低含水輸油管道腐蝕原因及對策

張鵬虎(中國石油工程建設有限公司華北分公司國際事業部，河北 任丘 062550)

0 引言

目前國內老油田經過幾十年的開發，已經進入油田開發的中后期，大多老油田都有產液含水率較高、地面系統龐大、站場眾多且負荷率低、站場能耗居高不下、外輸管線低輸量高能耗運行等突出的特點。而通過將油田內部合格原油輸送管道由輸送合格原油改為輸送低含水油，即能較好的解決輸油線面臨的低輸量高能耗的問題，也能使上游聯合站不再受制于處理成合格原油的要求，可以進一步簡化優化為放水站，從而達到聯合站降級、提高站場負荷率、降低站場能耗的目的。上游低含水原油輸往下游后，再集中處理成合格原油，這樣通過以上的調整，從整體上就將原先分散的眾多的原油處理小系統整合成了一個大的整體的原油處理系統，從而達到將整個區域優化簡化整合，節能減耗，統一管理的目的。但是需要特別注意的是，將合格原油輸油管道轉變為低含水油輸送管道后，因為輸送介質中采出水的存在，可能會出現輸油管道腐蝕加劇的風險，造成安全隱患，往往油田內部輸油管道都是油田內部的輸油動脈，其重要性不言而喻。因此，需要特別分析輸油管線發生腐蝕加劇的可能性及探索相應的腐蝕應對措施，保證輸油管線的正常使用壽命。

1 低含水油管道腐蝕分析

優選某老油田內部某條典型低含水油輸送管道進行分析，該老油田采出水因高含Cl-等離子以及游離的CO2，礦化度較高，高礦化度使水的電導率增加，從而加快了水對金屬管道的腐蝕[1-2]，造成集輸系統一直存在較嚴重的采出水腐蝕問題，這也是各油田普遍面臨的問題。先對該油田某區塊采出水進行室內腐蝕實驗，結果如表1所示。

表1 采出水腐蝕實驗結果

從試驗結果可以看出，該管線采出水在運行溫度(40～60 ℃)下腐蝕級別達到了中等甚至較重級別。

與集輸系統中，采出水以游離水狀態存在不同，在低含水油輸送過程中，采出水并不是以游離水狀態存在，而是以乳化狀態存在，針對此區別，需要進一步對乳化液腐蝕性進行了試驗驗證。試驗結果如表2所示。

表2 該管線輸送原油不同乳化含水率腐蝕速率數據

該管線輸送原油乳化含水率從0%～20%的室內腐蝕速率范圍為0.000 2～0.008 1 mm/a，雖然腐蝕速率隨著含水率的增加而增加，但這種增加是非常緩慢的，且最大腐蝕速率0.008 1 mm/a遠遠低于國家標準(GB/T 23258—2009)0.025 mm/a的控制線。

試驗證明，真正會造成管線腐蝕的是游離的采出水而不是含有采出水的乳化物。而低含水油在管線中輸送過程中會不會有采出水析出呢，重新析出的采出水和游離水腐蝕性是否一致呢，為了對其進行驗證。開展了模擬外輸管道乳化油析出水時間的試驗。試驗發現，在運行溫度50 ℃左右，含水20%時，5 h就會出現析出水，55 ℃運行時，僅3 h就會出現析出水。而該管線運行時間為14.68 h。因此可以推測出輸送過程中游離水的析出是有可能的。

進一步對析出游離水進行腐蝕試驗，試驗結果如表3所示。

表3 析出水腐蝕試驗結論

腐蝕試驗得出，乳化油析出水腐蝕速率在40～80 ℃時腐蝕速率的范圍為：0.002 7～0.008 9 mm/a，腐蝕等級為低級。

綜合以上實驗分析可以得出，采出水具有一定的腐蝕性。但是低含水油輸送過程中，大部分采出水是以乳狀液的形式存在，不會產生腐蝕。在管輸過程中，采出水是有一定的可能性從乳化狀態中析出，但是通過進一步的析出水腐蝕實驗可知，該析出水腐蝕性仍為低級，對管線的腐蝕較低。

2 解決管線中出現聚集游離水的對策措施

管線中大量出現游離水除了分析管線運行過程中采出水自乳化狀態自然析出的情況以外，還需要對上游站場的原油處理系統進行分析，對其流程進行改造或優化，保證不會出現因上游處理系統運行不穩定造成的將持續大量的游離水直接注入管線的情況發生，從而保證不會出現管線的腐蝕加劇。

上游站場一般包括聯合站簡化優化后的放水站以及插輸站場，放水站一般位于管線首端以及中間站場，目前油田簡化優化后的插輸站場一般只保留一級分離以及外輸系統，以及分離一般均為通過三相分離器進行伴生氣及游離水分離，三相分離器為了應對高含水來液的處理，均按照15～30 min沉降時間進行的考慮，根據該油田原油物性考慮，該停留時間一級三相分離器脫出絕大部分的游離水是沒有問題的，因此不會有持續的游離水進入下游管道。以及分離后的低含水油一般會進入儲罐儲存緩沖后外輸，在儲罐中進行儲存緩沖時，是會出現游離水析出的情況，針對分離器脫后油在儲罐或外輸緩沖罐析出游離水的問題，可以采用增加儲罐高出口，定期對儲罐放底水的方法進行解決，外輸油從儲罐高出口儲罐即可較好的保證不會將沉降出的采出水輸至外輸管道。若上游三相分離器工作不穩定，出現波動，偶爾有小股游離水來到下游，該方法也可以較好的應對解決。

中間插輸站場一般會因產液量比較小，并且沒有有效注水的要求，因此處理流程均為脫氣候將高含水來液直接插輸入輸油管道。為了保證該高含水來液能夠均勻的注入輸油管線，不會對輸油管線中含水油的含水率造成較大重啟，因此均采用采用小流量、持續注入及增設靜態混合器的方式進行外輸。

針對輸油管線沿途可能存在因高差造成的低點可能存在采出水的長期積聚，從而造成腐蝕，因為目前所有改為低含水油交接計量的管線均有外輸通球流程，可以通過增加通球頻率來清理管線內積攢的析出水，并通過智能清管進行腐蝕檢測，保證了管線的安全可控運行。

3 結語

低含水油輸送在國外應用較多，但是控制含水率較低，低含水油輸送在實際實施之前，因不同油品控制含水率有差異，因此應根據油品進行相應的含水率控制線的分析，從而進行流程上操作運行上的一些有針對性的防腐蝕措施的實施，才能保證輸油管線的平穩運行。