塔河油田地面集輸處理系統腐蝕穿孔原因

趙 震，黃雪峰，劉 強

（中國石化西北油田分公司，烏魯木齊830011）

塔河油田包括以奧陶系為產層的碳酸鹽巖油氣藏和以三疊系、石炭系等為產層的碎屑巖油氣藏，產出流體含CO2，H2S等腐蝕性氣體，產出水礦化度高且Cl－含量高。另外根據塔河碳酸鹽巖油藏儲集空間縫洞發育的特點，單井注水替油已經成為塔河油田提高單井產能及采收率的有效方式之一[1－2]。注水替油的油井既是注水井，又是生產井，其單井管線內的流體高含水，注入水輸送過程中存在曝氧環節，因此，單井管線的腐蝕環境受間歇運行和溶解氧影響進一步惡化。隨著塔河油田綜合含水的不斷上升，金屬管線和設備服役時間的增加，地面集輸處理系統腐蝕穿孔次數快速上升。

1 腐蝕環境

塔河油田產出水礦化度普遍超過20×104mg·L－1，Cl－最高達13×104mg·L－1，pH 為5～6，呈弱酸性。碳酸鹽巖油藏是塔河油田主力產區，原油以稠油為主，溶解氣中CO2及H2S含量較高，各生產區塊平均CO2含量1.25%～8.64%，平均H2S含量157～26 000mg·L－1；部分受注水替油生產影響的單井管線含溶解氧；綜合含水超過50%生產區塊占54.5%。碎屑巖油氣藏原油為輕質、中質油，溶解氣中CO2及H2S含量較低，各生產區塊平均CO2含量0.24%～0.96%，平均 H2S含量0～32mg·L－1；綜合含水超過50%生產區塊占85.7%。由于碳酸鹽巖油藏與碎屑巖油氣藏的重疊或交叉分布，產自兩類油氣藏的流體存在混合集輸處理的現象。

2 腐蝕穿孔概況

統計2008年至2012年塔河油田地面集輸處理系統腐蝕穿孔狀況及次數見圖1和表1，并按集輸處理流程系統（圖2）對比分析可以看出，腐蝕穿孔次數總體呈逐年上升趨勢，至2011年增幅達281.9%，2012年快速上升趨勢得以有效遏制，增幅僅25.8%。其中單井管線腐蝕穿孔多發，且2012年增幅較大；集輸干線腐蝕穿孔多發，但在2012年大幅下降；聯合站內管線和設備及注水系統2011年以來腐蝕穿孔次數快速上升（表1）。

圖1 塔河油田地面集輸處理系統腐蝕穿孔照片

表1 2008～2012年腐蝕穿孔次數統計表

3 腐蝕穿孔原因分析

腐蝕穿孔次數的快速上升主要受油氣田含水上升和管線及設備服役時間增加的影響。2011年以來針對集輸干線進行了腐蝕治理，主要采用PE內穿插修復及更換為非金屬管線等治理措施。2012年針對受注入水中溶解氧影響的單井管線，在注入水中投加了除氧劑和緩蝕劑。通過腐蝕治理和防腐蝕措施的實施，腐蝕穿孔次數快速上升的趨勢得以有效遏制。排除腐蝕治理措施的影響，對各系統腐蝕穿孔分布規律進行分析可以發現，各系統的腐蝕穿孔原因不同。

圖2 塔河油田地面集輸處理系統流程示意圖

3.1 單井管線

從輸送流體性質看，腐蝕多發單井管線均高含水，受碳酸鹽巖油藏具有較高CO2和H2S含量的流體影響造成的腐蝕穿孔占91.4%。從腐蝕穿孔數上升趨勢和集中程度來看，統計投加除氧劑和緩蝕劑前腐蝕穿孔超過5次的單井管線，腐蝕穿孔集中在36條單井管線，發生腐蝕穿孔534次，占單井管線總數的74.7%。這36條管線均具有間開生產或注水替油生產的特征。由于部分管線停運時所用的掃線水和注水替油用的回注水沒有密閉輸送，掃線水和回注水含有溶解氧，現場檢測溶解氧含量高達0.2～0.3mg·L－1。

