【正文】 mechanism。 corrosion rate。 Abstract 錯誤 !未定義書簽。塔河油田主力油區(qū)為奧陶系碳酸鹽巖溶縫洞型塊狀油藏 ， 油藏中部5600 m， 原油物性特征復雜 ， 原油特征兩超 (超井深、超稠油 ) 、五高 (高粘度、高礦化度、高含硫、高密度、高含膠含蠟 ) ； 部分區(qū)塊 ( 9 等 )伴生氣含有大量的 H2S、 CO2， 如 T740 井伴生氣H2 S含量為 102 ， T751 井伴生氣 H2 S 含量為 10 2 ； 油井見水及含水率上升較快 ，產(chǎn)出水總礦化度在 26 104 mg/L， Cl 含量高，達到 13 104mg /L ， Ca2 +含量在 12 103mg /L ，K+ 、 Na+在 12 104 mg/L 左右 ， 屬于 CaCl2 水型 ， pH 低 ～ ， 水中游離 CO2 含量為 80 mg/L～250 mg/L， 腐生菌 ( TGB)含量較高 ， 一般大于 104 個 /ml， 且不同程度 含有硫酸鹽還原菌 ( SRB) 、鐵細菌。 2020 年 10 月 ， 622計轉(zhuǎn)站進聯(lián)合站管線 (DN200 6)發(fā)生腐蝕穿孔 ， 折算點蝕速度 mm /a； 2020 年 12月 ， 722 計轉(zhuǎn)站 TK633 單井進站管線腐蝕穿孔 ， 該管線為 DN100 5， 折算點蝕速度達 mm / a。 2020 年 1 月 2 日 ，722 計轉(zhuǎn)站進聯(lián)合站管線 (DN200 6)腐蝕穿孔。 表 11 塔河油田主要輸油管線 序號 管段名稱 管長 km 管徑 輸量 萬噸 /年（萬方 /天） 設 計 壓 力MPa 1 塔庫輸油首站 — 雅末站輸油管線 300 2 雅末站 — 庫車門站輸油管線 220 3 塔 — 聯(lián) — 首站聯(lián)絡管線 100 4 塔三聯(lián) — 首站聯(lián)絡管線 180 主要輸油管線如下圖所示 。 表 12 塔河油田原油基本參數(shù) 輸油首站工藝流程如圖 12 所示。據(jù)發(fā)達國家調(diào)查， 每年由于腐蝕造成的損失約占國民經(jīng)濟生產(chǎn)總產(chǎn)值的 2%4%。由腐蝕所造成的停工、停產(chǎn)、滴、漏等事故， 既污染了環(huán)境，也危害人民健康，同時也增加了油田生產(chǎn)成本，影響油田正常生產(chǎn)。所以對輸油管道腐蝕問題進行深入細致地分析，以便采取有效的措施減少腐蝕造成的損失， 從而 提高油田的經(jīng)濟效益 [15]。塔河油田外輸重質(zhì)原油的設計規(guī)模為 300 104t/a，其中 80 104t/a在雅克拉裝車外 運， 220 104t/a 重質(zhì)原油轉(zhuǎn)輸至庫車塔化。 塔河重質(zhì)原油外輸管線自投產(chǎn)以來尚未進行原油性質(zhì)對管道腐蝕，特別是內(nèi)腐蝕影響的評價，塔河重質(zhì)原油對外輸管線的腐蝕性機理還不甚清楚，陰極保護措施是否合適是目前存在的主要問題。 國內(nèi)外現(xiàn)狀 國內(nèi)外已有許多的研究人員，對油氣管道的腐蝕 機理進行了大量的研究并取得了極為豐碩的成果，普遍認為油氣管道系統(tǒng)的腐蝕主要是由環(huán)境因素和管道材質(zhì)因素共同決定的，其中環(huán)境因素主要包括土壤組成、大氣成分、原油的組成、溫度、壓力等，管道的材質(zhì)因素包括管道材質(zhì)型號、元素組成、相組織結(jié)構(gòu)、內(nèi)外防護涂層等 [67]。