现代化工

现代化工 ›› 2026, Vol. 46 ›› Issue (S2) : 259-263. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.S2.042

科研与开发

玉门油田某区块地面集输流程腐蚀因素与机理研究

孙铭辰 ¹ ,
李艳琦 ¹ ,
张恒 ²^,^* ,
潘彬 ¹ ,
薛新茹 ¹ ,
熊金山 ¹ ,
信延彬 ³^,^*

作者信息 +

Corrosion factors and mechanisms in the surface gathering and transportation system of Yumen oilfield

SUN Ming-chen ¹ ,
LI Yan-qi ¹ ,
ZHANG Heng ²^,^* ,
PAN Bin ¹ ,
XUE Xin-ru ¹ ,
XIONG Jin-shan ¹ ,
XIN Yan-bin ³^,^*

Author information +

文章历史 +

Received		Published
2026-04-20		2026-10-31
Issue Date	Revised Date
2026-10-21	2026-04-20

PDF (9548K)

摘要

玉门油田某区块地面集输管道腐蚀失效问题突出,威胁安全生产并造成环境风险。以该区块联合站三相分离器水样为介质,采用电化学测试、扫描电镜、X射线衍射等表征手段,针对温度、H₂S含量、含水量、含蜡量及胶质含量开展腐蚀定量分析。结果表明,20^#钢腐蚀主控因素为含水量,影响权重依次为H₂S含量、含蜡量、胶质含量、温度。管道存在CO₂、H₂S复合腐蚀,腐蚀产物结构疏松。区块集输系统腐蚀类型涵盖CO₂腐蚀、H₂S/CO₂共存腐蚀及垢下腐蚀,同时存在硫酸盐还原菌、铁细菌引发的微生物腐蚀。

Abstract

Severe corrosion failure issues occur in the surface gathering and transportation pipelines of a block in Yumen Oilfield,posing threats to safe production and triggering environmental risks.Using water samples taken from the three-phase separator at the combined station of this block as the test medium,quantitative corrosion analyses were conducted with respect to temperature,H₂S content,water cut,wax content and resin content via electrochemical measurements,scanning electron microscopy,X-ray diffraction and other characterization methods.The results reveal that water cut serves as the dominant controlling factor for the corrosion of 20^# carbon steel,followed by H₂S content,wax content,resin content and temperature in descending order of influence weight.The pipelines suffer from combined CO₂-H₂S corrosion with loose-structured corrosion products.The corrosion modes prevailing in the block’s gathering and transportation system include CO₂ corrosion,synergistic H₂S/CO₂ corrosion and under-deposit corrosion,accompanied by microbiologically influenced corrosion induced by sulfate-reducing bacteria and iron bacteria.

Graphical abstract

关键词

地面集输工艺 / 腐蚀失效 / 正交实验 / 腐蚀因素 / 腐蚀机理

Key words

surface gathering and transportation system / corrosion failure / orthogonal experiments / corrosion factors / corrosion mechanisms

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孙铭辰,李艳琦,张恒,潘彬,薛新茹,熊金山,信延彬. 玉门油田某区块地面集输流程腐蚀因素与机理研究[J]. 现代化工, 2026, 46(S2): 259-263 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.S2.042

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玉门油田建设和生产中,无论是老的采油区块还是新开发的区块,都存在着比较严重的地面工艺管道腐蚀失效的问题。近年来管道和设备的腐蚀失效情况频繁发生,失效率远超完整性管理标准,维修费用居高不下,不仅造成了比较严重的环境污染,还给安全生产带来严重的影响^[1-3]。因此,为减少腐蚀失效造成的经济损失和保障地面工艺流程安全运行,对地面集输工艺流程开展防腐蚀研究非常有必要。

