石油學會-塔河油田腐蝕與防護-(2014.4.23) - 副本

塔河油田油氣管線腐蝕與防護概述匯報人：羊東明二〇一四年四月西北分公司采油二廠匯報提綱一二三匯報提綱

塔河油田防腐工作開展塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述

塔河油田腐蝕控制對策西北分公司采油二廠

塔河油田油藏超深、超稠、高溫、高鹽、高硫化氫雅克拉氣田氣藏超深、高壓、高溫、高二氧化碳、高礦化度邊底水一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述塔河油田地理位置

塔河油田位于新疆維吾爾自治區(qū)

地處塔里木盆地北部中國第一個古生界海相億噸級大油田

油氣集輸管線：8247.31km

（2839條）聯(lián)合站5座污水處理站6座天然氣處理站8座油氣外輸首末站9座計轉/計量站106座材質(zhì)：20#、20G、16Mn、L360、L245、L290、L245NS、雙金屬復合管、非金屬等一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述原油處理天然氣處

理單井

加熱沉降脫水節(jié)流膨脹制冷脫烴油氣集輸處理系統(tǒng)塔河油田高CO2平均：2.96%，最高82.9%(TK1030)高H2S平均：5027mg/m3，最高：126279mg/m3高CI-12～18萬mg/l溶解氧平均：0.2mg/l，最高0.6mg/l低pH5.2～6.0雅大氣田高CO2平均：3.1mg/l，最高：5.87mg/l10萬～14萬mg/l低pH5.0～6.6高CI-強沖刷平均：5.2m/s，最高：8.87m/s一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述四高一低兩高一低一強內(nèi)腐蝕環(huán)境土壤環(huán)境影響土壤電阻率高，不含硫酸鹽還原菌，腐蝕環(huán)境較弱；

內(nèi)腐蝕穿孔導致土壤局部含鹽量和含水量增加，腐蝕環(huán)境增強雜散電流干擾腐蝕外加電流陰極保護系統(tǒng)產(chǎn)生靜態(tài)直流雜散電流和油氣管道與高壓交流輸電線路平行或交叉共用“走廊”，存在雜散電流干擾，整體雜散電流干擾腐蝕不明顯，其強度還達不到排流的要求標準檢測值存在雜散電流≥2.5mv/m0.5~2直流10V2.34~3.67交流管線環(huán)境土壤溫度受季節(jié)溫度和晝夜溫差變化構成溫差腐蝕電池，溫度升高，腐蝕反應速度增加檢測項目檢測值分級標準腐蝕性等級腐蝕行為評價土壤電阻率(Ω?m)58>50弱弱pH值7.5堿性土壤弱弱土壤含水率（％）17.712-25強強土壤總含鹽量（％）1.1150.5-1.2強強土壤細菌0SRB弱弱外腐蝕環(huán)境西北分公司采油二廠一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述開發(fā)過程防腐工開展晚

開發(fā)歷經(jīng)開發(fā)試采、穩(wěn)定高產(chǎn)、遞減低產(chǎn)腐蝕歷經(jīng)孕育期、發(fā)展期、高發(fā)期碳酸鹽儲層酸壓改造產(chǎn)生CO2、稠油采輸注水替油、伴水降粘引入“溶解氧”2007年防腐工作起步，2008年加注緩蝕劑2009年開始典型腐蝕治理工作三個階段產(chǎn)量遞減，負荷降低，流速偏低，油水密度差大造成油水分離分層底部積水客觀因素腐蝕條件腐蝕環(huán)境

高H2O、高CO2、高H2S、高Cl-、低pH的“四高一低”特點采出液共性開發(fā)中后期生產(chǎn)方式腐蝕動力油氣集輸管線系統(tǒng)穿孔均勻腐蝕速率0.06mm/a穿孔點腐蝕速率4.6mm/a以上開發(fā)生產(chǎn)與腐蝕發(fā)生一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述CO2-H2S-H2O-Cl--O2不同開發(fā)區(qū)塊不同開發(fā)階段不同開發(fā)層系不同生產(chǎn)方式CO2、Cl-、O2變化不大H2S、CO2自東向西增加H2S含量自東向西升高CO2含量自東向西升高CO2-H2S--H2O-Cl--O2共存復雜腐蝕環(huán)境體系下內(nèi)腐蝕為主、外腐蝕為次;點腐蝕為主、均勻腐蝕為次塔河油田腐蝕特征一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述

腐蝕介質(zhì)含量各異腐蝕規(guī)律特征相同

總體表現(xiàn)：四形貌、七集中、六多發(fā)點孔洞狀腐蝕四形貌溝槽狀腐蝕串狀連續(xù)發(fā)育點腐蝕潰瘍狀腐蝕七集中含水高

服役長運行負荷低注水間開伴水輸送強沖刷86.6%68.6%78.3%58.4%92.8%管線交匯插入處29.7%塔河油田腐蝕特征一、塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述六多發(fā)管線內(nèi)壁底部管線下游端管線對接焊縫處管線高程差處管線為螺旋焊管管線輸送距離長98%43.5%68%81.3%95.8%66.8%中質(zhì)、重質(zhì)原油區(qū)塊腐蝕規(guī)律與含水率大于30%有關

