海上油田工藝管道腐蝕速率突升原因辨析及對策

鄭樹偉

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

1 項目背景

某油田有24口生產井，產出物流經過計量之后，通過海底管道外輸至下游C油田，在生產管匯和海管下岸處分別安裝了失重掛片，用于檢測工藝管道的腐蝕速率，該油田地面工藝流程見圖1。自2016年投產以來兩個點的腐蝕速率均小于0.076 mm/a，滿足公司腐蝕控制要求。2019年3月腐蝕速率突然升高至3倍，達到0.183 3 mm/a，腐蝕速率變化趨勢見圖2。為了保證油田安全生產，杜絕油氣管道泄漏事故的發生，根據公司腐蝕風險管理[1]要求，現場立即開展油田設施腐蝕現狀調研，數據收集、工況分析和流體檢測等工作，并及時開展工藝管道不同生產階段各種數據的對比分析[2]，以期準確找到主要腐蝕因素，快速采取有針對性措施，確保工藝管道運行安全。

2 腐蝕因素對比分析

2.1 工藝參數對比分析

流速對腐蝕的影響非常復雜，高流速加速反應物的傳輸過程[3]，而且介質的切向作用力會阻礙腐蝕產物膜的形成或對已形成的保護膜有破壞作用，導致嚴重的局部腐蝕[4]，而流速過低則可能發生沉積物沉積，發生沉積物下微生物腐蝕[4]。在腐蝕變化周期內，油田現場正常生產，流速約為2 m/s，未出現明顯波動。溫度是影響腐蝕的重要因素，CO2在不同的溫度下對鐵和碳鋼的腐蝕有不同特性。一般情況下，在40～60℃時，碳鋼表面生成少量松軟且不致密的碳酸亞鐵，使管道內壁遭受均勻腐蝕。在80 ～100℃時，腐蝕速率最大，腐蝕產物較厚但還很疏松，腐蝕形態為深坑狀或環狀腐蝕。溫度高于120～150℃時，生成致密且附著力極強的碳酸亞鐵和氧化鐵，可降低腐蝕速率。壓力主要通過影響CO2和H2S 分壓來影響管道內腐蝕。含水率是影響CO2腐蝕的一個重要因素[5]。油田現場含水率在40%～60%之間波動，一般來說，原油含水率較低（＜30%）時，可以形成油包水乳狀液，水對鋼鐵表面的浸濕會受到抑制，發生CO2腐蝕傾向較小。原油含水率較高（＞30%）時，可以形成水包油乳狀液，水浸濕鋼鐵表面可能引發嚴重的CO2腐蝕[6]。從歷史數據來看，油田近期生產管匯溫度73℃左右、生產管匯壓力3 MPa左右、含水率40%～60%，除特殊工況下有一定的波動外，其他時間相對穩定，無較大變化。具體情況如圖3所示。

圖1 某油田地面工藝流程

圖2 某海上油田生產管匯和海管下岸掛片腐蝕速率變化趨勢

圖3 某海上某油田生產工藝參數

2.2 腐蝕性氣體檢測

海上油氣田主要的腐蝕性氣體為CO2和H2S。一般情況下CO2分壓小于0.021 MPa，腐蝕較輕微；CO2分壓介于0.021 MPa和0.21 MPa之間，腐蝕中等；當CO2分壓高于0.21 MPa時，存在顯著的CO2腐蝕。當H2S 分壓大于0.69 kPa 時，硫化鐵膜以Fe9S8為主，其晶格不完整，無保護性能，此時碳鋼的腐蝕速率也逐漸增大。NACE MRO175《油田設備抗硫化物應力開裂的金屬材料》和SYJ12—85《天然氣地面設施硫化物應力開裂金屬材料要求》均作出規定：總壓（絕）高于0.45 MPa，H2S分壓（絕）高于0.345 kPa的濕天然氣為酸性氣體；總壓（絕）高于1.8 MPa，H2S 分壓（絕）高于0.345 kPa，或氣相中H2S分壓（絕）大于69 kPa的含水原油為酸性原油。酸性天然氣和酸性原油可引起敏感材料發生H2S 應力開裂（SCC）。經過對油田H2S、CO2氣體檢測，2018年3月15日至2019年3月5日一年間，兩種腐蝕性氣體的濃度基本穩定，且通過計算得知，此期間CO2最大分壓為0.054 MPa，最小分壓為0.048 MPa，具體數據見圖4。

圖4 某海上油田CO2/H2S監測數據

利用室內高溫高壓釜開展模擬試驗，提取現場油水樣，總壓3 MPa，溫度73℃，CO2分壓0.06 MPa，H2S分壓0.000 12 MPa，實驗時間7天，腐蝕速率僅僅為0.025 mm/a，掛片表面無腐蝕痕跡。