油田开发过程中,伴随着原油开采出来的流体中除了石油,还有含大量侵蚀性离子Cl^-和结垢离子Ca²⁺的高矿化度的地层水,以及含有腐蚀性气体H₂S、CO₂的伴生气,甚至还可能含有微生物等^[4-6]。地面工艺流程是密闭压力系统,主要用金属材质,腐蚀贯穿金属设施^[7]。原油含水量增加,腐蚀问题加剧^[8-9]。油田采出水高矿化度,增强水导电性,使金属表面阴阳离子远距离作用,阻碍致密附着物形成,保护膜质量变差,腐蚀速率增加^[10-11];另一方面,溶液在系统的管壁上容易形成不均匀的腐蚀产物层,形成了氧浓差电池,加快了局部腐蚀^[12-13]。氯离子在金属表面会优先被吸附,尤其是在金属表面保护膜存在缺陷或结垢的部位,破坏金属表面上的氧化膜^[14-15]。同时,氯离子具有较小的体积和较强的穿透性,会破坏金属表面已经形成的腐蚀产物膜,促进膜下坑蚀的继续进行,形成腐蚀穿孔^[10]。

研究表明,在CO₂/H₂S环境中,Cl^-与CO₂或H₂S协同作用会破坏金属表面腐蚀产物膜,促进膜下坑蚀,形成腐蚀穿孔^[16-18]。H₂S与CO₂共存时,腐蚀存在竞争与协同效应,H₂S腐蚀控制能力较强^[19-20]。溶解氧在水中具双重作用,含量高时可形成氧化膜减弱腐蚀,含量低时难形成保护膜,会促进腐蚀^[21-23]。

玉门某油田地面集输工艺的工况极为复杂,存在诸多影响实际腐蚀结垢的因素。通常来讲,矿化度、温度、CO₂含量、H₂S含量、pH以及硫酸盐还原菌含量等较为关键^[24]。本次研究通过正交实验研究实际环境里各个因素对腐蚀结垢进程的影响程度,并确定其中的主控因素。

1 实验仪器及试剂

CS310电化学工作站,武汉科斯特实验仪器厂生产;S-3700N扫描电镜,苏州佐藤精密仪器有限公司生产;DX-2700X射线衍射系统(XRD),丹东浩元仪器有限公司生产;能谱仪(EDS),北京意力博通技术发展有限公司生产。

丙酮、无水乙醇、环氧树脂、15% CO₂+3% O₂+N₂(余量)的混合气体、采出水(三相分离器水样)。

2 实验方法

2.1 电化学实验法

采用武汉科斯特CS310电化学工作站三电极腐蚀电池,工作电极为20^#腐蚀试片制成,镶嵌后工作表面积1 cm²,参比电极为Ag/AgCl,对比电极为铂丝电极。工作电极经多级砂纸打磨,丙酮、无水乙醇和去离子水清洗后备用。实验用溶液为现场分离器水样,用15% CO₂+3% O₂+N₂混合气体。

实验时,先向水样通入1 h实验气体除氧,再接入工作电极,导入饱和实验混合气体的水溶液,全程通气。按正交实验表条件进行实验。安装好后,先测自然腐蚀电位,稳定后以0.5 mV/s扫速在-250~+250 mV范围内极化扫描。

2.2 扫描电子显微镜法

将腐蚀产物样品放入容器,用去离子水或有机溶剂(如乙醇、丙酮)冲洗,去除杂质。清洗后样品室温自然干燥或50℃烘干。打开扫描电子显微镜电源预热,将样品放入样品台,调整位置和角度,使样品表面与电子束垂直,进行观察。

2.3 X射线衍射法

将粉末样品放入样品架凹槽,用刮刀压实,使表面平整。打开XRD仪器电源预热,按操作手册要求使其稳定。将样品放入样品台,调整位置,确保样品中心与X射线入射方向重合且表面与X射线束垂直。点击操作软件“开始扫描”按钮,仪器按设定参数扫描记录衍射信号,测试时保持环境稳定,避免震动和干扰。

3 结果与分析

通过分析现场生产数据,梳理地面工艺流程输送介质的腐蚀影响因素后,采用正交实验设计法,按因素分布范围分级,结合电化学腐蚀极化曲线测试探究各因素重要性。为贴合实际,实验以玉门某油田三相分离器水样为溶液。

