做好油氣田腐蝕監測工作，為腐蝕防護提供科學的決策依據——記腐蝕監測專家，北京普斯維斯防腐科技有限公司總經理湯天遴

湯天遴自1993年開始在中原油田從事油氣田腐蝕監測評價工作，并在十多年的辛勤工作和認真研究中取得了豐碩的成果。2005年，為把腐蝕監測技術更為廣泛的推廣到更多油氣田，為油氣田防腐工作的開展提供科學的決策依據，湯天遴走出了中原油田，進入到北京普斯維斯防腐科技有限公司。湯天遴先后主要負責進行了中石化中原油田、中石化西北局、中石油塔里木油田、中石油西南油氣田分公司等公司的腐蝕監測網絡的方案的編制、網絡的建設以及監測服務評價工作，為系統了解各個油氣田生產系統腐蝕狀況、存在問題以及腐蝕特點奠定了良好基礎。在其20余年的腐蝕監測評價與防護的工作中，湯天遴在國內核心期刊發表腐蝕監測相關文章10余篇，先后獲得局級科技進步一等獎3項(其中包括“中原油田生產系統地面生產系統腐蝕監測技術”)，集團公司級科技進步一、二、三等獎各1項(“中原油田注采系統腐蝕綜合治理系統工程”獲總公司一等獎；“文南油田水質綜合治理技術”獲總公司二等獎；“中原油田注采系統腐蝕評價與預測技術”獲總公司三等獎)。

20多年來，湯天遴通過系統的腐蝕監測與評價，明確了各個公司生產系統腐蝕狀況、腐蝕特點以及存在的問題，為各公司制定相應的腐蝕防護對策提供了科學的決策依據，為油氣田生產系統腐蝕的控制做出了較大貢獻。

1 率先在中原油田開拓油氣田系統腐蝕監測工作

隨著油氣田的不斷開發，綜合含水率的上升，往往腐蝕問題將困擾油氣田的正常生產。據不完全統計：中原油田1993年生產系統管線、容器腐蝕穿孔8345次，更換油管59萬米，直接經濟損失7000多萬元，間接經濟損失近2億元，腐蝕嚴重制約了油田的發展和經濟效益的提高。為解決和控制中原油田生產系統的腐蝕問題，自1993年以來以“系統抓、抓系統”的方針全面開展油田生產系統防腐工作。為配合中原油田防腐工作的開展，自1993年以來，湯天遴承擔了“油氣田生產系統腐蝕監測技術”的攻關研究，并取得了一系列的科研成果。

如何開展好油氣田腐蝕監測工作？怎樣才能為腐蝕的防護提供科學的決策依據以及為防護效果做出科學的評價？腐蝕監測點及監測網絡如何確定才能捕捉整個油氣田生產系統各個生產環節的腐蝕狀況？在不影響正常生產的情況下如何建立腐蝕監測點等問題？在當時資料匱乏、技術落后、沒有先例的條件下要開展好油氣田腐蝕監測工作是相當困難的事情，特別是在集輸管道不停產的情況下安裝監測設備更是難上加難，諸多問題嚴重的困擾著項目的開展。為此，湯天遴開展了“油氣田生產系統腐蝕監測技術”的攻關研究。

通過攻關研究，項目獲得了圓滿成功，取得了以下科研成果：

1、提出了以“區域性、代表性、系統性”的選點原則建立腐蝕監測網絡，是實現全方位監控和了解油氣田生產系統各個環節腐蝕狀況的有效手段，所謂“區域性”是指某一個區塊或某一個油氣田；“代表性”是指在生產系統中能達到以點代面的點；“系統性”是指圍繞和貫穿整個油田生產系統的各個環節：即從油井井筒(上、中、下)→油井井口→計量(計轉)站→聯合站油系統→污水處理系統→注水站(污水、清污混注、清水)→配水間→注水井井口→注水井井筒→(上、中、下)。