無論是腐蝕性氣體變化趨勢還是室內模擬試驗的結果都說明，雖然系統內存在CO2腐蝕風險，但由于系統內CO2含量和分壓保持穩定，所以并不是腐蝕突然加劇的原因；H2S含量極低并且保持穩定，對系統內的腐蝕基本不造成影響。

2.3 生產水腐蝕相關因子檢測

在CO2—H2O 水體系中，油田碳鋼腐蝕產物是否具有保護性能主要取決于水質的組成和溶液的pH值。在pH值小于7的溶液中，腐蝕產物具有較好的酸溶性而不具備保護性能，而在pH 值大于7 的條件下，腐蝕產物具有一定的抑制金屬進一步腐蝕的作用。鈣離子、鎂離子、碳酸根離子、硫酸根離子（該油田不含鋇鍶離子）等是衡量管道內結垢傾向的重要參數。2018年6月至2019年7月水質分析結果見表1。

表1 水質檢測結果

為了比較四個時期結垢趨勢變化，采用SY/T 0600—2009 油田水結垢趨勢預測中5.1.4 的Oddo-Tomson 結垢預測方法，根據2.1 和2.2，產水量2 400 m3/d，產油量1 600 m3/d，產氣量32 000 m3/d，預測結果如表2所示。

通過對不同時期生產水化驗數據對比并結合結垢趨勢預測結果，發現水質分析的組分基本穩定，水質無結垢趨勢。因此系統內腐蝕速率突升不是由于生產水組分的變化所導致。

2.4 細菌檢測

該海上油田2018 年之前的細菌檢測結果都為零，2019年4月對生產管匯混合流體取樣，將底游離水過濾后分別進行SRB、TGB、FB細菌培養，發現井下產出流體中開始出現細菌，細菌培養實驗結果見表3。

表3 生產水細菌培養實驗結果（2019 年4 月15 日取樣）

2.4.1 SRB 培養結果

對管匯分離生產水樣進行SRB細菌培養，樣品SRB數量較多（見圖5），在103/mL級別。

圖5 生產管匯出口樣品SRB培養情況

2.4.2 TGB 培養結果

對所取生產水樣進行TGB 細菌培養，樣品TGB數量在102/mL級別，見圖6。

圖6 生產管匯出口樣品TGB培養情況

2.4.3 FB 培養結果

對所取生產水樣進行FB細菌培養，樣品FB數量在102/mL級別，見圖7。

圖7 生產管匯出口樣品FB培養情況

2.5 化學藥劑

油田在生產管匯腐蝕掛片上游注入原油緩蝕劑，2018 年至今化學藥劑型號及注入情況無變化，每年開展第三方室內評價，緩蝕率均大于92%，性能穩定。

2.6 其他因素

該海上平臺生產運行穩定，在2019年1月15日進行了一次單井調剖作業，返排流體有懸浮物，對下游油水分離器造成了大約6 h 的影響，之后系統恢復正常，初步判斷腐蝕速率反常升高可能與該次作業有關。

3 腐蝕原因確定及控制措施

3.1 腐蝕原因分析

通過對油田生產管匯流體的綜合分析及室內模擬試驗結果分析，生產管匯及海管下岸掛片腐蝕速率突然升高的主要原因是SRB、TGB、FB細菌數量超標，細菌含量反常升高的原因是2019年1月的單井調剖作業。

3.2 控制措施

1）2019年5—6月分別對生產管匯進行了6次殺菌作業，批注入濃度5 000 mg/L，沖擊時間5 h。

2）2019年6月、9月、12月，對生產管匯和下海管掛片腐蝕進行拆裝，對掛片進行失重分析，腐蝕速率降低至0.076 mm/a，腐蝕速率變化曲線見圖8。

圖8 某海上油田生產管匯和海管下岸掛片腐蝕速率（2018—2019）

3）通過間歇注入殺菌劑，某油田生產管匯和海管腐蝕速率得到有效控制，達到了公司腐蝕控制的要求。

4 結論

某海上油田通過對比分析準確找到了引起腐蝕速率突變的主要原因是單井調剖作業導致的SRB、TGB、FB 細菌數量超標。通過優化微生物控制措施，腐蝕速率由0.183 3 mm/a下降至0.060 5 mm/a，滿足了油田腐蝕管理要求。在設備檢修、修井等作業可能引入外來微生物，作業后要及時對工藝系統進行殺菌處理，避免微生物大量繁殖，引起腐蝕速率升高。