海上油田工藝管道腐蝕速率突升原因辨析及對策

鄭樹偉

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

1 項目背景

某油田有24口生產(chǎn)井，產(chǎn)出物流經(jīng)過計量之后，通過海底管道外輸至下游C油田，在生產(chǎn)管匯和海管下岸處分別安裝了失重掛片，用于檢測工藝管道的腐蝕速率，該油田地面工藝流程見圖1。自2016年投產(chǎn)以來兩個點的腐蝕速率均小于0.076 mm/a，滿足公司腐蝕控制要求。2019年3月腐蝕速率突然升高至3倍，達(dá)到0.183 3 mm/a，腐蝕速率變化趨勢見圖2。為了保證油田安全生產(chǎn)，杜絕油氣管道泄漏事故的發(fā)生，根據(jù)公司腐蝕風(fēng)險管理[1]要求，現(xiàn)場立即開展油田設(shè)施腐蝕現(xiàn)狀調(diào)研，數(shù)據(jù)收集、工況分析和流體檢測等工作，并及時開展工藝管道不同生產(chǎn)階段各種數(shù)據(jù)的對比分析[2]，以期準(zhǔn)確找到主要腐蝕因素，快速采取有針對性措施，確保工藝管道運行安全。

2 腐蝕因素對比分析

2.1 工藝參數(shù)對比分析

流速對腐蝕的影響非常復(fù)雜，高流速加速反應(yīng)物的傳輸過程[3]，而且介質(zhì)的切向作用力會阻礙腐蝕產(chǎn)物膜的形成或?qū)σ研纬傻谋Ｗo(hù)膜有破壞作用，導(dǎo)致嚴(yán)重的局部腐蝕[4]，而流速過低則可能發(fā)生沉積物沉積，發(fā)生沉積物下微生物腐蝕[4]。在腐蝕變化周期內(nèi)，油田現(xiàn)場正常生產(chǎn)，流速約為2 m/s，未出現(xiàn)明顯波動。溫度是影響腐蝕的重要因素，CO2在不同的溫度下對鐵和碳鋼的腐蝕有不同特性。一般情況下，在40～60℃時，碳鋼表面生成少量松軟且不致密的碳酸亞鐵，使管道內(nèi)壁遭受均勻腐蝕。在80 ～100℃時，腐蝕速率最大，腐蝕產(chǎn)物較厚但還很疏松，腐蝕形態(tài)為深坑狀或環(huán)狀腐蝕。溫度高于120～150℃時，生成致密且附著力極強的碳酸亞鐵和氧化鐵，可降低腐蝕速率。壓力主要通過影響CO2和H2S 分壓來影響管道內(nèi)腐蝕。含水率是影響CO2腐蝕的一個重要因素[5]。油田現(xiàn)場含水率在40%～60%之間波動，一般來說，原油含水率較低（＜30%）時，可以形成油包水乳狀液，水對鋼鐵表面的浸濕會受到抑制，發(fā)生CO2腐蝕傾向較小。原油含水率較高（＞30%）時，可以形成水包油乳狀液，水浸濕鋼鐵表面可能引發(fā)嚴(yán)重的CO2腐蝕[6]。從歷史數(shù)據(jù)來看，油田近期生產(chǎn)管匯溫度73℃左右、生產(chǎn)管匯壓力3 MPa左右、含水率40%～60%，除特殊工況下有一定的波動外，其他時間相對穩(wěn)定，無較大變化。具體情況如圖3所示。

圖1 某油田地面工藝流程

圖2 某海上油田生產(chǎn)管匯和海管下岸掛片腐蝕速率變化趨勢

圖3 某海上某油田生產(chǎn)工藝參數(shù)