2、研究開發的“便攜式帶壓開孔器”實現了在已建油、氣、水低壓生產設施(小于2.5Mpa)帶壓開孔(金屬、非金屬管線、容器，孔徑24mm)建立腐蝕監測點需要，做到不停產安裝腐蝕監測設備，避免了油氣管線的停產、放空、掃線所帶來的一切問題，產生了較大的社會和經濟效益，其結構見圖1。研究改進的“帶壓試片(棒)取放器”實現了立管、橫管、容器任何方位的低壓系統(小于2.5Mpa)安裝使用，將測壓、掛片、取樣一體化且不影響正常生產，滿足了油田生產系統各個環節、部位的監測要求，為系統采集生產系統腐蝕數據奠定了基礎，其結構見圖2。研究開發的“井下掛環器”實現了油、水井井筒油管內及油、套環形空間的掛環監測的需要，其結構見圖3。

圖1 便攜式帶壓開孔器

圖2 便攜式帶壓取放器

圖3 井下掛環器

以上研究技術成果，為已建生產設施的油氣田生產系統腐蝕監測工作的開展及推廣提供了堅實技術基礎。通過對中原油田各采油廠的實地調查、研究，選擇了350余個腐蝕監測點，對全局所有聯合站，污水處理站，80余座計量站，100余口油、水井，90余條油氣集輸、污水外輸等各類管線進行了進行了腐蝕監測與評價。

湯總工作照FSM

通過對來自生產系統大量監測數據的分析，明確了生產系統腐蝕狀況及特點：

油井井筒腐蝕特點：腐蝕速度隨井深增加而升高；油管內腐蝕速度約為油套環形空間腐蝕速度的5～10倍，約有30%～40%的油井屬嚴重腐蝕范圍(0.126～0.254mm/a)，60%～70%屬中輕度腐蝕(0.025～0.125mm/a)。

地面油系統腐蝕特點：地面油氣集輸系統屬中、輕度腐蝕，但也存在一些特例：①沖刷腐蝕；②大管徑小流量引起的中下部腐蝕；③注清水區塊產出液腐蝕大于回注污水區塊產出液。

地面水系統腐蝕特點：全油田12座污水處理站水系統腐蝕最為嚴重，屬嚴重到極嚴重腐蝕，最高腐蝕速度達到3.7934mm/a。同時出現污水站處理后水的腐蝕性大于來水的現象，由于處理后水全部進行回注，勢必造成整個注水系統的嚴重腐蝕。為此，湯天遴提出了以“注入水水質達標為中心的系統防腐綜合治理”是中原油田防腐工作的重點目標，也是實現控制腐蝕速度低于0.076mm/a標準的關鍵所在，為防腐工作的開展指明了方向。自1995年以來，中原油田狠抓注入水水質的達標工作，對全局12座污水處理站的水處理工藝進行了全面升級改造，使注入水水質得到明顯改善，12座污水處理站處理后水腐蝕速度平均值由監測初期的0.705mm/a下降到0.076mm/a左右，腐蝕得到了有效控制，為控制注水井油套管腐蝕做出了巨大貢獻，油管的使用壽命由原來的1年到1年半延長到目前5年以上，洗井周期由原來的3個月延長到目前的1年，檢管周期延長2～3年，污水處理及注水系統穿孔由93年3700次下降到2001年的412次，減少了污水外泄對環境的污染，為中原油田降低腐蝕提高油田開發效益做出了巨大貢獻。

2 開展中石化西北局系統腐蝕監測工作

中石化西北局塔河油田主力區塊為具有底水的奧陶系碳酸鹽巖巖溶縫洞型塊狀油藏，油藏中部5600m，原始油藏壓力61MPa左右，壓力系數1.1，油藏溫度128℃，地溫梯度2.2℃/100m，屬深層、正常壓力系數、低溫重質油藏，原油物性特征復雜。部分區塊伴生氣含有大量的H2S、CO2，一般硫化氫含量在200ppm以上，部分含量高達30000ppm。油井見水及含水率上升較快，地層產出水具有礦化度高(平均在24×104mg/L左右)，pH值低(平均在5.0～6.0)，呈弱酸性，產出介質具有腐蝕性強的特點。

2005年3月，針對介質的特性，開展了塔河油田一廠、二廠及雅克拉采氣廠的腐蝕狀況調研，收集和整理了大量資料，初步得出了如下結論：

(1)含H2S、CO2的井見水后腐蝕極為嚴重。

(2)油氣集輸系統腐蝕嚴重，從設施投產與穿孔時間看，點蝕速度在4～6mm/a，屬極嚴重腐蝕。

(3)腐蝕以內腐蝕為主。

(4)腐蝕穿孔有一個共同特點：穿孔部位均在外加電流陰極保護絕緣法蘭附近。

結合調研情況、生產工藝特點及腐蝕狀況，以“區域性、代表性、系統性”的選點原則編制了3個廠的腐蝕監測方案。2005年至今逐步進行腐蝕監測點的建立與完善，形成了260余個腐蝕監測點的監測網絡，為西北局防腐工作的開展奠定了堅實基礎。通過監測與評價，明確了腐蝕現狀及特點。主要表現在以下幾個方面：

