高含硫原油集輸系統腐蝕邊界條件分析

摘" " " 要：針對國內某新開發高含硫油田的液相及氣相性質、工藝運行參數等條件，明確其高腐蝕風險的運行工況，為制定油田全周期工藝運行方案提供理論參考。通過進行不同采出液含水率、水質礦化度、溫度、流速、壓力以及氣相含H2S/CO2條件下的腐蝕性研究，分析集輸系統運行的腐蝕邊界條件。結果表明：結合原油中硫成分的主要存在形態，氣相中含H2S/CO2、采出液含水率≥70%，是集輸系統達到高腐蝕風險的邊界條件，對20鋼的室內平均腐蝕速率達0.102 2～0.445 5 mm·a-1，腐蝕等級達中級至嚴重，在該油田生產運行中，需結合工藝需求提前采取防腐措施。

關" 鍵" 詞：油田；高含硫；腐蝕；原油；集輸系統

中圖分類號：TE988.2" " " " "文獻標志碼：A" " "文章編號：1004-0935（2025）01-0172-04

近年來，隨著我國經濟的崛起和能源消耗的逐年增大，含硫原油的進口及國內開采、加工和儲運比例逐年增大[1-2]。而我國國內早期油田所產原油含硫量普遍較低，管線和設備的建造大多按照低硫原油的要求進行設計選材，加之原油在加工儲運過程中地層水的存在，嚴重影響了原油的腐蝕性，降低了系統的使用壽命[3-4]。

按照含硫質量分數，可以將原油分為低硫原油（＜0.5%）、含硫原油（0.5%～2%）、高含硫原油" （＞2%）[5]。高含硫原油中的硫元素主要以H2S、單質硫、二氧化硫、硫醇、硫醚、噻吩類化合物以及分子量大、結構復雜的含硫化合物等形態存在。其中單質硫、H2S、硫醇等能與金屬直接反應導致腐蝕，屬于活性硫[6]。國內某新開發油田原油的硫質量分數達2%～4%，屬于高含硫原油，目前處于建設開發初期。通過進行不同采出液含水率、水質礦化度、溫度、流速、壓力以及氣相含H2S/CO2條件下的腐蝕性研究，分析其集輸系統運行的腐蝕邊界條件，明確其高腐蝕風險的運行工況，為制定油田全周期工藝運行方案提供理論參考。

1" 實驗部分

依據《水腐蝕性測試方法》[7]進行室內動態腐蝕實驗，研究分析不同含水率（0～100%）、礦化度（1.0×104～15.0×104 mg·L-1）、溫度（30～60 ℃）、流速（0.29～0.40 m·s-1）、壓力（0.5～3.0 MPa）、氣相含H2S/CO2條件下，模擬采出液對20鋼的腐蝕性，實驗用20鋼符合標準《輸送流體用無縫鋼管》（GB/T 8163—2018）[8]。

實驗中按氣組分中H2S質量濃度5 200 mg·m-3、CO2摩爾分數1.5%、總壓1.5 MPa計算，配制H2S分壓0.005 2 MPa、CO2分壓0.023 0 MPa比例的標準氣瓶。

2" 結果與討論

2.1" 含水率對腐蝕性的影響

含水率對腐蝕性的影響如圖1所示。由圖1可以看出，在常壓、40 ℃條件下，含水率0～90%時，原油模擬采出液室內平均腐蝕速率隨含水率的增加逐漸升高。含水率90%時，模擬采出液的室內平均腐蝕速率為0.014 2 mm·a-1（高含硫）、0.013 3 mm·a-1（含硫），腐蝕等級均為低級。采出水室內平均腐蝕速率較高，為0.057 6 mm·a-1，腐蝕等級為中級。

腐蝕原因分析：含水率≤90%時，受模擬采出液中原油組分的影響，試片表面被油膜包裹受到保護，但隨著含水率的增加，游離水析出量增加，使更大的試片面積處于水浸潤狀態，導致腐蝕性逐漸增加。采出水中，試片完全失去了油膜的包裹而直接暴露于水相中的腐蝕因子，導致腐蝕速率上升明顯。

