塔河油田油氣集輸管網腐蝕現狀及防腐蝕技術

李占坤,孫 彪,王喜樂,王國瑞,寶音

(1. 中石化西北油田分公司,烏魯木齊 830011; 2. 新疆天普石油天然氣工程技術有限公司,輪臺 841600)

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塔河油田油氣集輸管網腐蝕現狀及防腐蝕技術

李占坤1,孫 彪1,王喜樂1,王國瑞2,寶音2

(1. 中石化西北油田分公司,烏魯木齊 830011; 2. 新疆天普石油天然氣工程技術有限公司,輪臺 841600)

塔河油田在近幾年的開發過程中，采油設備及集輸管網受到極大的腐蝕破壞，嚴重影響油田的正常生產。通過對塔河油田已建地面管網系統的腐蝕監測及油、氣、水分析，發現油井采出來的原油中含有大量的H2S,CO2以及高礦化度地層水等腐蝕性物質，采取了添加化學劑防護、陰極保護法、管線集輸端點加藥技術和強化含油污水處理技術等防護措施，有效保障了油氣集輸管道的安全運行。

塔河油田;腐蝕現狀;腐蝕機理;防腐蝕措施

2003年塔河油田從單井流程逐漸改為油氣集輸進入聯合站進行集中處理。油井生產出的原油含有大量的H2S、CO2以及油田水等其他雜質，同時油田水含有大量的氯根和硫酸根離子等強腐蝕介質，在油氣水混合集輸的過程中對采油設備的腐蝕極大。據統計，在開發過程中，集輸管線因腐蝕穿孔多達150起，損失約八千萬元，嚴重影響原油的正常生產集輸，這些地面管線腐蝕的加劇大大降低了設備的使用壽命。因此深入研究塔河油田油氣集輸管網的腐蝕現狀，找準其腐蝕機理，并找出相應對策，維持油田的正常、安全生產，提高油田開發效率有著極其重大的意義[1-7]。

1 塔河油田概況及管網情況

1.1 塔河油田概況

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起艾協克-桑塔木斷塊殘岳背斜上。主力油層為具有底水的奧陶系碳酸鹽巖溶縫洞型油藏。油藏中部深度5 600 m，原始壓力61.26 MPa，壓力系數1.1，溫度128 ℃，地溫梯度2.2 ℃/100 m，屬于深層、正常壓力系數、低溫重質油藏。含有H2S油井占總井數的80%，其中高于100 mg/m3的油井占62 %，高于10 000 mg/m3的油井共計8口。地層水礦化度高(約20×104mg/L)，pH低(5.5～6.0)，呈弱酸性，且含有較高的H2S、CO2，腐蝕性強。

油田的原油密度和原油粘度橫向差異大，原油運動粘度平均為2 717.58 mm2·s，原油密度介于0.824 9～1.007 5 g/cm3之間，既有輕質油、又有中質油、重質油?？傮w上原油密度分布從西南向東北逐漸變稠變重，由最西南、南部的原油密度小于0.86 g/cm3，過渡到6區西北部的1.0 g/cm3以上。目前，油井總井數為207口，正常生產井192口，間歇生產井15口。目前日產原油水平7 800 t/d，年生產原油2.85×107t，綜合含水22.84%。

1.2 塔河油田油氣集輸管網現狀

塔河油田地面油氣集輸工程采用二級布站方式，即單井-計轉站-聯合站。在工程建設上，采用了以自動化為核心的配套新技術，油氣集輸充分利用地層能量，簡化工藝流程，全過程采用單管密閉集輸技術，廣泛利用了高效的油氣處理設備，降耗節能。設備按流程布置，采用集散式自動控制系統，實現了井站無人值守、定期巡檢的油區自動化，形成了“小站計量接轉、大站集中處理”的局面。

塔河油田已建聯合處理站4座、污水處理站5座、天然氣處理站8座、油氣外輸首末站9座、計量接轉站53座，油氣集輸干線965 km，伴生氣天然氣輸送管道為78.52 km。

2 地面集輸管網腐蝕現狀

2.1 油氣集輸管網腐蝕標準

從2005年3月塔河油田開始展開管網腐蝕監測，對各類數據進行了匯總收集、分析，同時引入以下兩個標準：

(1) 石化行業標準腐蝕速率<0.076 mm/a[1]。

(2) 美國腐蝕工程師協會NACE RP-0775-2005中對腐蝕程度進行較為詳細的規定，見表1。

表1 NACE標準RP-0775-2005對腐蝕程度的規定

與行標進行對比，因塔河油田地面管網使用時間不長，目前腐蝕處于輕度腐蝕狀態，見圖1，但在生產過程中，多次出現穿孔泄漏現象，給生產帶來較大的困難。

圖1 塔河油田地面生產系統腐蝕變化趨勢Fig. 1 Corrosion rates of the ground production system in tahe oilfield