稠油、超稠油腐蝕規(guī)律與含水率大小關聯(lián)不太大，H2S含量高低影響腐蝕孕育期、發(fā)展期塔河油田腐蝕特征西北分公司采油二廠匯報提綱一二三匯報提綱

塔河油田防腐工作開展

塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述

塔河油田腐蝕控制措施二、塔河油田防腐工作開展緩蝕劑防護技術應用

端點加藥、中部補充系統(tǒng)保護、優(yōu)化加量跟蹤調(diào)整、擴大應用清管預膜、階段批處理單一法:失重掛片聯(lián)合法：失重掛片為主+電阻在線為輔配套化學離子分析法“系統(tǒng)抓、抓系統(tǒng)”工作方針平均腐蝕速率0.036mm/a最大點腐蝕速率0.29mm/a腐蝕監(jiān)檢測技術應用導波定位C掃描、漏磁超聲波測厚二、塔河油田防腐工作開展腐蝕控制和腐蝕治理技術針對管線點腐蝕問題，采取自主研發(fā)和引進吸收相結合技術路線分別應用

99.5%固含量雙組分無溶劑環(huán)氧樹脂內(nèi)涂層、集氣非金屬管纏繞碳纖維防靜電技術、HDPE內(nèi)穿插修復技術、碳纖維補強技術，風送涂層擠涂修復技術等有效控制了腐蝕問題，取得了很好的效果。非金屬內(nèi)涂層非開挖在線修復擠涂球涂層壓縮空氣涂料封堵球“系統(tǒng)抓、抓系統(tǒng)”工作方針二、塔河油田防腐工作開展設計指標耐蝕性

點腐蝕速率降低30%以上經(jīng)濟性

管材成本增加10%以下力學性能

等同或大于現(xiàn)用20#合金化

增加耐蝕金屬精煉20#降低有害雜質(zhì)最佳添加Cr、Cu、Mo合金元素控制P、S含量開發(fā)思路研發(fā)9種材料與20#耐蝕對比實驗CSiMnPSCrPcmCeq0.06-0.090.25-0.350.4-0.6≤0.015≤0.0031.0-1.20.13-0.200.32-0.43相對20#抗腐蝕性提高30%、制管成本增加9%力學性能執(zhí)行

GB/T8163-2008輸送流體用無縫管點腐蝕速率降低37.8%

均勻腐蝕速率降低11.0%BX245-1CrBX245-1Cr研發(fā)管材

二、塔河油田防腐工作開展襯管采用2mm耐蝕合金316L/825，優(yōu)異耐腐蝕性能基管采用8mm碳鋼20#優(yōu)異機械力學性能堆焊封焊焊接關鍵技術點界面優(yōu)選接頭優(yōu)選焊接工藝界面冶金結合成本高機械結合襯里復合管

復合接頭堆焊工藝缺陷機械復合封焊工藝接頭對接焊縫晶間腐蝕出現(xiàn)氬弧焊打底+手工電弧焊焊接高H2S/CO2天然氣田集輸管網(wǎng)用雙金屬復合管（SY/T6855-2012）高C02環(huán)境、高H2S環(huán)境天然氣集輸管線抗沖刷腐蝕彎頭腐蝕速率降低5.0796mm/a腐蝕速率降低1.746mm/a雙金屬復合管管材

二、塔河油田防腐工作開展

22Cr、高壓玻璃鋼、316L﹥13Cr、06Cr13、1Cr13﹥3Cr、L360、16Mn局部點蝕局部點蝕表面光潔均勻腐蝕表面光潔表面光潔均勻腐蝕固化工藝：全芳香胺固化環(huán)氧管；抗溫90℃（維卡軟化溫度150℃

）連接方式：本體承插粘接、與金屬管范斯通轉換法蘭機械連接結構設計：0.25-0.5mm厚富含環(huán)氧樹脂內(nèi)襯，增強耐沖蝕腐蝕、耐化學腐蝕防靜電設計：制管加入碳黑與玻璃纖維同纏繞

