臧国军1 沈席伟2 李岩1 张泓2

1.中国石油长庆油田分公司油田开发事业部；2.中国石油长庆油田分公司第九采油厂

 

摘要：随着油田集输系统上游防腐工艺的逐年配套和完善，管道输送的原油介质中腐蚀因子大量集中至下游站场，高矿化度、酸性气体、细菌等导致站场电化学腐蚀加剧。加之站场工艺设施防腐工艺不完善，站场失效频繁，成本压力大，安全环保风险突出。吴起油田依据油田集输站场工艺设施腐蚀特征，从电化学、新材料防腐两方面着手，初步形成以“牺牲阳极+非金属内构件”、高温固化内防腐及专用接头等为主体的全流程综合防腐技术，有效地延缓了站场工艺设施腐蚀速率，控降了运行成本，降低了安全环保风险。

关键词：站场失效；电化学腐蚀；新材料；综合防腐

 

吴起油田地处陕西省吴起县、定边县，生产区域全部位于泾河、北延河与无定河三大流域，分布有宁塞川、杨青川、周湾水库、十字河等水系，油区南部交叉处于水源保护区、主要河流、森林公园三大环境敏感区，管理责任重大。

随着油田开发年限的增长，综合含水的逐年升高，地面站场系统结垢、腐蚀问题日益突出。站内工艺管网在投产时，因变径多、弯头多无法开展管线内防腐工作，导致管线腐蚀破漏现象频繁发生。储罐虽然做了内防腐，但是内壁和盘管仍腐蚀严重，不仅增加运行成本，也严重影响安全平稳生产。为减缓站场工艺设施的腐蚀速率，降低失效率，急需开展站场防腐技术研究，以期形成一套可复制、可推广的站场综合防腐技术。

1  站场腐蚀现状

1.1  站场失效现状

近年来，集输站内工艺管网、储罐类设施腐蚀破损频繁，平均维护周期仅为3～4年，成本压力大。以某采油厂为例，油田年均实施站场维护改造15座，年均花费上千万元（图 1），且治标不治本，安全环保风险突出，给生产运行带来较大困难。

图 1 历年站场失效次数（左）及腐蚀改造费用/万元（右） 

1.2  腐蚀原因

油区大部分地处黄土高原，主要以黄土梁峁及沟壑地貌为主，土壤电阻率普遍在50 Ω·m以上，油田管道腐蚀类型主要以内腐蚀为主，腐蚀穿孔多发生在管体中下部，部分在焊缝附近。主要腐蚀原因如下。

（1）介质中伴有Cl-、CO2 、H2S以及杂质等，加速内腐蚀。介质普遍含有较高浓度的Cl-，油田注入水溶解氧，侏罗系延9、延10，三叠系长2、长6、长8均含H2S，电化学腐蚀、H2S应力腐蚀、冲刷腐蚀是站场工艺设施腐蚀的主要原因[1]。

（2）多层系复合开发，造成垢下腐蚀。目前共开发长8、长4+5、长6、延9、延10等10余套层系，除侏罗系外，其余层系均不配伍，管道内结垢严重。多层系混合开发，高矿化度水配伍性差，生成大量的钡锶垢，导致垢下腐蚀发生，产生严重的坑蚀和点蚀。

（3）原油含水率增高，腐蚀穿孔几率增加。目前油田管输介质平均含水率达60%，大多数集输管道中，水相均作为外相出现在管道中，因而腐蚀穿孔概率较油田开发初期有较大增加，且随着含水率的增高有增加的趋势。

1.3  防腐蚀现状

（1）化学防腐。主要以缓蚀剂为主，主体配方为各种有机胺类、氯化锌、表面活性剂等复配，以吸附膜和氧化膜机理共同发挥作用，多方位多角度提升缓蚀率，但对于腐蚀严重的侏罗系站场，效果不佳。

（2）物理配套。站内工艺管网流程单元复杂，弯头、三通、阀门较多，无法进行挤涂内防腐，因此均未配套内防腐工艺，投产1至2年后开始不同程度的发生腐蚀。储罐类设施虽采用涂料或内衬防腐，但2至3年后开始出现涂层鼓包、脱落，内部构件腐蚀、结垢严重，影响功能运行。归其原因，防腐工艺不完善是站场工艺设施腐蚀失效的最直接原因。

2  站场综合防腐技术对策

为解决上述问题，经过逐年试点，针对站场主要腐蚀风险点及腐蚀特征，从电化学、新材料两方面着手，综合施策，系统防腐。针对不同的工艺流程单元，对工艺设施进行全流程防腐配套。