2.2 塔河油田地面集輸管網腐蝕情況

塔河單井集輸管網系統2003年9月投入運行，僅2013年里腐蝕點數超過2個以上管線就多達16個,詳見表2和圖2。

表2 塔河油田集輸系統腐蝕統計

圖2 管線腐蝕照片Fig. 2 Corrosion morphology of gathering pipelines

由圖2可見，腐蝕現象發生的頻率增加，通過對聯合站進站管線的腐蝕情況進行統計分析，發現部分管線出現穿孔，管線底部附近管壁已經變薄，即將穿孔。從現場切割管線看，以內腐蝕為主，且腐蝕坑較多；在一些管線焊接處還出現腐蝕裂紋和腐蝕刺漏。腐蝕嚴重影響著油田的正常生產，同時造成環境污染。

3 塔河油田腐蝕監測情況

在塔河油田主要的腐蝕監測方式是采用掛片失重法進行腐蝕速率的監測，其次是建立聲波監測技術，此項技術目前正在開展過程中。

3.1 掛片失重法監測腐蝕速率

失重法是一種簡單直接的腐蝕測量方法。首先將試件稱量，記錄原始數據，然后將試件掛入所需監測的介質內，一定時間后取出，清洗腐蝕產物后稱量，根據試驗周期、試件表面積、試件材質密度、失重量計算其腐蝕速率。計算公式：

(1)

式中：F為平均腐蝕率，mm/a；mgf、mhf分別為試驗前、后試片的質量，g；tf為掛片時間，d；ρ為試片材質密度，g/cm3。S為試片表面積，cm2。

失重法的優點有：投資省、測試結果準確性高、腐蝕產物及微生物可直接獲取、可獲取點試數據；其缺點是獲得數據時間較長，不能獲得實時監測數據。

通過對生產系統腐蝕情況進行調查，詳細編寫監測方案，建立多個試驗監測點，而油、氣集輸系統腐蝕監測點的建立采用“帶壓開孔技術”，實現了不停產安裝，解決了因停產安裝所帶來的一切不良后果。取、放試片全面實現帶壓取、放，不同管徑使用不同的試件夾，不影響油田正常生產。

從目前在用塔河油田油氣生產系統和集輸系統監測點中共選取43個腐蝕監測點做腐蝕動態監測試驗，具體分布如下：12個計轉站29個監測點，其中兩個監測點在TK637和TK454，聯合站各系統設有14個監測點，監測點分布均勻，設計合理，覆蓋油田所有區域。

3.2 監(檢)測數據分析

3.2.1 腐蝕監測數據

塔河油田按工區劃分為一至十二個區域，通過3.1所述腐蝕監測手段對塔河油田油氣集輸管線進行監測，得到2008年至2013年腐蝕監測數據，并進行綜合評價：

(1) 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。通過對集輸管線上、中、下(橫截面)掛片監測，明確管線內部腐蝕趨勢分布:當含水低時，集輸管線內部上、中、下腐蝕速度差異不大，且腐蝕速度較低，如八區來液平均腐蝕速度僅為0.006 9 mm/a；當含水上升達到分層流動時，管線底部腐蝕遠遠大于中、上部，且點蝕嚴重，是造成目前部分管線底部穿孔的主要原因，如7-2計轉站生產匯管在腐蝕監測中上部為0.011 2 mm/a，下部為0.012 1 mm/a，且試片的點蝕為嚴重；二號聯12區來油進口(新管線)腐蝕速度為0.014 4 mm/a，試片點蝕為嚴重點腐蝕。

(2) 八區氣體集輸系統腐蝕嚴重，8-1伴生氣上部腐蝕速度為0.029 8 mm/a，下部腐蝕速度為0.046 2 mm/a，屬中度腐蝕,從試片腐蝕外形看，以均勻腐蝕為主。

(3) 通過系統化的腐蝕監測，初步明確了地面生產系統腐蝕現狀: 單井集輸流程平均腐蝕速度為0.007 4 mm/a，但存在局部腐蝕，如7-3計轉站TK451井單井流程最大點蝕速度0.341 1 mm/a，屬嚴重點蝕。