(1)通過系統化的腐蝕監測，明確了地面生產系統腐蝕現狀及趨勢，油井平均腐蝕速度為0.0051mm/a左右，但存在局部腐蝕，最大點蝕速度2.01mm/a；計轉站單井閥組匯管平均為0.0053mm/a，但部分存在較為嚴重的管底局部腐蝕；計轉站外輸泵進口0.0072mm/a；聯合站進站油閥組前0.006mm/a，部分存在局部腐蝕，點蝕達1.83mm/a；污水站來水(地層產出水)0.0495mm/a；濾后水(污水站處理后水)0.0097 mm/a；回灌泵進口0.0212mm/a，回灌井井口(0.0166)mm/a。

(2)集輸系統均勻腐蝕、點蝕(局部腐蝕)并存，且點蝕遠遠大于均勻腐蝕。點蝕是造成管線腐蝕穿孔的主要原因，所造成的危害遠遠大于均勻腐蝕。

(3)采用上、中、下試件監測方式在管徑DN150以上管線獲得成功，為全面監測評價介質的腐蝕分布、腐蝕規律奠定了基礎。集輸管線含水率在30%以上就出現了油、氣、水分層流動現象，上、中、下掛片監測方式，真實反映了管道內的腐蝕規律，及管道底部比中上部腐蝕嚴重的特性。

針對西北局生產系統腐蝕特點，提出了針對性的防護措施：

(1)油井投加緩蝕劑技術：針對含水較高且含有H2S、CO2的井采用投加抗H2S、CO2腐蝕的緩蝕劑；同時開展井筒犧牲陽極保護技術，以降低井筒腐蝕。

(2)對含H2S、CO2較高且下有封隔器的井投加抗H2S、CO2腐蝕的環空保護液技術。

(3)對目前因含水高而采取關、停的這一部分井，采用灌注緩蝕劑技術或環空保護液技術對占時停用的井進行保護，減緩套管腐蝕，為今后其它層位的開發奠定基礎。

(4)地面集輸系統開展端點加緩蝕劑保護技術，控制和減緩系統腐蝕。

3 系統實施中石油塔里木油田腐蝕監測工作

2006年以來，為配合中石油塔里木油氣田的防腐工作的開展，對開發事業部、天然氣事業部所屬的8個作業區進行了系統調研，編制了系統化的腐蝕監測方案，并逐步進行實施和完善，采用帶壓開孔技術系統化的建立400余個監測點的腐蝕監測網絡，同時先后引進了進口高、低壓電阻探針腐蝕監測技術、FSM全周向腐蝕監測技術，進一步完善了監測方法，使數據解釋更為準確。

通過對各個作業區生產系統的腐蝕監測與評價，明確了各個作業區的腐蝕狀況，為腐蝕的防護提供了科學的數據依據。

美國培訓

塔里木現場匯報

天然氣事業部的牙哈作業區生產系統腐蝕監測數據看，單井井口截流后腐蝕速度為0.0269mm/a，屬中度腐蝕；一級分離器進口天然氣(氣液分離前)平均腐蝕速度為0.0234mm/a，中度腐蝕；經氣液初步分離后進入二級分離器進口腐蝕速度有較大幅度降低為0.0066mm/a，下降了71.79%，液相的分離(主要是水的脫出)是腐蝕降低的主要原因；凝析油腐蝕較為嚴重，腐蝕速度為0.0315mm/a，中度腐蝕。分離器分離出的污水腐蝕速度為0.0209mm/a。英買氣田群西線腐蝕比東線腐蝕嚴重，部分監測周期單井集輸干線腐蝕大于0.025mm/a。目前該系統全面進行緩蝕劑加注方式進行內防措施，腐蝕監測實時監控腐蝕速度的變化情況，根據腐蝕監測數據及時調整加藥措施方案，將腐蝕控制在合理的范圍之內，確保氣田的正常運行。

