稠油具有粘溫、蒸餾、熱裂解和熱膨脹等特性,采用蒸汽加注地層的方法可有效提高原油溫度,增加地層原油流度比和采收率[1]。高溫蒸汽加注和高溫采出液輸送過程均會導致管道溫度上升,管道防腐蝕層破壞,會造成較嚴重的腐蝕問題[2-3]并影響油氣安全生產(chǎn)。關于金屬管道腐蝕問題的研究報道較多[4-8],腐蝕原因分析往往需針對特定環(huán)境,找到關鍵影響因素,建立腐蝕機理,并采取有效的腐蝕抑制方法[9-10]。

新疆油田某稠油注采合一單井管線為?76 mm×7 mm的20G鋼管,建設時間為2005年,管線長度為0.22 km,埋深為1.8 m,最高運行壓力為8 MPa,稠油運行壓力為0.1~0.2 MPa。注汽溫度為200 ℃,注汽后運行溫度由100~110 ℃降至20~30 ℃,輸送介質(zhì)為油氣水。管道外壁保溫層為復合硅酸鹽保溫瓦,外防腐蝕層為TS-200漆酚硅防腐蝕漆,外防腐蝕層在2~3 a內(nèi)失效脫離管道本體,管道無陰極保護措施,埋地管道在運行6~7 a后發(fā)生刺漏,現(xiàn)場取樣管節(jié)如圖1所示,管道腐蝕嚴重。

圖 1某稠油注采合一單井管線的失效管節(jié)

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

筆者通過水質(zhì)分析、土壤離子成分分析、細菌檢測等方法,結合X射線衍射儀(XRD)、掃描電鏡(SEM)、能譜儀(EDS)測試結果,對現(xiàn)場失效管節(jié)腐蝕穿孔原因進行了分析,并通過動電位極化曲線和電化學阻抗譜(EIS),明確了該稠油熱采單井管道的腐蝕機理。

1. 理化檢驗與結果

1.1 宏觀形貌

對失效管節(jié)進行宏觀形貌觀察。由圖2可見：管節(jié)外壁無涂層,管體外表面腐蝕嚴重,局部壁厚發(fā)生減薄,越靠近刺漏處腐蝕減薄量越大,管體表面布滿褐色腐蝕產(chǎn)物(積垢)；管節(jié)表面存在蝕坑和兩處穿孔,一處穿孔直徑為16 mm,一處由多個穿孔聚集而成,穿孔處管道外壁附近明顯減薄,內(nèi)壁減薄較輕；穿孔位置附近布滿褐色腐蝕產(chǎn)物,腐蝕產(chǎn)物層質(zhì)地疏松。

圖 2失效管節(jié)的宏觀形貌

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 激光共聚焦顯微形貌

采用激光共聚焦顯微鏡(LSCM)對失效管節(jié)的微觀形貌進行觀察。由圖3可見,管節(jié)外表面腐蝕產(chǎn)物為較厚的不規(guī)則狀堆積物,去除腐蝕產(chǎn)物后,管節(jié)外表面呈現(xiàn)明顯的局部腐蝕形貌,腐蝕坑連成片狀。

圖 3失效管節(jié)的LSCM形貌

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

1.3 掃描電鏡及能譜分析

采用SEM和EDS分別對失效管節(jié)外表面的腐蝕產(chǎn)物進行形貌觀察和成分分析。如圖4所示,腐蝕產(chǎn)物為較厚的不規(guī)則狀堆積物。EDS分析結果顯示,腐蝕產(chǎn)物中O、Al、Si、S、Ca、Fe元素質(zhì)量分數(shù)分別為35.81%、0.96%、2.79%、0.27%、0.53%、59.64%。腐蝕產(chǎn)物中除了含大量Fe、O、Ca、Si等元素外,還含少量S元素,表明存在H2S腐蝕,這可能是土壤中硫酸鹽還原菌導致的。