計轉站生產匯管部分存在較嚴重的管底局部腐蝕，10-5計轉站生產匯管腐蝕速率為0.006 2 mm/a，但點蝕速度為0.260 7 mm/a，屬嚴重點蝕。

二號聯污水提升泵進口腐蝕速率達到0.004 2 mm/a，試片表面存在明顯局部腐蝕。點蝕速率達到0.319 9 mm/a，屬嚴重點蝕。

3.2.2 腐蝕介質分析

塔河油田地層產出水CaCl2水型，pH為5.0～6.5，水中離子含量為：Cl-15×104mg/L，Ca2++Mg2+5×103mg/L，K++Na+12×104mg/L，S2-0.4～3.05 mg/L。水中游離CO2含量為80～250 mg/L，腐生菌含量一般大于104個/mL，且不同程度含有硫酸鹽還原菌(SRB)10個/mL、鐵細菌(FB)103個/mL。

4 塔河油田影響管網腐蝕主要因素分析

通過對有效監(檢)測數據進行分析，歸納總結出：塔河油田管網腐蝕的主要因素有硫化氫腐蝕、二氧化碳腐蝕和油田水腐蝕。

4.1 硫化氫腐蝕

在八區及其外圍的部分油井富含H2S氣體，從檢測結果顯示，八區和評價區域西北部H2S較高，超過了1 000 mg/m3，因此存在H2S對管柱、流程腐蝕和威脅人員健康安全的重要問題，硫化氫最高TK740井94 429.41 mg/m3。從2006年硫化氫檢測的755個點的統計數據分析，硫化氫含量超過80 g/m3有275個點，其中包括121口單井和3個計轉站。

H2S化學腐蝕[2]可引起多種類型的腐蝕，如氫脆和硫化物應力腐蝕破裂等，滲入鋼材的氫會使強度或硬度較高的鋼材晶格變形，致使材料韌性變差，甚至鋼材內部引起微裂紋，均使鋼材變脆，此既為氫脆。硫化物應力腐蝕破裂，就是在拉應力或殘余張應力加速下，鋼材氫脆微裂紋的發展直至材料的破裂過程。

干燥的H2S對金屬材料無腐蝕破壞作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蝕性。H2S是易溶于水的氣體，常溫常壓下飽和濃度可達到3 000 mg/L，與CO2和O2相比，H2S在水中的溶解度最高。H2S一旦溶于水，便立即電離，使水pH下降，呈酸性。不同濃度下生成的腐蝕產物性質不同，H2S質量濃度為5.0 mg/L時形成的腐蝕產物為FeS和FeS2，FeS較致密，有一定的保護性；H2S質量濃度為5.0～20 mg/L時形成的腐蝕產物是Fe9S8，Fe9S8疏松，無保護作用。

4.2 CO2腐蝕

CO2腐蝕是非硫油氣田的主要腐蝕介質，在沒有水時，CO2是不發生腐蝕的；當有游離水出現時，CO2溶于水生成碳酸，碳酸使水的pH下降，對鋼發生氫去極化腐蝕。除了碳酸引起水溶液pH下降外，低分子量的有機酸如醋酸也會引起腐蝕，但這些酸很少成為非硫油氣田腐蝕的主要原因。沒有電介質(水)存在的條件下，CO2本身是不腐蝕金屬的。CO2只有溶于水中生成碳酸，才會引起腐蝕。

CO2是一種易溶于水的氣體，常溫常壓下飽和溶解度為1 000 mg/L，隨溫度上升溶解度下降，隨壓力升高溶解度上升[3]。CO2溶于水后形成弱酸，降低了體系的pH。由于水中H+量的增多就會產生氫去極化腐蝕，氫離子是強去極化劑，極易奪取電子還原，促進陽極鐵溶解而導致腐蝕。所以游離的CO2腐蝕，從腐蝕電化學的觀點看，就是含有酸性物質引起的氫去極化腐蝕。在含CO2油氣環境中，鋼鐵表面在腐蝕初期可視為裸露表面，隨后將被碳酸鹽腐蝕產物膜所覆蓋。所以，水溶液對鋼鐵的腐蝕，除了受氫陰極去極化反應速率的控制，還與腐蝕產物是否在鋼表面成膜，膜的結構和穩定性有著十分重要的關系。鋼材受游離CO2腐蝕而生成的腐蝕產物都是易溶的，在金屬表面不易形成保護膜。游離CO2腐蝕受溫度的影響很大，因為當溫度升高時，碳酸的電離度增大，所以升高溫度會大大促進腐蝕。