現場未取到單井管線腐蝕失效管件，但來自混輸泵站的油氣水外輸管線的失效分析可以說明溶解氧的影響。該管線含水25.7%，CO2分壓0.03MPa，H2S分壓9.17kPa，上游注水單井較多，短期內注水量近10萬m3。腐蝕宏觀形貌見圖3，失效管線鋼化學成分表明為20＃鋼，與設計材質一致，見表2。XRD分析結果表明，腐蝕產物中FeOOH占96.1%，FeS占3.9%，主要為氧腐蝕產物，見圖4。

圖3 溶解氧腐蝕管線的腐蝕宏觀形貌

表2 溶解氧腐蝕管線鋼化學成分分析 %

圖4 溶解氧腐蝕管線腐蝕產物XRD分析結果

綜合以上結果分析，曝氧水是單井管線腐蝕多發的主要原因。

3.2 集輸干線

從輸送流體性質看，集輸干線的腐蝕穿孔集中在含水高且CO2和H2S分壓高的管線，具有此類腐蝕環境的5條管線腐蝕穿孔527次，占51.5%。而一條運行長達14a高含水管線從未發生腐蝕穿孔，以及多條低含水管線雖然CO2和H2S分壓高但腐蝕穿孔少，則從反面證明了，含水高且CO2和H2S分壓高是集輸干線腐蝕穿孔多發的必要條件。

現場取一條集輸干線的腐蝕失效管件，該管線含水 63.6%，CO2分 壓 0.02MPa，H2S 分 壓0.16kPa。腐蝕宏觀形貌見圖5，失效管線鋼化學成分表明為20＃鋼，與設計材質一致，見表3。XRD分析結果表明，腐蝕產物中FeOOH 占33.5%，FeCO3占14.7%，FeS占9.8%，Fe3O4占10.5%，CaCO3占31.5%，含CO2和H2S腐蝕產物，見圖6。

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3.3 聯合站內管線和設備

聯合站分為原油處理系統、污水處理系統和氣處理系統。其中原油處理系統腐蝕穿孔249次，占44.5%，污水處理系統腐蝕穿孔287次，占51.3%，氣處理系統腐蝕穿孔24次，占4.2%。

對比原油處理系統腐蝕穿孔次數，在塔河油田4座聯合站中，一號聯、二號聯和三號聯進站流體CO2和H2S含量較高，但一號聯含水較高，發生腐蝕穿孔219次，占總數的88%。而含水較低的二號聯和三號聯腐蝕穿孔僅22次，占8.8%。西達里亞集輸站單獨處理三疊系產出流體，雖然綜合含水高，運行長達14a，但由于CO2和H2S含量較低，腐蝕穿孔僅8次，占3.2%。另外，一號聯以處理碳酸鹽巖油藏產出流體為主的150萬t處理系統腐蝕穿孔203次，而以處理碎屑巖油氣藏產出流體為主的120萬t處理系統腐蝕穿孔僅16次。表明高含水且CO2和H2S含量高是腐蝕穿孔多發的必要條件。

3.4 注水系統

塔河油田注水系統建成較晚，且大部分管線采用非金屬材質，但注水站內金屬管線腐蝕穿孔多發，綜合聯合站污水處理系統腐蝕多發現象，污水和回注水的高腐蝕性是腐蝕多發的原因。

4 腐蝕穿孔影響因素

從腐蝕電池形成看，對于油田金屬管線及設備最重要的是有水的存在才能構成完整的腐蝕電池，形成腐蝕環境。現場觀察發現，除水系統可見少數腐蝕放生在管線頂部或側面外，多數腐蝕發生在管線底部，證明了腐蝕穿孔與油水分布的關系。

