趙 震，黃雪峰，劉 強(qiáng)

（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(chǎn)層的碳酸鹽巖油氣藏和以三疊系、石炭系等為產(chǎn)層的碎屑巖油氣藏，產(chǎn)出流體含CO2，H2S等腐蝕性氣體，產(chǎn)出水礦化度高且Cl－含量高。另外根據(jù)塔河碳酸鹽巖油藏儲集空間縫洞發(fā)育的特點(diǎn)，單井注水替油已經(jīng)成為塔河油田提高單井產(chǎn)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(chǎn)井，其單井管線內(nèi)的流體高含水，注入水輸送過程中存在曝氧環(huán)節(jié)，因此，單井管線的腐蝕環(huán)境受間歇運(yùn)行和溶解氧影響進(jìn)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(shè)備服役時(shí)間的增加，地面集輸處理系統(tǒng)腐蝕穿孔次數(shù)快速上升。

1 腐蝕環(huán)境

塔河油田產(chǎn)出水礦化度普遍超過20×104mg·L－1，Cl－最高達(dá)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(chǎn)區(qū)，原油以稠油為主，溶解氣中CO2及H2S含量較高，各生產(chǎn)區(qū)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(chǎn)影響的單井管線含溶解氧；綜合含水超過50%生產(chǎn)區(qū)塊占54.5%。碎屑巖油氣藏原油為輕質(zhì)、中質(zhì)油，溶解氣中CO2及H2S含量較低，各生產(chǎn)區(qū)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(chǎn)區(qū)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(chǎn)自兩類油氣藏的流體存在混合集輸處理的現(xiàn)象。

2 腐蝕穿孔概況

統(tǒng)計(jì)2008年至2012年塔河油田地面集輸處理系統(tǒng)腐蝕穿孔狀況及次數(shù)見圖1和表1，并按集輸處理流程系統(tǒng)（圖2）對比分析可以看出，腐蝕穿孔次數(shù)總體呈逐年上升趨勢，至2011年增幅達(dá)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(fā)，且2012年增幅較大；集輸干線腐蝕穿孔多發(fā)，但在2012年大幅下降；聯(lián)合站內(nèi)管線和設(shè)備及注水系統(tǒng)2011年以來腐蝕穿孔次數(shù)快速上升（表1）。

圖1 塔河油田地面集輸處理系統(tǒng)腐蝕穿孔照片

表1 2008～2012年腐蝕穿孔次數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3 腐蝕穿孔原因分析

腐蝕穿孔次數(shù)的快速上升主要受油氣田含水上升和管線及設(shè)備服役時(shí)間增加的影響。2011年以來針對集輸干線進(jìn)行了腐蝕治理，主要采用PE內(nèi)穿插修復(fù)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(shí)施，腐蝕穿孔次數(shù)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(tǒng)腐蝕穿孔分布規(guī)律進(jìn)行分析可以發(fā)現(xiàn)，各系統(tǒng)的腐蝕穿孔原因不同。

圖2 塔河油田地面集輸處理系統(tǒng)流程示意圖

3.1 單井管線

從輸送流體性質(zhì)看，腐蝕多發(fā)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(shù)上升趨勢和集中程度來看，統(tǒng)計(jì)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(fā)生腐蝕穿孔534次，占單井管線總數(shù)的74.7%。這36條管線均具有間開生產(chǎn)或注水替油生產(chǎn)的特征。由于部分管線停運(yùn)時(shí)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(xiàn)場檢測溶解氧含量高達(dá)0.2～0.3mg·L－1。

現(xiàn)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(nèi)注水量近10萬m3。腐蝕宏觀形貌見圖3，失效管線鋼化學(xué)成分表明為20＃鋼，與設(shè)計(jì)材質(zhì)一致，見表2。XRD分析結(jié)果表明，腐蝕產(chǎn)物中FeOOH占96.1%，F(xiàn)eS占3.9%，主要為氧腐蝕產(chǎn)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(xué)成分分析 %

圖4 溶解氧腐蝕管線腐蝕產(chǎn)物XRD分析結(jié)果

綜合以上結(jié)果分析，曝氧水是單井管線腐蝕多發(fā)的主要原因。

3.2 集輸干線

從輸送流體性質(zhì)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(huán)境的5條管線腐蝕穿孔527次，占51.5%。而一條運(yùn)行長達(dá)14a高含水管線從未發(fā)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(fā)的必要條件。

現(xiàn)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(xué)成分表明為20＃鋼，與設(shè)計(jì)材質(zhì)一致，見表3。XRD分析結(jié)果表明，腐蝕產(chǎn)物中FeOOH 占33.5%，F(xiàn)eCO3占14.7%，F(xiàn)eS占9.8%，F(xiàn)e3O4占10.5%，CaCO3占31.5%，含CO2和H2S腐蝕產(chǎn)物，見圖6。

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3.3 聯(lián)合站內(nèi)管線和設(shè)備

聯(lián)合站分為原油處理系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)和氣處理系統(tǒng)。其中原油處理系統(tǒng)腐蝕穿孔249次，占44.5%，污水處理系統(tǒng)腐蝕穿孔287次，占51.3%，氣處理系統(tǒng)腐蝕穿孔24次，占4.2%。