2.2 腐蝕性氣體檢測

海上油氣田主要的腐蝕性氣體為CO2和H2S。一般情況下CO2分壓小于0.021 MPa，腐蝕較輕微；CO2分壓介于0.021 MPa和0.21 MPa之間，腐蝕中等；當(dāng)CO2分壓高于0.21 MPa時，存在顯著的CO2腐蝕。當(dāng)H2S 分壓大于0.69 kPa 時，硫化鐵膜以Fe9S8為主，其晶格不完整，無保護(hù)性能，此時碳鋼的腐蝕速率也逐漸增大。NACE MRO175《油田設(shè)備抗硫化物應(yīng)力開裂的金屬材料》和SYJ12—85《天然氣地面設(shè)施硫化物應(yīng)力開裂金屬材料要求》均作出規(guī)定：總壓（絕）高于0.45 MPa，H2S分壓（絕）高于0.345 kPa的濕天然氣為酸性氣體；總壓（絕）高于1.8 MPa，H2S 分壓（絕）高于0.345 kPa，或氣相中H2S分壓（絕）大于69 kPa的含水原油為酸性原油。酸性天然氣和酸性原油可引起敏感材料發(fā)生H2S 應(yīng)力開裂（SCC）。經(jīng)過對油田H2S、CO2氣體檢測，2018年3月15日至2019年3月5日一年間，兩種腐蝕性氣體的濃度基本穩(wěn)定，且通過計算得知，此期間CO2最大分壓為0.054 MPa，最小分壓為0.048 MPa，具體數(shù)據(jù)見圖4。

圖4 某海上油田CO2/H2S監(jiān)測數(shù)據(jù)

利用室內(nèi)高溫高壓釜開展模擬試驗，提取現(xiàn)場油水樣，總壓3 MPa，溫度73℃，CO2分壓0.06 MPa，H2S分壓0.000 12 MPa，實驗時間7天，腐蝕速率僅僅為0.025 mm/a，掛片表面無腐蝕痕跡。

無論是腐蝕性氣體變化趨勢還是室內(nèi)模擬試驗的結(jié)果都說明，雖然系統(tǒng)內(nèi)存在CO2腐蝕風(fēng)險，但由于系統(tǒng)內(nèi)CO2含量和分壓保持穩(wěn)定，所以并不是腐蝕突然加劇的原因；H2S含量極低并且保持穩(wěn)定，對系統(tǒng)內(nèi)的腐蝕基本不造成影響。

2.3 生產(chǎn)水腐蝕相關(guān)因子檢測

在CO2—H2O 水體系中，油田碳鋼腐蝕產(chǎn)物是否具有保護(hù)性能主要取決于水質(zhì)的組成和溶液的pH值。在pH值小于7的溶液中，腐蝕產(chǎn)物具有較好的酸溶性而不具備保護(hù)性能，而在pH 值大于7 的條件下，腐蝕產(chǎn)物具有一定的抑制金屬進(jìn)一步腐蝕的作用。鈣離子、鎂離子、碳酸根離子、硫酸根離子（該油田不含鋇鍶離子）等是衡量管道內(nèi)結(jié)垢傾向的重要參數(shù)。2018年6月至2019年7月水質(zhì)分析結(jié)果見表1。

表1 水質(zhì)檢測結(jié)果

為了比較四個時期結(jié)垢趨勢變化，采用SY/T 0600—2009 油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測中5.1.4 的Oddo-Tomson 結(jié)垢預(yù)測方法，根據(jù)2.1 和2.2，產(chǎn)水量2 400 m3/d，產(chǎn)油量1 600 m3/d，產(chǎn)氣量32 000 m3/d，預(yù)測結(jié)果如表2所示。

通過對不同時期生產(chǎn)水化驗數(shù)據(jù)對比并結(jié)合結(jié)垢趨勢預(yù)測結(jié)果，發(fā)現(xiàn)水質(zhì)分析的組分基本穩(wěn)定，水質(zhì)無結(jié)垢趨勢。因此系統(tǒng)內(nèi)腐蝕速率突升不是由于生產(chǎn)水組分的變化所導(dǎo)致。