圖 4失效管節(jié)外表面腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌

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

對失效管節(jié)內(nèi)外表面腐蝕產(chǎn)物進行XRD分析。如圖5所示,失效管節(jié)外表面腐蝕產(chǎn)物主要由SiO2、Fe3O4及少量Na(AlSi3O8)組成,內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3和CaCO3,FeCO3的存在說明發(fā)生了CO2腐蝕。

圖 5失效管節(jié)內(nèi)外表面腐蝕產(chǎn)物的XRD譜

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

1.4 介質(zhì)成分分析

對現(xiàn)場管道內(nèi)取樣水、管道外積水、現(xiàn)場取樣土壤(在管道埋深1.8 m處取樣)中的離子成分進行分析。如表1和2所示：管道內(nèi)取樣水礦化度較低,管外積水礦化度較高,分別為672.5 mg/L、137 472.0 mg/L；現(xiàn)場取樣土壤中主要離子為K+、Na+、Mg2+、Cl-、。管道內(nèi)取樣水礦化度低,管道外部積水礦化度高是管內(nèi)腐蝕較輕、管外腐蝕嚴重的原因之一。

2. 細菌測試

對管道內(nèi)取樣水、管道埋深處土壤進行細菌檢測。如圖6(a)所示,硫酸鹽還原菌(SRB)培養(yǎng)瓶中加入管道內(nèi)取樣水培養(yǎng)7 d后無變化,腐生菌(TGB)培養(yǎng)瓶溶液由紅色變?yōu)辄S色,鐵細菌(IB)培養(yǎng)瓶溶液紅棕色消失,出現(xiàn)棕色膠體沉淀。這說明管道內(nèi)取樣水中含TGB和IB,不含SRB。如圖6(b)所示,SRB培養(yǎng)瓶中液體變黑、有黑色沉淀、鐵釘變黑,TGB培養(yǎng)瓶溶液由紅色變?yōu)辄S色,IB培養(yǎng)瓶溶液紅棕色消失,出現(xiàn)棕色膠體沉淀。這說明管道埋深處土壤中含SRB、TGB、IB。SRB繁殖產(chǎn)生H2S,TGB繁殖產(chǎn)生CO2,IB加速電子轉移,可促進腐蝕的發(fā)生。

圖 6管道內(nèi)取樣水、管道埋深處土壤的細菌檢測結果

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

3. 電化學測試

按表1所示的成分配制溶液來模擬管外積水(以下簡稱模擬水)。通過通入氮氣2 h實現(xiàn)除氧,除氧后再通入CO2持續(xù)1 h實現(xiàn)CO2飽和。分別配制成除氧CO2飽和、不除氧CO2未飽和和除氧CO2未飽和三種模擬水。

3.1 O2、CO2腐蝕性氣體的影響

采用動電位掃描方法,以模擬水為測試介質(zhì),考察了O2、CO2腐蝕性氣體對20號鋼腐蝕程度的影響,測試溫度為40 ℃。測試在三電極體系中進行,工作電極為環(huán)氧密封20號鋼試樣,金屬裸露面積為1 cm2,鉑電極為輔助電極,通過玻璃鹽橋連接的Ag/AgCI(飽和KCl)電極作為參比電極。測試前,先將工作電極置入測試體系中1 h,待自腐蝕電位穩(wěn)定后開始測量。動電位掃描范圍為相對自腐蝕電位-250~300 mV,掃描速率為0.5 mV/s。

如圖7和表3所示,腐蝕電流密度J(除氧CO2飽和)>J(不除氧CO2未飽和)>J(除氧CO2未飽和),說明O2、CO2均可促進腐蝕,CO2影響程度大于O2。O2、CO2腐蝕均為去極化腐蝕。CO2溶于水中生成碳酸氫根離子,形成酸性溶液,為氫去極化腐蝕,腐蝕更為嚴重；O2為陰極去極化腐蝕,溫度較低時,腐蝕相對較輕。

