西江油田FPSO水处理系统腐蚀原因及防护

西江油田FPSO水力旋流器排海回流管线于2013年7月发生腐蚀失效事件，长约5m的直管段中间部位发生泄漏，穿孔直径约45mm，位于管段6点钟方向。该条管线汇集了电脱水罐、电脱盐罐及水力旋流器排海的生产水，是生产水下舱和外排回流的共用管段，回流每天约1h，流量约为300m3/h，其余时间该管段为静水。

1腐蚀失效孔外观形貌
重点关注管线腐蚀失效孔附近部位腐蚀形貌，切割后发现内壁表面附着一层较厚的油泥，分别用石油醚除油、酸洗液清洗内壁，发现内壁存在多处明显不规则的腐蚀坑，腐蚀孔横截面呈锥面，由此可以推断管线腐蚀由内而外发生。通过超声波测厚发现管线底部与其他部位相比减薄最为严重。

2腐蚀失效孔微观分析
2.1金相分析
管材样品金相组织为铁素体+珠光体，晶粒度为8.5级。对试样进行金相分析（放大100倍

2.2腐蚀产物扫描电镜及能谱分析
用扫描电镜对腐蚀坑内壁腐蚀产物进行形貌特征观察结果发现：腐蚀产物疏松且成颗粒状，比较容易脱落，腐蚀部位凹陷明显，与管线内壁表面形成断层。内壁腐蚀产物能谱（EDS）

由XRD分析发现，管材内壁腐蚀产物主要由FeCO3、铁的氧化物Fe3O4/Fe2O3、S和SiO2等组成。FeCO3是Fe受到CO2腐蚀生成的腐蚀产物〔1〕；铁的氧化物可能是样品在储运过程中金属受到空气氧化所致；S可能是腐蚀产物FeS暴露在空气中被氧化而来；SiO2为生产过程中流体携带的泥砂。因为FeS可能发生反应生成S，因此在XRD分析中难以检测出FeS显示出的峰。

3腐蚀原因分析及防护措施研究
3.1腐蚀原因分析
通过上述研究发现：西江油田FPSO系统腐蚀的主要原因为CO2的腐蚀〔2〕，另外，FPSO系统内H2S质量浓度为100~300mg/L；CO2体积分数为17%，CO2分压与H2S分压之比远大于500〔3〕，在这种条件下通常以发生CO2腐蚀为主。腐蚀产物中发现一定含量的S，可能是腐蚀产物FeS暴露在空气中被氧化而来，而系统中也发现有大量的SRB存在，海管SRB在25~70mL-1之间波动，分离器及水力旋流器水相SRB在80~700mL-1之间波动，所以SRB腐蚀也是导致腐蚀失效发生的主要原因〔4〕。

3.2防护措施
（1）注入缓蚀剂。针对西江油田FPSO腐蚀的主要因素，开发了缓蚀剂TS-7020，该药剂为双咪唑啉缓蚀剂，

现场取分离器水样进行缓蚀剂效果室内评价。评价条件：80℃，通CO2除氧10min，同时用CO2加压至1.2MPa，。

该缓蚀剂适用于抑制CO2的腐蚀，整体缓蚀率较好，注入药剂质量浓度为15mg/L时，缓蚀率即可达到96.7%。

（2）定期杀菌。由于系统中有大量SRB存在，因此系统的防护措施中，除了日常的缓蚀剂的注入外，定期对生产系统进行杀灭SRB的处理也相当重要。针对该油田的细菌情况，筛选出一种杀菌剂，该药剂是一种复合型杀菌剂，由醛类、多季铵盐及其他有机杀菌剂复合而成。该药剂对系统已生成的生物膜及腐蚀产物有剥离作用，可有效杀灭生物膜及腐蚀产物下的SRB，同时，该药剂可有效解决菌类在长时间处于同一类药物的作用下易产生抗药性的问题〔5〕。

3.3现场防护效果监测
根据腐蚀原因分析及防护措施研究结果，在西江油田FPSO海管上岸点注入缓蚀剂15mg/L，同时在海管上游间歇式注入杀菌剂，每周注入一次，注入质量浓度为200mg/L，每次持续杀菌6h。腐蚀防护措施实施前后腐蚀挂片监测结果如表3所示。具体参见http://www.dowater.com更多相关技术文档。

由表3可见，由于找到了系统腐蚀的主要原因，缓蚀剂，杀菌剂共同作用下，系统各处的腐蚀状况得到了明显的改善。测试结果表明，油相腐蚀速率维持在0.025mm/a之内，水相腐蚀速率维持在0.125mm/a之内，缓蚀率最高可达到92.96%。目前系统稳定运行情况下，海管SRB在6~13mL-1之间波动，分离器及水力旋流器水相SRB在6~25mL-1之间波动，SRB细菌在系统内的繁殖速度得到了有效的控制。

4结论
（1）腐蚀原因分析表明，西江油田FPSO的腐蚀以二氧化碳腐蚀为主，同时伴有局部的SRB细菌腐蚀现象。

（2）针对该油田的腐蚀现状，开发了缓蚀剂和杀菌剂相结合的防护措施，使生产系统的腐蚀状况得到很大改善，目前油轮整个生产系统的腐蚀速率基本都保持在0.125mm/a以下，系统各点SRB细菌均控制在25mL-1以下。

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