腐蝕監測

開發事業部所屬的5個作業區中，腐蝕嚴重主要集中在塔中作業區的各個生產環節，腐蝕絕大部分屬嚴重到極嚴重腐蝕，大量的腐蝕穿孔嚴重影響油氣田的正常生產。以塔中4油田為例：油井腐蝕速度在輕度腐蝕到極嚴重腐蝕范圍(0.0245～0.245mm/a)，腐蝕速度跨度范圍較大；3條集輸管線的始末端監測：1#、2#、3#、4#閥組至聯合站屬中度腐蝕(0.125mm/a左右)；5#閥組至聯合站屬中度腐蝕；401站進聯合站管線屬極嚴重腐蝕；聯合站進站油閥組匯管屬嚴重腐蝕(0.245mm/a)。塔中聯合站氣系統：低壓原料氣屬輕度腐蝕；一級高壓分離器進口屬中度腐蝕；原料氣空冷器出口、再生氣空冷器出口屬極嚴重腐蝕。污水系統：站內SSF裝置總進口屬輕度腐蝕；2#700方至污水外輸泵試片全部被腐蝕屬極嚴重腐蝕；1#注水干線1#配水間屬嚴重腐蝕。綜上所述，提出了“全面開展系統防腐綜合治理”是解決塔中嚴重腐蝕的關鍵。首先針對油井井筒腐蝕提出采用防腐涂料油管+油井投加緩蝕劑技術；單井管線采用非金屬管材+投加緩蝕劑技術；集輸管道采用內涂層防腐管道+投加緩蝕劑技術；污水處理全面實現達標處理，特別重視控制腐蝕與結垢問題，同時注意注水系統的二次污染。

同時在監測發現，塔中某條集氣干線介質腐蝕極為嚴重，腐蝕速度大于0.245mm/a。該集氣干線于2007年4月6日建成投產，承擔將油田油氣輸送至天然氣處理站，設計運行20年，但由于系統含H2S、CO2以及高礦化度水，介質腐蝕嚴重；該管線于2009年9月3日開始穿孔，截止2010年4月20日，已經累計穿孔16次，嚴重影響油氣田的正常生產，同時存在嚴重的安全隱患。

根據介質組分析，在同種介質條件下，腐蝕速度不會有如此之高，也不會在2年多的運行時間內就發生全面腐蝕穿孔現象。因此，對腐蝕原因進行了及時調查研究。通過調研發現，在管線的起始端采用再生法脫硫工藝脫出天然氣中H2S，該方法在脫硫劑再生過程中要利用空氣中O2，由于進入脫硫塔中的空氣不能全面實現反應，多余的氣體就混入天然氣中進入管道，由于有H2S、CO2以及高礦化度水存在，再加上O2進入，大大提高了介質的腐蝕性，該因素是造成管線嚴重腐蝕的主要原因。為此，提出了停止該脫硫技術的應用，直接采取含硫濕氣輸送到含硫天然氣處理站集中脫硫處理的工藝方案，同時，對新建管線采取緩蝕劑加注的內防腐措施，解決該區塊天然氣輸送問題。目前，采用該技術方案，通過監測，輸氣管道介質腐蝕控制在中度腐蝕以內，腐蝕得到了有效控制。

4 完善整改中石油西南油氣田分公司腐蝕監測網絡

為系統掌握中石油西南油氣田分公司各個礦區生產系統介質的腐蝕狀況，為防腐措施的選擇及管道完整性管理提供腐蝕的基礎數據，2007年以來中石油西南油氣田分公司開展了系統化的腐蝕監測調研、腐蝕監測規劃方案的編制及實施工作。自2007年7月初開始對西南油氣田分公司5個氣礦進行系統調研，歷時3個月，全面系統調研了整個腐蝕監測現狀，出具了“西南油氣田分公司地面生產系統腐蝕監測現狀”及“西南油氣田分公司地面生產系統腐蝕監測規劃方案”報告。根據腐蝕監測規劃方案，2008年以重慶氣礦8個作業區、2個營銷部為試點，全面開展腐蝕監測工作。根據方案，系統建立了240余個監測點的腐蝕監測網絡，采用腐蝕掛片+電阻探針聯合監測技術。此后，2011年在川中氣礦磨溪氣田建立了53個腐蝕監測的網絡。通過系統監測，明確了生產系統腐蝕現狀，為腐蝕的控制及管道完整性管理提供了科學的基礎數據。