2.2" 礦化度對腐蝕性的影響

礦化度對腐蝕性的影響如圖2所示。由圖2可以看出，在常壓、40 ℃條件下，原油模擬采出液的室內平均腐蝕性隨礦化度的增加呈先上升后下降的趨勢。礦化度為3.0×104 mg·L-1時腐蝕速率最高，含水80%模擬采出液的室內平均腐蝕速率升至0.014 9 mm·a-1（高含硫）、0.013 4 mm·a-1（含硫），腐蝕等級均為低級；采出水平均腐蝕速率升至 0.065 7 mm·a-1，腐蝕等級為中級。隨著礦化度繼續增加，腐蝕速率開始下降，礦化度為15×104 mg·L-1時，含水80%模擬采出液的室內平均腐蝕速率下降為0.005 3 mm·a-1（高含硫）、0.004 9 mm·a-1（含硫），采出水平均腐蝕速率下降為0.021 0 mm·a-1。

腐蝕原因分析：礦化度增加，水質導電性增大，腐蝕電化學反應加快，導致腐蝕性增大；但礦化度大于3.0×104 mg·L-1時，會明顯引起水中氧氣的溶解度降低，且導電離子的活度下降，使腐蝕性反而下降。

2.3" 不同含水率條件下溫度對腐蝕性的影響

溫度對腐蝕性的影響如圖3所示。由圖3可以看出，在常壓、30～60 ℃條件下，不同含水率原油模擬采出液的腐蝕性隨溫度的升高而不同程度的增加。模擬采出液含水率≤90%時，在常壓、60 ℃條件下，室內平均腐蝕速率最高，為0.024 8 mm·a-1（高含硫）、0.022 8 mm·a-1（含硫），腐蝕等級均為低級。采出水腐蝕速率較高，為0.075 8 mm·a-1，腐蝕等級為中級。

腐蝕原因分析：溫度升高，提高了腐蝕電化學反應速度，加快了腐蝕的進行。同時，溫度升高降低了流體的黏度，增加了各種腐蝕介質在流體中的擴散速度，使腐蝕加劇。

2.4" 不同含水率條件下流速對腐蝕性的影響

流速對腐蝕性的影響如圖4所示。由圖4可以看出，在常壓、40 ℃、流速0.29～0.40 m·s-1條件下，不同含水率模擬采出液的腐蝕性隨流速的加快而增加。含水率為0～90%時，室內平均腐蝕速率隨流速的增加而逐漸升高，但腐蝕速率整體較低。在含水率90%、流速0.4 m·s-1條件下，室內平均腐蝕速率升至0.023 3 mm·a-1（高含硫）、0.021 4 mm·a-1（含硫），腐蝕等級均為低級。采出水腐蝕速率較高，為0.075 0 mm·a-1，腐蝕等級中級。

腐蝕原因分析：含水率≥50%時，試片部分或全部暴露在水相中，呈現水潤濕狀態，這時流速加快有助于腐蝕性介質轉移至試片表面，使得體系表現出更強的反應效率，同時對試片表面的沖刷力增大，阻礙了金屬表面保護膜的形成，導致腐蝕速率加快。含水率≤40%時，試片全部處于油潤濕狀態，對試片起到一定的保護作用，同時阻礙了腐蝕反應介質的交換，使腐蝕速率整體較低。

2.5" 不同溫度條件下壓力對腐蝕性的影響

壓力對腐蝕性的影響如圖5所示。由圖5可以看出，壓力相同時，含水80%模擬采出液的腐蝕性隨溫度的升高而增加。溫度相同時，在氣相不含H2S/CO2的條件下，壓力對腐蝕速率基本無影響。在溫度60 ℃、壓力0.5～3.0 MPa條件下，室內平均腐蝕速率為0.023 9～0.024 5 mm·a-1（高含硫）、" " 0.020 8～0.022 6 mm·a-1（含硫），腐蝕等級均為低級。