分析表明,该集输流程处于严重CO₂腐蚀环境,O₂影响明确且pH恒定。因此,在现场水样、CO₂、O₂含量及pH固定的条件下,对温度、H₂S含量、含水量、含蜡量、胶质含量5个影响腐蚀产物膜性质的关键因素,开展正交实验与极化曲线测试,经极差分析明确各因素相对重要性,最终确定主要腐蚀影响因素。

3.1 正交实验

根据工艺流程运行情况分析数据,将选择的5个影响因素设置4个变化水平,采用5因素4水平正交实验设计。设置实验水样的CO₂为15%,O₂为3%,pH为6,均为定值。运行温度变化范围在30~60℃、原油胶质含量的变化范围在5%~15%,原油含蜡变化范围设为0~15%,H₂S含量变化范围为 50~200 mg/L,原油水含量的变化范围为20%~80%。将原油含蜡量(A)、胶质(B)、温度(C)、H₂S含量(D)和含水量(E)分别划分4个水平,如表1所示。

根据正交实验表,开展16组实验,正交实验结果见表2。

3.2 电化学分析

图1是20^#钢在正交实验设计的16组玉门油田某区块三相分离器水样中的极化曲线。

曲线4、5、11、14与其他12条极化曲线差异显著。这4条曲线自然腐蚀电位比-0.65 V更负,腐蚀趋势强,腐蚀电流密度大,腐蚀性强,且阴极极化率远大于阳极极化率,属阴极极化控制。其他12组曲线电极电位较正,腐蚀趋势小,阳极极化率远大于阴极极化率,属阳极极化控制。

3.3 试验后工作电极的腐蚀形貌

图2为正交实验设计中16组实验结束后,将腐蚀产物用石油醚、去离子水冲洗、冷风吹干后在金相显微镜下放大20倍的腐蚀形貌。

从图2分析,第4、5、11和14组腐蚀后的工作电极表面腐蚀比较严重,4和5组主要为不均匀的全面腐蚀,11和14组为局部腐蚀,而且腐蚀产物很难冲洗掉。

3.4 正交实验结果分析

由正交实验分析发现,现有工艺流程压力、水质不变的条件下,油水混输工艺流程在5种腐蚀影响因素的综合作用下,含水量的变化对20^#腐蚀的影响最大,其次是H₂S含量的变化,再次是蜡含量,胶质含量和温度的影响次之。当油水混输时含水量达到80%时,各种条件下金属的腐蚀速率都比较大,如实验设计中的4、5、11和14组。尤其是14组,含蜡量(15%)、胶质(8.33%)、温度(50℃)、H₂S(0.015 mol/L)和含水量(80%)构成的最强腐蚀性环境,腐蚀速率达到最大值0.154 mm/a,说明在高含CO₂,含有少量O₂的条件下,少量的H₂S可能促进局部腐蚀,而蜡和胶质的局部附着也是导致腐蚀产物形貌出现局泊的原因。

3.5 腐蚀产物分析

通过S-3700N扫描电镜(SEM)观察现场严重腐蚀区块的腐蚀产物微观形貌,再用DX-2700X射线衍射系统(XRD)扫描,推断腐蚀产物组成,推测腐蚀机理。

在扫描电镜下区块1腐蚀产物样放大200倍和 1 000倍的微观形貌如图3所示。

从图3腐蚀产物样的SEM微观形貌图可见,腐蚀产物样结构松散,聚结成块;呈片状结构,有细小孔洞和缝隙,不致密,无法形成良好防护层,腐蚀性介质能穿过腐蚀产物层接触基体金属表面,引发腐蚀产物下腐蚀。

图4是对腐蚀产物样X射线衍射图谱图,可以看出腐蚀产物样由CaCO₃和Fe₃S₄组成,表明有CO₂和H₂S腐蚀。CaCO₃由碳酸根与钙离子结合生成,Fe₃S₄为金属管道内壁腐蚀产物。二者组成疏松不致密,腐蚀性介质可穿透腐蚀产物层接触金属表面,引发腐蚀产物下腐蚀。