圖 720號鋼試樣在不同模擬水中的動電位極化曲線

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

3.2 溫度的影響

采用電化學阻抗測試,以模擬水為測試介質(zhì),重點考察不同溫度對20號鋼腐蝕程度的影響,測試溫度分別為20,40,60,80,100 ℃。

由圖8可見：在20,40 ℃條件下,電化學阻抗譜為高頻一個容抗弧,低頻為一個感抗弧后出現(xiàn)一個容抗弧,裸露的金屬表面在溶液中被腐蝕,造成表面電荷不穩(wěn)定,產(chǎn)生電場強度變化,使得法拉第電流向某一方向變化,Fe在溶液中腐蝕溶解產(chǎn)生中間產(chǎn)物[FeOHCl-]吸附在鋼片表面,引起表面覆蓋率變化使得法拉第電流向同一方向變化,產(chǎn)生了阻抗中的電感成分。隨著反應的進行,腐蝕產(chǎn)物在金屬表面覆蓋逐漸完整,有效阻止了電位和表面吸附造成的法拉第電流向同一方向改變的現(xiàn)象,法拉第阻抗中的電感成分消失。在60,80 ℃條件下,電化學阻抗譜在高頻和低頻各有一個容抗弧。在100 ℃條件下,電化學阻抗譜表現(xiàn)為單一容抗弧,腐蝕反應主要為電荷傳遞過程控制。

圖 8不同溫度下20號鋼試樣在模擬水中的電化學阻抗譜

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

容抗弧的半徑反映了電荷轉移電阻的大小,容抗弧半徑越大,阻抗值越大,腐蝕速率越小。由測試結果可知：隨溫度升高,阻抗值先減小后增大,說明腐蝕速率隨溫度的升高呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢；60 ℃時,容抗弧半徑最小,阻抗值最小,腐蝕速率最大。

4. 失效原因分析

4.1 防腐蝕層失效

稠油注采合一管道外腐蝕穿孔是主要的失效模式。冷熱交替導致防腐蝕層老化、破損嚴重,管道本體裸露在腐蝕介質(zhì)中,是管道外腐蝕減薄穿孔的直接原因。

4.2 土壤中離子成分導致腐蝕

現(xiàn)場取樣土壤中離子成分主要為K+、Na+、Mg2+、Cl-、,且含量較高,Mg2+、會沉積在金屬管道表面形成積垢,導致管道發(fā)生垢下腐蝕。Cl-具有極強的穿透能力和導電能力,穿透金屬表面腐蝕產(chǎn)物膜并吸附在基體表面,加速點蝕和局部腐蝕的發(fā)生。

4.3 CO2和O2腐蝕

腐蝕產(chǎn)物分析結果表明,腐蝕產(chǎn)物中主要為SiO2、Fe3O4,SiO2是土壤主要成分。

CO2腐蝕生成Fe3O4反應過程如式(1)~(2)所示。

FeCO3與空氣中氧氣發(fā)生氧化反應生成氧化物,見式(3)~(4)。

O2腐蝕生成Fe3O4反應過程見式(5)~(6)。

4.4 細菌加速腐蝕

SRB繁殖生長會產(chǎn)生H2S、腐生菌生長會產(chǎn)生CO2、鐵細菌會促進電子轉移,這些都會促進腐蝕的發(fā)生,見式(1)~(4)及式(8)~(9)。

5. 結論

(1)新疆油田某稠油注采合一單井管線外腐蝕嚴重,內(nèi)腐蝕較輕,外腐蝕穿孔是主要的失效模式。

(2)冷熱交替導致管線防腐蝕層老化、破損嚴重,管道本體裸露在腐蝕介質(zhì)中,是管道外腐蝕減薄穿孔的直接原因。

(3)介質(zhì)離子成分、CO2、O2、細菌等因素形成的CO2腐蝕、O2腐蝕、細菌腐蝕是造成稠油熱采管線外腐蝕的重要原因。

(4) O2、CO2、細菌促進腐蝕的發(fā)生,CO2影響程度大于O2。腐蝕速率隨溫度升高先增大后減小,60 ℃時,腐蝕速率達到最大值。

文章來源——材料與測試網(wǎng)