從管線長度看，管線長則流體輸送距離長，油水分離更充分，易形成腐蝕環境。塔河油田面集輸處理系統腐蝕多發生在中下游，說明了油水分離程度對腐蝕的影響。

在管線低洼及爬坡段，流速降低，流體攜帶游離水的能力降低，易積水，易形成腐蝕環境。塔河油田已經發現多條管線的腐蝕優先發生在管線低洼及爬坡段。11－1站至三號聯管線是最典型的，管線長、流速低、存在多處爬坡段，造成在運行年限不長、含水較低的情況下發生嚴重腐蝕（圖7）。

圖7 11－1站至三號聯輸油管線高程及腐蝕分布圖

油水兩相以水包油乳狀液形式時存在游離水，合適的流速和流態也可能避免管線被水潤濕。原油與水的互溶存在一個臨界流速，有研究認為大多數原油的臨界流速在1m·s－1左右。塔河油田管線大部分在流速小于1m·s－1的狀態運行，因此原油與水的互溶程度低，油水易分離，在管線底部形成腐蝕條件，塔河油田單井管線間歇運行更有利于油水分離，所以腐蝕嚴重。

油水兩相以乳狀液形式存在，當其以油包水乳狀液形式存在時，避免了管線被水潤濕，腐蝕發生的幾率較低，當其以水包油乳狀液形式存在時，管線將被水潤濕，腐蝕發生的幾率較高。研究表明，當原油含水達到30%～40%時，油包水乳狀液將會向水包油乳狀液轉換，腐蝕速度明顯上升。秦積舜，張星等人對塔河油田的研究發現，當原油含水在50%～60%時，含水原油粘度達到最大值，即在含水50%～60%時原油乳狀液發生轉相[3]。瀝青質是原油中天然乳化劑的主要組分[4]，塔河原油中瀝青質含量可高達41.3%，因此轉相點可能會更高。這與塔河油田管線多數在含水達到50%以上是發生嚴重腐蝕的現象一致。

5 防腐蝕對策

根據腐蝕原因分析，綜合塔河油田普遍存在的高礦化度且高Cl－含量的產出水，塔河油田地面集輸處理系統可分為三類腐蝕環境：

（1）CO2－H2S－Cl－ 共存的腐蝕環境，包括集輸干線、計轉站內系統、聯合站內原油處理系統以及大部分密閉集輸的單井管線。

（2）CO2－H2S－Cl－－O2共存的腐蝕環境，包括主要受含溶解氧注入水影響的單井管線，另外如果上游含溶解氧注入水的量較大，下游的計轉站、集輸管線等系統也可能存在溶解氧。

（3）污水或回注水腐蝕環境，包括主聯合站污水處理系統和注水系統。

針對CO2－H2S－Cl－共存的腐蝕環境，塔河油田應用了緩蝕劑、非金屬材質、內襯PE，內涂層等防腐措施，由于投產運行時間較短，具體效果尚需進一步跟蹤評價。

針對 CO2－H2S－Cl－－O2共存的腐蝕環境，塔河油田自2012年6月開始在注入水中投加除氧劑和緩蝕劑。水質檢測表明，溶解氧自0.2～0.3mg·L－1降至0.05～0.1mg·L－1，除氧效果顯著。對比措施實施前后的腐蝕穿孔次數，實施前投加范圍內的208條單井管線共計腐蝕穿孔91次，實施后，腐蝕穿孔次數降低為15次，腐蝕穿孔控制效果的效果明顯。

針對污水或回注水腐蝕環境，塔河油田開展了污水電化學預氧化水質改性技術現場試驗，結果表明該技術可有效降低污水腐蝕性。

[1]楊旭，楊迎春，廖志勇.塔河縫洞型油藏注水替油開發效果評價[J].新疆石油天然氣，2010，6（2）：59－64.

[2]李鹴，李允.縫洞型碳酸鹽巖孤立溶洞注水替油實驗研究[J].西南石油大學學報（自然科學版），2010，32（1）：117－120.

[3]秦積舜，張星.油水乳化轉相黏度預測實驗研究[J].石油勘探與開發，2004，8（31）：132－135.

[4]楊小莉，陸婉珍.有關原油乳狀液穩定性的研究[J].油田化學，1998，3（15）：87－96.