例如，流速和腐蝕過程中材料表面 形成的腐蝕產(chǎn)物膜是 腐蝕速率、腐蝕形態(tài)的決定性因素；溫度對腐蝕速率的影響更多的是表現(xiàn)在對腐蝕產(chǎn)物膜致密度的影響上，從而導致腐蝕速率的變化。 在認識到流速與腐蝕產(chǎn)物膜是腐蝕速率、腐蝕形態(tài)的決定性因素之后，原油管道 co2 腐蝕研究的重點也逐漸轉(zhuǎn)移到腐蝕產(chǎn)物膜與多相流腐蝕方面。 co2 和 H2S 對原油管道腐蝕的協(xié)同作用規(guī)律和相互影響機理還不夠清楚 [9]。當生成的 FeS 致密且與基體結(jié)合良好時，對腐蝕有一定的緩解作用。另外，當溶液中或金屬基體表面有硫化物存在時，硫化物在一定程度上阻止了氫原子向氫分子的轉(zhuǎn)變，氫分子在管材表面層形成拉應力，在管材的服役拉力疊加、協(xié)同作用下，就形成了氫致開裂（ hic）和硫化物應力腐蝕開裂（ sscc）。在大多數(shù)情況下，酸性介質(zhì)中， H2S 對陽極鐵的溶解和陰極氫的析出，都具有強烈的促進作用。 H2S 對鐵腐蝕的抑制作用歸因于電極表面 FeS 保護膜的形成，而且，該保護膜的結(jié)構(gòu)與組成與 H2S 濃度、溶液 pH 值及侵入時間有關(guān)[12]。經(jīng)研究表明，當溶液不含 Cl－時，HCO3水溶液對碳鋼具有一定的鈍化作用。這是擴散效應通過形成 Fe(CO3)22將腐蝕產(chǎn)物移走的緣故 [1314]。韓文安等人采用電化學研究方法，楊光等人采用 X射線衍射、金相分析及電子 探針掃描等方法對某油田碳鋼管材腐蝕機理進行了分析研究，結(jié)果都表明水中較高濃度的 Cl－和 HCO3是腐蝕的主要因素，其次是氧，這些離子的共同作用有利于局部腐蝕的進行[15]。油田中最常見的細菌是硫酸鹽還原菌，其生長溫度隨菌種的不同分為中溫型和高溫型兩種，在油田中最適宜的生長溫度為 20℃ ~40℃。能夠引起并加速金屬腐蝕的細菌種類很多，除硫酸鹽還原菌外，還 有鐵細菌、粘液形成菌、硫代硫酸鹽還原菌等，目前研究比較多的是硫酸鹽還原菌的腐蝕。他認為在沒有氧的條件下，金屬腐蝕的陰極反應應該是氫的逸出，但是由于放出氫的活化過電位太高，腐蝕電池本身難于供給這樣的電位，因而陰極就被一層原子態(tài)所覆蓋，故使得腐蝕中止。 5. 防腐方法 目前，內(nèi)腐蝕的防護技術(shù)主要有：加入緩蝕劑抑制腐蝕 ；利用內(nèi)涂層隔離管道與腐蝕介質(zhì)；選用具有良好耐蝕性能的材料；用內(nèi)襯材料修復管線等多種方法。 技術(shù)路線及主要內(nèi)容 現(xiàn)場采集塔河油田外輸管道所輸送的原油 ，并在實驗室中對所采油樣進行化驗。采用相關(guān)方法研究管材腐蝕的主要影響因素，并對各影響因素進行影響程 度排序，以便實現(xiàn)定性和定量的管道腐蝕程度預測。 本文 主要內(nèi)容： 1. 資料調(diào)研 收集國內(nèi)外相關(guān)資料和塔河重油、管線的基本參數(shù)，分析研究，確定研究方案。 3. 腐蝕影響因素分析 采用模糊綜合評判等方法分析塔河重油對管材的腐蝕影響因素，確定主、次影響因素，實現(xiàn)管道腐蝕速 率預測。 