4.3 油田水的腐蝕

塔河油田地層水的平均密度1.134 mg/cm3，礦化度13×104～26×104mg/L，Cl-含量8×104～12×104mg/L，屬CaCl2型水性，pH 6.5呈弱酸性，水的硬度2×104～4×104，油田水屬高鹽高硬高腐蝕性的“鹵水”。

把油田按含水級別分為五級：無水期(Fw≤2%)、低含水期(2

在產出水中，主要監測硫酸鹽還原菌、腐生菌和鐵細菌3種細菌。引起腐蝕的主要是SRB[4]。研究表明[5]:當有SRB存在時，促使SO42-還原為S2-，同時SRB的代產物生成S2-，加速電化學腐蝕，并有鐵的硫化物(Fe9S8、FeS)生成。結果表明:污水中HCO3-,CO2,Ca2+,Fe2+對加速SRB造成鋼鐵的腐蝕有很大的促進作用，特別是垢下SRB的存在加速了對鋼材的局部腐蝕，直至穿孔。

水中Cl-、HCO3-、Ca2+、Fe2+對腐蝕影響研究資料表明：產出水中侵蝕性離子Cl-、HCO3-是引起鋼鐵腐蝕特別是局部腐蝕的主要因素。Cl-半徑小，具有很強的滲穿透能力。Ca2+,Fe2+對加速SRB造成鋼鐵的腐蝕有很大的促進作用。

5 塔河油田管網防腐蝕措施

5.1 硫化氫的化學防護

2006年8月在單井開展化學防治硫化氫的現場試驗，主要試驗方式是在油井出口管線或分離器處加入硫化氫吸收劑，降低罐口硫化氫含量。試驗結果表明，采用化學劑吸附的方式可以降低罐口硫化氫含量，但存在反應速率慢、加藥量偏大。

2006年8月首次在TK1005井進行化學防治硫化氫的現場試驗，主要試驗方式是在敞口罐流程罐口處加入霧化的硫化氫吸收劑，降低罐口硫化氫含量。該井日產原油110 m3、天然氣4 800 m3。檢測H2S含量為2 860 mg/m3。試驗中用藥劑在井口和分離器后注入，通過對放油口硫化氫含量進行檢測硫化氫含量降低至30 mg/m3以下，同時藥劑用量較大，表明吸附劑從原油中逸出的能力減弱降低了快速中和硫化氫的能力。不論是在井口加藥還是分離器后加入藥劑，硫化氫吸收劑能有效降低儲油罐中硫化氫濃度。試驗結果表明，使用噴淋方式配合流程中加入除硫劑是現階段化學法防治硫化氫的理想方式。

5.2 犧牲陽極的陰極保護

集輸系統全部采用外加電流陰極保護技術，對管線外壁進行了有效保護。但對管線內壁無保護作用，而油田地面集輸系統恰恰是以內腐蝕為主，加上管線沒有進行任何內防腐蝕處理。因此，后天的化學防護是減緩和延長塔河油田集輸系統管線腐蝕的主要手段[6]。

5.3 油、氣集輸系統端點加藥保護技術

通過調查，塔河油田油氣集輸系統采用了外加電流陰極保護技術，而管線內部沒有采取任何防護措施，從目前集輸管線穿孔和腐蝕監測資料表明：集輸系統腐蝕以內腐蝕為主，而外加電流陰極保護技術對內腐蝕起不到保護作用，且對已建生產設施又不可能進行推倒重建(管線從新采用內防腐技術)。因此，端點加藥保護技術的現場推廣應用勢在必行，其原理：在集輸干線的端點站通過連續投加緩蝕劑來控制管線的腐蝕，延長管線的使用壽命。端點站就是一條集輸干線的起點，藥劑從端點站加入后沿流程到干線末端整條管線都將受到保護。

通過現場調查大部分計轉站都建有端點加藥的工藝流程，而且都是計量泵，只需篩選出適合的緩蝕劑，調整好濃度，在端點站連續投加，使緩蝕劑均勻地分布在鋼材表面，形成一層保護膜，將鋼材與腐蝕介質隔離開來，達到減緩腐蝕、延長管線壽命的目的。從2008年至2013年腐蝕管片監測數據分析可得：未采用端點加藥技術前，如7-3計轉站TK451井單井流程最大點蝕速度0.341 1 mm/a，屬嚴重點腐蝕；采用端點加藥技術后，該管線最大點時速度控制在0.109 7mm/a，屬輕度點腐蝕，且平均腐蝕速率由0.097 5 mm/a降低至0.024 7 mm/a。