高C02環(huán)境、高H2S、高流速環(huán)境天然氣集輸管線關鍵技術點材質(zhì)耐腐強弱排序高壓集氣玻璃鋼管技術

二、塔河油田防腐工作開展補強材料：高強粘合劑、纖維包裹、填料（自配）補強結構：高強粘合劑+填料+碳纖維包裹（9層）

安全系數(shù)：設計壓力4.0MPa的1.25倍；安全年限：20年管段選?。?號站DN350外輸管線0-1.0m裂紋檢測：超聲波無損探傷補強寬度：焊縫兩側20-30cm，熱影響區(qū)缺陷及缺陷擴展寬度“五環(huán)四軸”纏繞層技術使管線焊縫部位原有裂紋缺陷不再擴展，管線焊縫裂紋缺陷薄弱部位的具有了承壓能力強度（拉伸應力379.98MPa、剪切應力422.45MPa）碳纖維外補強修復技術碳纖維補強材料管道填平樹脂二、塔河油田防腐工作開展在原金屬管道內(nèi)插入一條高密度聚乙烯管，形成內(nèi)襯管防腐性能與原金屬管道機械性能合二為一“管中管”復合結構輸送溫度管材材料＜60℃HDPE/高密度聚乙烯管＞60℃HTPO/高溫度聚烯烴管聚乙烯內(nèi)襯修復管道施工技術規(guī)范（SY/T4110-2007）材料優(yōu)選施工應用范圍穿孔孔徑≤4×4cm鋼鐵骨架存在且修復后承壓級別不變腐蝕管線聚乙烯內(nèi)穿插修復技術“U”型穿插：間隙配合、PE管熱脹恢復，漲貼管壁，“O”型穿插：過盈配合、內(nèi)襯修復工藝，PE管記憶性能恢復，與管壁緊緊結合。

等徑壓縮→“O”型穿插

二、塔河油田防腐工作開展通過擠涂球和封堵球攜帶涂料，在空壓機推動下，在管內(nèi)壁形成連續(xù)均勻的三層防腐涂層結構，達到修復管線擠涂球涂層壓縮空氣涂料封堵球鋼質(zhì)管道內(nèi)壁穿孔孔徑≤1×1cm鋼骨架存在且修復后承壓級別降低腐蝕管線應用范圍涂層風送擠涂修復技術擠涂結構：聚合物砂漿加強層＋無溶劑環(huán)氧過渡層＋無溶劑環(huán)氧防腐層涂層結構聚合物砂漿加強層無溶劑環(huán)氧過渡層無溶劑環(huán)氧防腐層總厚度涂層厚度mm2.5-30.4-0.53-4粘結強度MPa≥0.22≥1.0≥5二、塔河油田防腐工作開展溶劑型環(huán)氧涂料（固含量≤95%）無溶劑環(huán)氧涂料（固含量≥99.5%）漆膜中殘留揮發(fā)性溶劑--針孔漆膜成膜內(nèi)應力較大--鼓泡、脫落成膜過程完全一次交聯(lián)反應--無揮發(fā)成膜前后收縮率極低--內(nèi)應力低

缺限

優(yōu)勢內(nèi)涂層比選項目對比（干膜厚度500um）無溶劑涂料（≥99.5%）溶劑型涂料（≈95%）單價（萬元/噸）146材料成本（元/平米）180163綜合造價（元/平米）268250有效防腐年限（年）≥10510年內(nèi)需要更新的次數(shù)0210年內(nèi)材料成本（元/平米）18032610年內(nèi)造價成本（元/平米）268500經(jīng)濟對比無溶劑液體環(huán)氧涂料技術噴涂技術成膜均勻、附著力、強縫隙死角補口技術內(nèi)窺視、小車補口涂覆技術西北分公司采油二廠匯報提綱一二三匯報提綱

塔河油田防腐工作開展

塔河油田腐蝕現(xiàn)狀概述

塔河油田腐蝕控制對策

腐蝕常常在不知不覺間造成金屬的破壞，而防腐蝕工程又很難收到“立竿見影”的效果，因而防腐工作往往引不起人們足夠重視。

塔河油田在油氣集輸管線防腐工作上，采取多種措施并舉，高發(fā)的腐蝕現(xiàn)象得到有效控制，腐蝕增速從187%下降到-12.1%，形成了塔河油田特色的自主研發(fā)和引進吸收并舉的腐蝕防護工藝技術，為油氣集輸管線腐蝕與開展提供了技術借鑒。油氣田腐蝕控制措施

被動腐蝕治理主動腐蝕防護事后腐蝕分析事前防控分析控制腐蝕量變控制腐蝕質(zhì)變?nèi)?、塔河油田腐蝕控制對策油氣田腐蝕控制措施

強化源頭防腐設計從可研源頭抓起從規(guī)劃源頭抓起從設計過程抓起

制定三年滾動防腐規(guī)劃措施和效益結合、治標與治本結合單獨設立防腐專篇同時設計、同時施工、同時投產(chǎn)正確選擇耐蝕材料

合理設計管線結構

合理地使用防腐層

合理使用陰極保護

合理添加緩蝕劑合理建立監(jiān)測網(wǎng)絡提前治理高腐蝕風險管線

三、塔河油田腐蝕控制對策油氣田腐蝕控制措施