第 2 章 室內(nèi)與現(xiàn)場掛片失重實驗研究 室內(nèi)掛片失重實驗 重質(zhì)原油掛片腐蝕試驗選用現(xiàn)場用管線鋼（ L360），腐蝕介質(zhì)為重質(zhì)原油與不同比例的水的混合物。 試驗 對象 試驗所用樣品的加工尺寸為 30 15 3（ mm），如圖 21所示。 塔河重質(zhì)原油對外輸管線的 腐蝕機理研究 6 試樣制備包含的工種有 ： 氣割、車、銑、刨、鉗、磨。用氣割的方法把管材下料成 210mm 長的短管。 （ 3）氣割 在 210mm 長的短管上沿周向下料，使料的寬度為 60mm。 （ 5）刨 在刨床上把 7mm 厚的料加工成 3mm 厚的料。 （ 7）銑 在銑床上把 30mm 的備料加工成長為 30177。 （ 8）鉗 鉆 Φ4的孔使之滿足要求。、寬為 15177。 的尺寸要求。 儀器設備 試驗所用的儀器設備包括： FA1004 數(shù)顯天平，量 程 100g，精度為 0. 1mg； SHOIG 恒溫恒濕箱，溫度控制誤差為 ℃； 游標卡尺，最小刻度為 ； SB5200 超聲清洗儀； LEICA MEF4A/M 金相顯微鏡； KYKY2800 掃描電子顯微鏡； D/maxrA旋轉(zhuǎn)陽極 X 射線衍射儀，步寬 176。 試驗方法 根據(jù) GB1012488《金屬材料實驗室均勻腐蝕全浸試驗方法》和 JB/T79011999《金屬材料實驗室均勻腐蝕全浸試驗方法》，采用掛片失重分析方 法，通過實驗室模擬試驗，對管材在不同腐蝕環(huán)境中的腐蝕速率與腐蝕程度進行評價。 DTS)WW(108 . 7 6 7 ?? ???? 后前R （ 21） 式中 R—— 腐蝕速率， mm/a； 前W —— 腐蝕前的重量， g； 后W —— 為腐蝕后的重量， g； S —— 試樣的表面積， cm2； T—— 腐蝕試驗的時間， h； D—— 材料密度， kg/m3。 對腐蝕產(chǎn)物的產(chǎn)物分析采用 X 射線衍射儀（ XRD）、 X射線光電子譜儀（ XPS）和俄歇電子能譜（ AES）儀。 對于每個試驗周期腐蝕試驗，基本流程均為尺寸測量、稱量腐蝕前重量、腐蝕試驗、稱量腐蝕后重量、金相檢驗和腐蝕產(chǎn)物分析，流程如圖 所示。 將腐蝕樣品分別放入配備好的 8 種介質(zhì)中，每個燒杯中放 1 個試樣，然后將放好試樣的燒杯放入恒溫箱內(nèi)加熱，到達試驗溫度后開始保溫，在保溫時間達到 72h、 144h、 288h 時分別取出一批樣品，一個溫度為一個試驗周期。 表 21 腐蝕介質(zhì)數(shù)量及類別 混合油， 4 組 不加水 加水，水占 ％ 加水，水占 ％ 加水，水占 1％ 塔一聯(lián)油， 2 組 不加水 加水，水占 ％ － － 塔二聯(lián)油， 2 組 不加水 加水，水占 ％ ― － 注：表中百分數(shù)均為體積百分比。 2. 試樣編號 圖 24 試樣編號 試樣編號 清洗 稱重 尺寸測量 配備腐蝕介質(zhì) 腐蝕試驗，達到保溫時間，取出樣品 清洗，稱重 XRD 分析 金相分析 掃描電鏡分析 XPS 分析 原油對管線鋼的靜態(tài)腐蝕 酸洗，稱重 西南石油大學工程碩士研究生學位論文 9 圖 25 測量尺寸 圖 27 試樣稱重 圖 28 試樣放入恒溫箱 圖 26 試樣清洗 腐蝕試樣分別以英文字母 ABCD開頭編號，代表不同的溫度，圖 24是試樣編號的照片。 3. 