5.4 強化含油污水處理技術

2009年通過對塔河油田系統監測發現，產出水經過處理到儲水罐進口腐蝕速度呈下降趨勢，但是到外輸泵進口腐蝕速度上升明顯，甚至腐蝕速度超過處理前的污水，這說明處理后的水在流程中可能被二次污染，加劇了腐蝕。目前二號聯污水處理系統投加的藥劑有緩蝕阻垢劑、凈水劑、絮凝劑三種藥劑。通過對塔河油田地層水介質分析，水中含有一定量的硫酸鹽還原菌(SRB)，腐生菌(TGB)和鐵細菌(FB)，所以要加強污水處理系統的殺菌工作，減緩系統的腐蝕[7]。

聯合站的污水處理系統自投用至今，運行較為穩定。該系統投用前各出水口污水含油量都遠遠超標，投用后出口污水含油量都在設計要求以內，有效降低了管線內原油含水量。700 m3污水接收罐進口污水含油在190.47～4 863.04 mg/L，出口污水含油在8.113～80.164 mg/L，在高效聚結斜管除油器的進水含油設計要求小于500 mg/L范圍內；除油器出口污水含油2.173～37.795 mg/L，在設計要求小于100 mg/L范圍內；核桃殼過濾器出口污水含油0.521～7.038 mg/L；污水外排在設計要求小于10 mg/L范圍內。對處理后的產出水進行細菌含量分析，分析表明：硫酸鹽還原菌(SRB)，腐生菌(TGB)和鐵細菌(FB)含量均控制在10個/mL范圍內。

6 結論及建議

6.1 結論

(1) 通過對塔河生產系統腐蝕監測，基本明確了腐蝕現狀、腐蝕特征以及沿生產流程腐蝕的變化趨勢。從不同監測時間看，腐蝕速率有上升趨勢，特別部分監測點的點蝕速率在(4～6 mm/a)，屬極嚴重腐蝕，而且以內腐蝕為主。

(2) 通過單井開展化學防治硫化氫的現場試驗，試驗表明：噴淋方式配合生產工藝流程中加入硫化氫吸收劑是現階段化學法防治硫化氫的理想方式；硫化氫吸收劑能有效的降低儲油罐中硫化氫濃度，從而降低硫化氫腐蝕。

(3) 通過對集輸管線采取陰極保護法和端點加藥保護技術，監測數據表明：集輸管線外部和內部腐蝕得到了有效抑制，達到減緩管線腐蝕和延長管線壽命的目的。

(4) 通過強化含油污水處理技術，監測數據表明：處理后的產出水對系統的腐蝕呈下降趨勢，同時有效地減少了細菌含量。

6.2 建議

(1) 塔河油田需要對油井硫化氫腐蝕環境開展在油、水兩相中皆起作用的預防腐蝕、減輕腐蝕工藝技術及方法的系統研究。

(2) 進一步完善腐蝕監(檢)測網絡，建立實時監(檢)測手段，如超聲波檢測技術，腐蝕探針檢測技術等，滿足腐蝕監(檢)測的需要，使監(檢)測數據最大限度地反映生產系統腐蝕現狀，為防護提供可靠、科學的決策依據。

(3) 需要進一步加快、加強集輸管網的防腐技術的研究和應用，加快油、氣集輸系統端點加藥保護技術的推廣應用，保證油氣集輸管網的正常生產運行。

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Corrosion Status Situation and Anti-corrosion Technology of Oil Gas Gathering and Distribution Pipelines in Tahe Oilfield

LI Zhan-kun1, SUN Biao1, WANG Xi-le1, WANG Guo-rui2, BAO Yin2

(1. SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China; 2. Xinjiang Tianpu Oil & Gas Engineering Technology Co., Ltd., Luntai 841600, China)

The different degrees corrosion damage of surface production equipment and distribution pipelines in Tahe oilfield greatly affected the normal oilfield operation in recent years. Based on the corrosion monitoring of built oilfield surface pipelines and the analysis of oil, gas and water, it was found that the crude oil from oil wells containning large amounts of H2S, CO2and high salinity formation water and other corrosive substances, Adding chemicals protection, cathodic protection, pipeline gathering endpoint dosing techniques and oily wastewater enhanc treatment were taken to ensure the safe operation of oil and gas gathering pipelines.

Tahe oilfield; corrosion status; corrosion mechanism; anti-corrosion measure

2014-07-01

李占坤(1978-),工程師,學士,從事注水、水質處理、提高采收率的研究,13940140813,lzkxbyt@126.com

TG174

B

1005-748X(2015)03-0240-05