(1)硫化氫含量在1g/m3～30g/m3的濕氣管線腐蝕狀況

原料氣濕氣管線硫化氫含量在1g/m3以下腐蝕監測點涉及23個井站，有30個監測部位，歷次監測數據平均值0.0101mm/a，屬于輕度腐蝕；硫化氫含量在1-10g/m3腐蝕監測點涉及31個井站，有40個監測部位，歷次監測數據平均值0.0088mm/a，屬于輕度腐蝕；硫化氫含量在10～30g/m3腐蝕監測點涉及6個井站，有6個監測部位。歷次監測數據平均值0.0055mm/a，屬于輕度腐蝕。

(2)原料氣濕氣硫化氫含量在30g/m3以上的腐蝕狀況

原料氣濕氣管線硫化氫含量在30g/m3以上腐蝕監測點涉及12個井站，有13個監測部位。歷次監測數據平均值0.0282mm/a，屬于中度腐蝕。

(3)原料氣干氣管線腐蝕監測涉及11條管線，有13個監測部位。監測數據平均值0.0076mm/a，屬于輕度腐蝕，腐蝕可控。

(4)分離器排污系統腐蝕狀況：排污系統監測點共涉及29臺分離器，有29個監測部位。歷次監測數據平均值0.0190mm/a，屬于輕度腐蝕；但部分屬中度腐蝕。

(5)回注水系統腐蝕監測涉及10個井站，有11個監測部位。平均腐蝕速度0.4624mm/a，為極嚴重腐蝕。

(6)凈化氣管線歷次監測腐蝕速度均屬于輕度腐蝕，腐蝕程度可控。

通過以上監測結果看出，腐蝕的突出問題是回注水嚴重腐蝕問題，是腐蝕控制的工作重點。其它系統腐蝕相對可控，讓生產管理者較為放心。

湯天遴總經理所獲證書

但在監測過程中發現一些特殊案例，在某條高含硫(55～70g/m3)集輸管線監測過程中發現監測結果出現極其異常，腐蝕速度較前次升高了370倍(從0.0027mm/a上升至1.0194mm/a)。高含硫系統有如此高的腐蝕速度，是非常嚴重的一個問題，湯天遴及時提出了原因調查請求，業主非常重視，組織相關單位進行了詳細調研，并加密監測周期，及時掌握腐蝕變化規律。通過調研，查清了造成腐蝕的主要原因：腐蝕速度超標主要原因是由于酸化解堵作業未排凈殘酸進入生產系統造成。針對調研結果提出了及時整改措施，一方面加密監測周期，及時了解腐蝕的變化情況；另一方面及時開展整條管線的內腐蝕檢測工作，全面檢測評價管線內壁腐蝕情況，對檢測出腐蝕嚴重的管線進行了更換處理，避免安全事故的發生；第三，開展酸化解堵工藝研究，降低殘酸的腐蝕性，同時杜絕此類事情發生，以確保管線的安全運行。

在20余年不間斷的油氣田生產系統腐蝕監測與評價工作中，湯天遴作為主要負責人主持了以上油氣田腐蝕監測方案的制定、腐蝕監測網絡的建設與實施以及后續的腐蝕監測與評價，在中原油田、中石化西北局、塔里木油田、西南油氣田分公司重慶氣礦、川中氣礦磨溪氣田共建立了1400余個監測點的腐蝕監測網絡，同時公司正承擔著川東北高含硫氣田210余個監測點的建設工作，這些監測點未來將納入公司腐蝕監測服務評價工作中，為高含硫氣田的開發做好腐蝕的監控，為安全生產保駕護航。在后續的腐蝕監測與評價服務方面，公司常年承擔著中石化西北局、中石油塔里木油田、中石油西南油氣田分公司重慶氣礦、川中氣礦磨溪氣田共950余個監測點的腐蝕監測與評價(每季度進行一次監測與評價，發布監測報告)，為這些油氣田的防腐工作開展提供大量來自生產系統一線真實可靠的腐蝕監測資料，為防腐工作的開展指明方向，為防腐措施的效果評價提供數據基礎，為管道完整性管理及風險性評估以及腐蝕預測提供大量科學的數據支持。