腐蝕原因分析：在氣相不含H2S/CO2的條件下，溫度相同時，壓力的變化對液相中腐蝕因素及腐蝕反應速率基本沒有影響。

2.6" 氣相含H2S/CO2對腐蝕性的影響

氣相含H2S/CO2對腐蝕性的影響如圖6所示。由圖6可以看出，氣相中含有H2S/CO2時，模擬采出液含水率越高腐蝕越嚴重。在溫度60 ℃、礦化度3.0×104 mg·L-1條件下，模擬采出液含水率≤30%時，腐蝕等級均為低級，室內平均腐蝕速率最高為0.020 3 mm·a-1（高含硫）、0.019 5 mm·a-1（含硫）；含水率40%～80%時，腐蝕等級達中級，平均腐蝕速率最高為0.120 0 mm·a-1（高含硫）、0.114 0 mm·a-1（含硫）；含水率90%時，腐蝕等級達高級，室內平均腐蝕速率最高為0.175 2 mm·a-1（高含硫）、 0.167 4 mm·a-1（含硫）；采出水腐蝕等級達嚴重，室內平均腐蝕速率達0.445 5 mm·a-1。

腐蝕原因分析：在采出水中H2S、CO2直接溶于水電離產生H+，促進電化學腐蝕的進行，pCO2/pH2S＜20時，腐蝕反應由H2S主導控制，HS-對鋼材表面更具有化學吸附性，腐蝕產物主要為FeS、FeS1-x，溫度低于60 ℃時，腐蝕產物相對疏松多孔，難以對鋼材基體起到良好保護作用。游離水對酸性氣體的腐蝕提供了必要條件，含水率越高，酸性氣體的腐蝕作用越明顯。

3" 結 論

1）氣相不含H2S/CO2、采出液含水率0～100%以及氣相含H2S/CO2、采出液含水率≤60%的油田集輸系統運行條件，均屬于低腐蝕風險工況。油田地面集輸管線除管道腐蝕裕量和常規的腐蝕檢測、監測外，不額外采取其他腐蝕控制措施。

2）氣相含H2S/CO2、采出液含水率≥70%的油田集輸系統運行條件，是達到高腐蝕風險的邊界條件，造成對20鋼的室內平均腐蝕速率大于《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》中0.076 mm·a-1的指標要求。建議在該油田的生產運行周期中，結合工藝需求提前采取防腐措施。

參考文獻：

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[2] 吳考民，王可中，石鑫，等. 含硫原油對輸油管道的腐蝕性[J]. 油氣儲運，2010，29（8）：616-618.

[3] 方曉君，彭偉華，李建東，等.不同含硫量、含水量原油對輸油管線的腐蝕[J].材料保護，2014，47（9）：70-72.

[4] 付亞榮，胡書寶，胡占國.高含硫稠油井硫沉積、腐蝕及其解決途徑[J].特種油氣藏，1998，5（2）：39-44.

[5] 《油田油氣集輸設計技術手冊》編寫組.油田油氣集輸設計技術手冊（下冊）[M].北京：石油工業出版社，1994.

[6] 崔新安，賈鵬林. 高硫原油加工過程中的腐蝕與防護[J]. 石油化工腐蝕與防護，2001，18（1）：1-7.

[7] SY/T 0026—1999，水腐蝕性測試方法[S].

[8] GB/T 8163—2018，輸送流體用無縫鋼管[S].

Analysis on Corrosion Boundary Conditions for High Sour Crude Oil Gathering and Transportation System

ZHU Qian1， DI Guobin1， CUI Yanli2， TAN Jinhua2， GU Yonggang2

（1. China Petroleum Engineering Construction Co.， Ltd. North China branch， Renqiu Hebei 062552， China;

2. PetroChina Huabei Oilfield Company， Renqiu Hebei 062552， China）

Abstract： Based on the liquid and gas phase properties， process operating parameters and other conditions of a newly developed high sulfur oil field in China， the high corrosion risk operating conditions were clarified， providing theoretical reference for the full cycle process operation plan of the oil field. The corrosion boundary conditions for the operation of the gathering and transportation system were analyzed by conducting corrosion studies under different water content， water salinity， temperature， flow rate， pressure， and gas phase H2S/CO2 conditions of the produced liquid. The results indicated that， considering the main forms of sulfur in crude oil， the presence of H2S/CO2 in the gas phase and water content of ≥ 70% in the produced liquid were the boundary conditions for the gathering and transportation system to achieve high corrosion risk. The indoor average corrosion rate of 20 steel reached" " " " " 0.102 2～0.445 5 mm·a-1， and the corrosion level reached medium to severe. In the production and operation of the oil field， anti-corrosion measures should be taken in advance based on process requirements.

Key words： Oilfield; High sulfur content; Corrosion; Crude oil; Gathering and transmission system