對比原油處理系統(tǒng)腐蝕穿孔次數(shù)，在塔河油田4座聯(lián)合站中，一號聯(lián)、二號聯(lián)和三號聯(lián)進(jìn)站流體CO2和H2S含量較高，但一號聯(lián)含水較高，發(fā)生腐蝕穿孔219次，占總數(shù)的88%。而含水較低的二號聯(lián)和三號聯(lián)腐蝕穿孔僅22次，占8.8%。西達(dá)里亞集輸站單獨(dú)處理三疊系產(chǎn)出流體，雖然綜合含水高，運(yùn)行長達(dá)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(lián)以處理碳酸鹽巖油藏產(chǎn)出流體為主的150萬t處理系統(tǒng)腐蝕穿孔203次，而以處理碎屑巖油氣藏產(chǎn)出流體為主的120萬t處理系統(tǒng)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(fā)的必要條件。

3.4 注水系統(tǒng)

塔河油田注水系統(tǒng)建成較晚，且大部分管線采用非金屬材質(zhì)，但注水站內(nèi)金屬管線腐蝕穿孔多發(fā)，綜合聯(lián)合站污水處理系統(tǒng)腐蝕多發(fā)現(xiàn)象，污水和回注水的高腐蝕性是腐蝕多發(fā)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(shè)備最重要的是有水的存在才能構(gòu)成完整的腐蝕電池，形成腐蝕環(huán)境?，F(xiàn)場觀察發(fā)現(xiàn)，除水系統(tǒng)可見少數(shù)腐蝕放生在管線頂部或側(cè)面外，多數(shù)腐蝕發(fā)生在管線底部，證明了腐蝕穿孔與油水分布的關(guān)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(huán)境。塔河油田面集輸處理系統(tǒng)腐蝕多發(fā)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(huán)境。塔河油田已經(jīng)發(fā)現(xiàn)多條管線的腐蝕優(yōu)先發(fā)生在管線低洼及爬坡段。11－1站至三號聯(lián)管線是最典型的，管線長、流速低、存在多處爬坡段，造成在運(yùn)行年限不長、含水較低的情況下發(fā)生嚴(yán)重腐蝕（圖7）。

圖7 11－1站至三號聯(lián)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(shí)存在游離水，合適的流速和流態(tài)也可能避免管線被水潤濕。原油與水的互溶存在一個(gè)臨界流速，有研究認(rèn)為大多數(shù)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(tài)運(yùn)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(yùn)行更有利于油水分離，所以腐蝕嚴(yán)重。

油水兩相以乳狀液形式存在，當(dāng)其以油包水乳狀液形式存在時(shí)，避免了管線被水潤濕，腐蝕發(fā)生的幾率較低，當(dāng)其以水包油乳狀液形式存在時(shí)，管線將被水潤濕，腐蝕發(fā)生的幾率較高。研究表明，當(dāng)原油含水達(dá)到30%～40%時(shí)，油包水乳狀液將會向水包油乳狀液轉(zhuǎn)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(fā)現(xiàn)，當(dāng)原油含水在50%～60%時(shí)，含水原油粘度達(dá)到最大值，即在含水50%～60%時(shí)原油乳狀液發(fā)生轉(zhuǎn)相[3]。瀝青質(zhì)是原油中天然乳化劑的主要組分[4]，塔河原油中瀝青質(zhì)含量可高達(dá)41.3%，因此轉(zhuǎn)相點(diǎn)可能會更高。這與塔河油田管線多數(shù)在含水達(dá)到50%以上是發(fā)生嚴(yán)重腐蝕的現(xiàn)象一致。

5 防腐蝕對策

根據(jù)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(chǎn)出水，塔河油田地面集輸處理系統(tǒng)可分為三類腐蝕環(huán)境：

（1）CO2－H2S－Cl－ 共存的腐蝕環(huán)境，包括集輸干線、計(jì)轉(zhuǎn)站內(nèi)系統(tǒng)、聯(lián)合站內(nèi)原油處理系統(tǒng)以及大部分密閉集輸?shù)膯尉芫€。

（2）CO2－H2S－Cl－－O2共存的腐蝕環(huán)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(jì)轉(zhuǎn)站、集輸管線等系統(tǒng)也可能存在溶解氧。

（3）污水或回注水腐蝕環(huán)境，包括主聯(lián)合站污水處理系統(tǒng)和注水系統(tǒng)。

針對CO2－H2S－Cl－共存的腐蝕環(huán)境，塔河油田應(yīng)用了緩蝕劑、非金屬材質(zhì)、內(nèi)襯PE，內(nèi)涂層等防腐措施，由于投產(chǎn)運(yùn)行時(shí)間較短，具體效果尚需進(jìn)一步跟蹤評價(jià)。

針對 CO2－H2S－Cl－－O2共存的腐蝕環(huán)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(zhì)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(shí)施前后的腐蝕穿孔次數(shù)，實(shí)施前投加范圍內(nèi)的208條單井管線共計(jì)腐蝕穿孔91次，實(shí)施后，腐蝕穿孔次數(shù)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(huán)境，塔河油田開展了污水電化學(xué)預(yù)氧化水質(zhì)改性技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)，結(jié)果表明該技術(shù)可有效降低污水腐蝕性。

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