响。海洋腐蚀环境—般分为海洋大气、浪溅、潮差、全浸和海泥区，腐蚀因素复杂多变，钢结构在不同区带腐蚀特点不同。
1.2 内腐蚀加剧
油田在用管网主要采用钢质管材，当与电解质溶液接触时，由于不同材料相间电位差不同，它们和可以导电的电解质一起构成了成千上万的腐蚀微电池。除了金属材料本身的杂质以外，不同金属相互接触，新旧管子连接，焊点焊缝都会造成材料性质的不均匀性，从而导致腐蚀。除去管材本身的因素外，影响内腐蚀的主要原因有以下几种。
1.2.1 化学因素
（1）矿化度。水的矿化度高则水的导电性强，油田采出水的矿化度—般都比较高，例如首站污水的矿化度就超过了20000mg/L，这是腐蚀速率高的主要原因。
（2）pH值。油田采出水的pH在6-8之间。水的腐蚀性随着pH值降低而增加，在比较高的pH下，钢表面容易形成保护性的氢氧化铁、碳酸钙垢，有助于减轻腐蚀。
（3）溶解氧。氧是一种去极化剂，能加速金属的腐蚀过程。随着溶解氧浓度的增大，氧的极限扩散电流密度将增大，氧离子化反应的速度也将加快，因而氧去极化腐蚀的速度要随之增大。但当氧浓度大到一定程度时，其腐蚀电流增大到腐蚀金属的致钝电流而使金属由活性溶解状态转为钝化状态时，则金属的腐蚀速度将要显著降低。由此可见，溶解氧对金属腐蚀往往有着相反的双重影响。
（4）含H2S、CO2等酸性腐蚀气体，是造成腐蚀的重要原因
一般来讲H2S因溶于水而降低pH值，从而加速了铁的腐蚀。在中性或酸性水中，H2S大部分分解成S2-，S2-与Fe2+反应可形成黑色不溶于水的FeS沉淀物，促使阳极反应不断进行，加重了铁的腐蚀。在碱性条件下，水中的H2S主要以分子形式存在，对腐蚀影响不大。CO2因溶于水中形成碳酸，使水的pH值降低，增加了氢去极化腐蚀的可能性，从而加速了铁的腐蚀。
1.2.2 物理因素
（1）温度。温度升高腐蚀速度加快。如果系统不处于密闭状态，温度升高时，水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等可能从水中逸出可减少腐蚀油田污水大多为密闭流程，一般温度升高腐蚀加剧。
（2）压力。系统压力升高，气体溶解度加大，腐蚀加剧。
（3）水的流速。通常静止或低流速下腐蚀程度小；随着流速变大，金属表面层流层变薄，氧更容易接近金属表面，腐蚀加大；流速进一步增大，金属表面的保护膜被冲刷，留下极易受腐蚀裸露的金属表面；在流速不同的两个相邻区域，也会造成金属表面含氧量的差异，从而造成腐蚀。
1.2.3生物因素
（1）硫酸盐还原菌（SRB）。油田注水系统中，硫酸盐还原菌的腐蚀比其它任何细菌都更严重。它通过把SO42+还原为S2-来获取能量。S2-与Fe2+反应生成硫化亚铁沉淀，既造成了钢铁的腐蚀，又产生了垢或者堵塞的物质。
（2）铁细菌。铁细菌通过催化亚铁氧化成三价铁的反应来获取能量，在其周围通常存在氢氧化铁的保护层，而该保护层下面又给硫酸盐还原菌提供了生长的温床，从而造成腐蚀。或者由于保护层下氧浓度的差异造成浓差腐蚀。此外铁细菌往往造成大量的氢氧化铁沉淀，从而引起结垢和堵塞。
（3）腐生菌。腐生菌在设备内壁能产生致密的粘液或者粘泥，造成腐蚀的原因和铁细菌类似，同时粘泥也是造成堵塞的主要物质。
2 集输管网防腐技术探讨
2.1 管道的外腐蚀控制技术
对于埋地油气水管道的外腐蚀控制技术一般采取防腐涂层、包覆层或阴极保护技术；对有保温需求的埋地管道采用硬质聚氨脂泡沫塑料聚乙烯夹克防腐保温结构，实践证明有很好的腐蚀控制效果。
2.1.1 管道防腐涂层、包覆层
胜利油田普遍应用管道防腐涂层、包覆层材料主要有：石油沥青、环氧煤沥青、聚乙烯夹克、聚乙烯胶带、熔结环氧粉末。
2.1.2硬质聚氨脂泡沫塑料聚乙烯夹克防腐保温
聚氨脂泡沫塑料聚乙烯夹克是目前埋地保温管道最主要的防腐保温技术，胜利油田采用“一步法”成型技术，其保温用的聚氨酯泡沫具有良好的机械性能和绝热性能，通常情况下可耐温120℃，通过改性或与其它隔热材料组合可耐温180℃。
2.1.3 阴极保护技术
阴极保护技术是埋地管道外腐蚀控制的一项有效措施。孤东油田1#联合站14KM管线于1987年实施了区域阴极保护，实测保护电位低于-0.92V，平均保护电流小于7Ma/m2，技术指标与效果均达到国内先进水平。
2.2 管道的内腐蚀控制技术
地面集输管道的内腐蚀控制主要采取配套投加缓释剂、衬里防护、非金属管道等工艺技术。
2.2.1 污水处理采用配套投加化学药剂技术
缓蚀剂的缓蚀效果与加注工艺、周期及投加量有密切关系，投加缓蚀剂应使整个生产系统的金属表面形成以有效的保护膜；此外为提高缓蚀剂效果应配套投加防垢剂、杀菌剂、除氧剂等化学药剂。目前联合站投加缓蚀剂SY， 经测试平均腐蚀率为0.081mm/a。
2.2.2 衬里防护
HDPE复合结构管道修复技术：穿插衬装高密度聚乙烯管是一种全新的管道修复技术，该技术将高密度聚乙烯管插入需修复的旧管内，利用原油管道的刚性和强度为成承力，结构亦耐腐蚀、耐磨损、耐渗透等特点，形成“管中管
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