試樣準備 1）尺寸測量 由于腐蝕速率的計算中要用到試樣的表面積，所以需對試樣的尺寸進行測量。 用公式 (22)計算試樣的表面積。 2）清洗試樣 將試樣浸泡在丙酮數(shù)分鐘，用丙酮清洗兩遍，再 用酒精清洗，用吹風機吹干。 3）稱重 用數(shù)顯天平 稱量試樣的重量，每個試樣稱量三次后取平均值，按編號記錄數(shù)據(jù)；圖 27 是稱重時的照片。 除去試樣表面的腐蝕產(chǎn)物時基體也會被浸泡掉一些，因此在這之前需要先進行空白試驗，即用未經(jīng)腐蝕的試樣在化學溶液內(nèi)浸泡數(shù)分鐘后稱量浸后的重量，計算酸洗前后的重量差，作為計算腐蝕速率時的一個修正值。對試樣進行酸洗后稱重，由于在用化學法清除腐蝕產(chǎn)物時，以免過多的除去未腐蝕的金屬，因此必須進行空白 試驗，以校正由此造成的失重誤差，參照 JB/T79011999《金屬材料均勻腐蝕全浸試驗方法》進行了空白試驗，取 4片未經(jīng)腐蝕的試樣，編號為 K K K K4 按照與被測試樣完全相同的程序進行清洗、稱重，在1： 5 的鹽酸溶液中浸泡， 1 分鐘后取出試樣 K1， K2； 2 分鐘后取出試樣 K3， K4；用丙酮，酒精進行清洗，吹風機吹干，進行稱重，數(shù)據(jù)記錄如表 22。 經(jīng)空白試驗可得到腐蝕速率的修正值為 ，于是對式（ 21）進行了修正，得到式 (23)。 酸洗后的重量數(shù)據(jù)及計算得到的腐蝕速率。 通過得到試樣的腐蝕速率，其結(jié)果如表 23 至 表 25 所示。 從圖 213中可以看出，腐蝕介質(zhì)為（混合油＋ ％水）時，在同一溫度下，隨著腐蝕時間的增加，40℃、 50℃、 60℃、 70℃下試樣的腐蝕速率逐漸減小；但總體來說 70℃下的試樣的腐蝕速率最小。 從圖 215 中可以看出，腐蝕介質(zhì)為（混合油＋ 1％水）時，在同一溫度下，隨著腐蝕時間的增加，試樣的腐蝕速率都逐漸減小，但減小的速度是不同的；總體來說 70℃下的試樣的腐蝕速率最小。 從圖 217中可以看出，腐蝕介質(zhì)為（塔二聯(lián)＋ ％水）時，在同一溫度下，隨著腐蝕時間的增加，40℃、 50℃、 70℃下試樣的腐蝕速率逐漸減??； 60℃下試樣的腐蝕速率先降低后稍有升高。 圖 215 混和油與 1%的水腐蝕下的腐蝕速率 50 100 150 200 250 300R(mm/a）Tim e /h 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 圖 216 塔二聯(lián)油腐蝕下的腐蝕速率 50 100 150 200 250 3000. 010. 000. 010. 020. 030. 04R/(mm/a）Time/h 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 50 100 150 200 250 3000. 0050. 0000. 0050. 0100. 0150. 0200. 0250. 0300. 0350. 040 40℃ 50℃ 60℃ 70℃Time/h R(mm/a） 西南石油大學工程碩士研究生學位論文 15 從圖 218中可以看出，腐蝕介質(zhì)為塔一聯(lián)時，在同一溫度下，隨著腐蝕時間的增加，試樣的腐蝕速率都逐漸減?。豢傮w來說 50℃下試樣的 腐蝕速率最大， 70℃下的試樣的腐蝕