2.4 細(xì)菌檢測

該海上油田2018 年之前的細(xì)菌檢測結(jié)果都為零，2019年4月對生產(chǎn)管匯混合流體取樣，將底游離水過濾后分別進(jìn)行SRB、TGB、FB細(xì)菌培養(yǎng)，發(fā)現(xiàn)井下產(chǎn)出流體中開始出現(xiàn)細(xì)菌，細(xì)菌培養(yǎng)實驗結(jié)果見表3。

表3 生產(chǎn)水細(xì)菌培養(yǎng)實驗結(jié)果（2019 年4 月15 日取樣）

2.4.1 SRB 培養(yǎng)結(jié)果

對管匯分離生產(chǎn)水樣進(jìn)行SRB細(xì)菌培養(yǎng)，樣品SRB數(shù)量較多（見圖5），在103/mL級別。

圖5 生產(chǎn)管匯出口樣品SRB培養(yǎng)情況

2.4.2 TGB 培養(yǎng)結(jié)果

對所取生產(chǎn)水樣進(jìn)行TGB 細(xì)菌培養(yǎng)，樣品TGB數(shù)量在102/mL級別，見圖6。

圖6 生產(chǎn)管匯出口樣品TGB培養(yǎng)情況

2.4.3 FB 培養(yǎng)結(jié)果

對所取生產(chǎn)水樣進(jìn)行FB細(xì)菌培養(yǎng)，樣品FB數(shù)量在102/mL級別，見圖7。

圖7 生產(chǎn)管匯出口樣品FB培養(yǎng)情況

2.5 化學(xué)藥劑

油田在生產(chǎn)管匯腐蝕掛片上游注入原油緩蝕劑，2018 年至今化學(xué)藥劑型號及注入情況無變化，每年開展第三方室內(nèi)評價，緩蝕率均大于92%，性能穩(wěn)定。

2.6 其他因素

該海上平臺生產(chǎn)運行穩(wěn)定，在2019年1月15日進(jìn)行了一次單井調(diào)剖作業(yè)，返排流體有懸浮物，對下游油水分離器造成了大約6 h 的影響，之后系統(tǒng)恢復(fù)正常，初步判斷腐蝕速率反常升高可能與該次作業(yè)有關(guān)。

3 腐蝕原因確定及控制措施

3.1 腐蝕原因分析

通過對油田生產(chǎn)管匯流體的綜合分析及室內(nèi)模擬試驗結(jié)果分析，生產(chǎn)管匯及海管下岸掛片腐蝕速率突然升高的主要原因是SRB、TGB、FB細(xì)菌數(shù)量超標(biāo)，細(xì)菌含量反常升高的原因是2019年1月的單井調(diào)剖作業(yè)。

3.2 控制措施

1）2019年5—6月分別對生產(chǎn)管匯進(jìn)行了6次殺菌作業(yè)，批注入濃度5 000 mg/L，沖擊時間5 h。

2）2019年6月、9月、12月，對生產(chǎn)管匯和下海管掛片腐蝕進(jìn)行拆裝，對掛片進(jìn)行失重分析，腐蝕速率降低至0.076 mm/a，腐蝕速率變化曲線見圖8。

圖8 某海上油田生產(chǎn)管匯和海管下岸掛片腐蝕速率（2018—2019）

3）通過間歇注入殺菌劑，某油田生產(chǎn)管匯和海管腐蝕速率得到有效控制，達(dá)到了公司腐蝕控制的要求。

4 結(jié)論

某海上油田通過對比分析準(zhǔn)確找到了引起腐蝕速率突變的主要原因是單井調(diào)剖作業(yè)導(dǎo)致的SRB、TGB、FB 細(xì)菌數(shù)量超標(biāo)。通過優(yōu)化微生物控制措施，腐蝕速率由0.183 3 mm/a下降至0.060 5 mm/a，滿足了油田腐蝕管理要求。在設(shè)備檢修、修井等作業(yè)可能引入外來微生物，作業(yè)后要及時對工藝系統(tǒng)進(jìn)行殺菌處理，避免微生物大量繁殖，引起腐蝕速率升高。