2.1  新建工艺管道

新建或整体更换工艺管道配套应用高温固化内防腐及连接技术（图 2）。针对钢制裸管及附件广泛采用工厂化内防腐层预制方法，确保质量控制；同时采用先进的高速旋转无气喷涂工艺，喷涂之前进行严格的高温热清洁及喷砂除锈处理，经过底漆+面漆两道TC系列环氧酚醛涂料喷涂之后再进行高温固化，使得涂层具备优异的附着力、耐高温性能和防腐作用。针对特殊部位使用特制的滑套，实现直管段与三通、弯头等附件的连接[2]。通过综合使用“工厂化预制+高温固化内涂层+连接滑套”工艺，实现油田站场管道的全流程防腐。

图 2 高温固化内涂层（左）及连接滑套（右） 

2.2  在用工艺管道

对在用工艺管道配套牺牲阳极短节。基于阴极保护原理，将较活泼的金属铝（Al）作为阳极，与产出液和管道组成电池回路，当发生反应时，牺牲阳极优先腐蚀，从而实现对管道的保护。选用以铝基为基础的改性阳极，其主要成分为铝，铝阳极反应后的产物Al3+和阴极反应产物OH-结合，生成絮状的Al（OH）3，为两性氢氧化物，具有很强的吸附性和黏膜保护作用，随着原油在管道中流动，在钢管的内壁会形成一层均匀的薄膜，对管道起到重要的缓蚀保护作用。

将站场工艺管道划分流程单元，在各个流程单元的有效作用距离内，配套可拆卸短节式牺牲阳极装置，实现牺牲阳极保护。以数字化增压站为例，在收球筒出口和外输泵出口分别安装改性牺牲阳极短节（图 3），配套旁通流程，可以实现收球筒至缓冲罐和外输泵至出站口全段流程防腐的目标，并与站外管道HCC内防腐无缝衔接。

图 3 数字化增压站牺牲阳极短节安装示意图 

2.3  储罐类设施

对储罐类设施配套“牺牲阳极块+玻璃钢内构件”。根据储罐构造特点，对阳极工作电流、保护电位、防护面积、加工尺寸等进行优化设计，储罐罐壁及底部均匀分布牺牲阳极块（图 4），实现储罐的立体综合防护。针对除油罐内构件腐蚀、结垢导致功能失效问题，整体配套耐腐蚀、可靠性高、使用寿命长的玻璃钢内构件（图 5）。

图 4 储罐牺牲阳极块分布图 

图 5 储油罐玻璃钢内构件 

3  防腐技术效果评价

3.1  高温固化内防腐及连接技术

在某采油厂起三转侏罗系配套，实现了工艺管道及附件的无漏点防腐 。经比对，进口端与出口端水样总铁稳定在7 mg/L，运行3个月后，涂层及弯头、三通等连接处完好，整体防腐效果显著。

3.2  牺牲阳极短节

在某采油厂畔37-58等16座站场试验，单根铝基阳极（Al）质量为40 kg，经比对，配套前、后平均腐蚀速率下降50%以上（表 1），阳极前、后端总铁下降明显（表 2），对投用较早的薛十一增、畔37-58等拆卸称重后，折合有效期为9～10个月。

表 1 牺牲阳极短节安装前后腐蚀速率对比 

表 2 牺牲阳极短节前、后端水样总铁对比

 

3.3  牺牲阳极块+玻璃钢构件

在吴四联1#储油罐等10座储罐试验，经比对，配套后储罐进、出口总铁下降明显（表 3）。

表 3 储油罐进、出口水样总铁对比

 

3.4  经济指标评价

相较于常规站场工艺管网更换、储罐维护，应用站场综合防腐技术经济效益显著（表 4）。

表 4 防腐技术经济效益评价

4  结论及建议

（1）突破了站场防腐技术瓶颈，形成以“牺牲阳极+非金属内构件”、高温固化内防腐及连接等为主体的全流程综合防腐技术，防腐蚀效果显著。

（2）针对不同站场类型、液量及水型等，需进一步试验评价牺牲阳极短节的有效作用距离及其合理布局方式。

（3）针对三相分离器、缓冲罐等站场腐蚀失效主要工艺设施，逐步实施牺牲阳极防腐配套措施。

（4）实现站场综合防腐技术的定型，对油田企业增效、安全环保具有重要的意义，助力站场完整性管理落到实处。

 

参考文献：

[1]张建平，李明.油气田站场腐蚀防护技术与应用[J].《油气储运》，2022，41(5)：32-38.

[2]王海涛.油田地面设施腐蚀防护技术规范解读[J].石油工程建设，2020，46(4)：1-6.

作者简介：臧国军，1978年生，博士学历，高级工程师，现任长庆油田油田开发事业部油田集输科副科长，2012 年西安交通大学能源与动力学院毕业，主要负责油田管道和站场完整性管理和长输管道大站大库日常管理。联系方式：15829695568，Zgj_cq@petrochina.com.cn。