在扫描电镜下区块2腐蚀产物样放大200倍和 1 000倍的微观形貌如图5所示。

图5腐蚀产物样SEM图显示,腐蚀产物结构松散,颗粒聚结松散、团块孔隙大且不连续。故其无法在区块2集输管线和井筒形成有效保护层,不能减缓金属腐蚀。

图6区块2混合腐蚀产物XRD图显示,产物含Fe₂O₃、FeCO₃、FeSO₄及少量FeS,表明采出水有O₂、CO₂及少量H₂S,区块2可能发生O₂、H₂S(或SRB)、CO₂腐蚀。

3.6 工艺流程金属材质的腐蚀机理

分析玉门某油田工艺流程及参数,初步判断腐蚀为CO₂腐蚀、H₂S/CO₂共存腐蚀,且O₂有催化作用。结合SEM、XRD分析,进一步明确上述腐蚀,还存在腐蚀产物下腐蚀。

3.6.1 H₂S腐蚀机理

(1)$\begin{array}{l} \mathrm{H}_{2} \mathrm{~S} \text { 的一级电离反应：}\\ \mathrm{H}_{2} \mathrm{~S}\left(\mathrm{H}_{2} \mathrm{O}\right) \rightleftharpoons \mathrm{H}^{+}+\mathrm{HS}^{-} \end{array}$

(2)$\begin{array}{l} \mathrm{H}_{2} \mathrm{~S} \text { 的二级电离反应：}\\ \mathrm{HS}^{-} \rightleftharpoons \mathrm{H}^{+}+\mathrm{S}^{2-} \end{array}$

(3)$\begin{array}{l} \text { 金属 } \mathrm{Fe} \text { 与酸的反应：}\\ \mathrm{Fe}+2 \mathrm{H}^{+}=\mathrm{Fe}^{2+}+2 \mathrm{H} \end{array}$

(4)$\begin{array}{l} \text { 腐蚀产物生成反应：}\\ x \mathrm{Fe}^{2+}+y \mathrm{~S}^{2-}=\mathrm{Fe}_{x} \mathrm{~S}_{y} \end{array}$

H₂S腐蚀产物主要为FeS,组成结构受其浓度和pH影响,硫化铁膜含Fe₉S₈、Fe₃S₄等。Fe₉S₈疏松无保护作用,FeS、FeS₂致密可降腐蚀速率。H₂S分压超1×10^-4 MPa时,会引发氢脆和应力腐蚀。

3.6.2 CO₂/H₂S共存条件下的腐蚀机理

H₂S和CO₂共存时,H₂S腐蚀控制能力强。少量H₂S可使CO₂腐蚀速率降低,因H₂S腐蚀产生的硫化物膜对钢铁基体有保护作用。但在高浓度H₂S下,腐蚀速率比CO₂腐蚀预测模型快。在CO₂和H₂S共存体系中,H₂S作用表现为3种形式:H₂S含量小于70 Pa时,CO₂是主要腐蚀介质;H₂S含量增加至P_CO₂/P_H₂S>200时,材料表面形成较致密的 FeCO₃膜,腐蚀速率降低;在P_CO₂/P_H₂S<200时,H₂S主导腐蚀,腐蚀性取决于FeS和FeCO₃膜的稳定性。一般认为,60~240℃时,FeS能保护金属,但温度低于60℃或高于240℃时,FeS膜不稳定且多孔,加速钢材腐蚀。

4 结论

(1)实验表明,在玉门某油田集输工艺复杂工况下,含水量对20^#钢腐蚀影响最为显著,其次为H₂S含量、含蜡量、胶质含量和温度。当含水量达80%时,金属腐蚀速率显著增大。

(2)严重腐蚀区块的腐蚀产物结构松散、存在孔洞缝隙,无法形成有效防护层,导致腐蚀的进一步加剧。

(3)玉门某油田集输流程主要发生CO₂腐蚀、H₂S/CO₂共存腐蚀,并伴随腐蚀产物下局部腐蚀。

参考文献

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