任廣欣，周詩杰，唐海飛，石 銳，趙麗娜，岳 鵬

(中國石化西北油田分公司采油二廠，新疆庫爾勒 841604)

1 油田概況

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏，非均質(zhì)強，具有“兩超三高”(超深、超稠、高含膠質(zhì)瀝青質(zhì)、高含硫化氫/二氧化碳、高礦化度)的特點。單井最高硫化氫含量為80 627.19 mg/m3，最高二氧化碳含量為27.2%。塔河油田地層水總礦化度約為(1.9～2.1)×105mg/L，為 CaCl2型，密度約為1.141 g/cm3，Cl－含量平均為1.1 ×105mg/L，Ca2+、Mg2+含量約為1.2×104mg/L，pH值在5～7之間，呈弱酸性[1]。目前，共有各類管道2 475條，6 517 km，材質(zhì)以20#鋼為主，占66%，耐腐蝕能力弱。隨著油田含水持續(xù)上升、大規(guī)模鹽水倒運、注水注氣、間開生產(chǎn)、高溫集輸、服役年限增長等腐蝕因素相互疊加，腐蝕穿孔風(fēng)險進(jìn)一步增加。

2 腐蝕類型及機理

2.1 腐蝕類型

塔河油田H2S分布整體呈西北高、東西低的態(tài)勢，在稠油區(qū)塊富集;CO2各區(qū)塊差別較大，在0.5～10之間;總礦化度差別不大。參照NACE0175等標(biāo)準(zhǔn)，H2S、CO2共存時，當(dāng)分壓 PCO2/PH2S＞500時，以CO2腐蝕為主，PCO2/PH2S＜20時，以H2S腐蝕為主，PCO2/PH2S介于20～500之間時為H2S、CO2共同控制下的腐蝕。各區(qū)塊腐蝕情況見表1。

2.2 腐蝕機理

塔河油田采出液含水率高，腐蝕介質(zhì)含量高，在CO2－H2S－Cl－－H2O腐蝕環(huán)境體系下，外加溶解氧的介入，造成腐蝕介質(zhì)環(huán)境極其惡劣。

2.2.1 管內(nèi)流體流速的影響

根據(jù)集輸管道的管徑和輸液量計算，管道內(nèi)介質(zhì)流速大部分低于1.5 m/s。管輸介質(zhì)為油氣水三相，以油水混合液為主，頂部有少量伴生氣。管線內(nèi)壁長期運行附著一層油泥、腐蝕產(chǎn)物、沉積物混合物。管線腐蝕穿孔主要集中在管線側(cè)下方油水分界處，穿孔呈串珠狀沿著水線分布。

2.2.2 CO2與 H2S 酸性氣體共存

腐蝕過程為氣相H2S/CO2遇水形成酸，酸電離出的H+濃度較大并被還原成H原子。CO2腐蝕產(chǎn)物生成慢，致密，附著力強，不完整的膜導(dǎo)致了嚴(yán)重的臺地腐蝕，不生成產(chǎn)物膜的條件下，平均腐蝕速度高;H2S產(chǎn)物生產(chǎn)快，雖然疏松，附著力差，但離子選擇性抑制了CO2腐蝕及FeCO3的生成，含H2S環(huán)境平均腐蝕速度在1 mm/a左右，但存在點蝕問題[2]。

表1 各區(qū)塊腐蝕因素含量及主要腐蝕類型統(tǒng)計

2.2.3 采出液高含 Cl－加速了 CO2、H2S電化學(xué)腐蝕進(jìn)程

油氣田采出水Cl－含量大于10×104mg/L，介質(zhì)中的C1－會促進(jìn)碳鋼、不銹鋼等金屬或合金的局部腐蝕。在氯化物中，鐵及其合金均可產(chǎn)生點蝕，氯離子的存在會加速金屬的腐蝕。當(dāng)C1－含量較高時，在陽極區(qū)，導(dǎo)致一般坑蝕蔓延;另一方面，由于C1－半徑較小，極性強，易穿透保護(hù)膜，當(dāng)鈍化膜局部發(fā)生破壞時，破壞區(qū)的金屬和未破壞區(qū)形成了大陰極、小陽極的“鈍化－活化”腐蝕電池，腐蝕向基體縱深發(fā)展而形成蝕孔，使管線發(fā)生嚴(yán)重點蝕，最終導(dǎo)致穿孔[2]。

2.2.4 溶解氧加劇腐蝕

氧腐蝕速率迅速，間歇注水、鹽水掃線、伴水輸送等生產(chǎn)方式的管線內(nèi)流體為低流速下的氣液分層流，以溶解氧、酸性氣體電化學(xué)腐蝕為主，溶解氧含量越大，擴散過程越快，擴散時間越短，腐蝕程度加劇，管線腐蝕受溶解氧擴散過程控制[3]，見圖1。

圖1 溶解氧擴散模型

3 苛刻環(huán)境下管道泄漏綜合防治技術(shù)

3.1 緩蝕劑防腐技術(shù)

3.1.1 單井緩蝕劑加注技術(shù)

為提高緩蝕劑防腐效率，改變目前計轉(zhuǎn)站集中加注緩蝕劑模式，引進(jìn)智能式單井緩蝕劑加注裝置，將緩蝕劑加注點遷移至井口，提高緩蝕劑保護(hù)范圍。近4年緩蝕劑加注點變化情況見圖2。

圖2 近4年緩蝕劑加注點變化情況

3.1.2 緩蝕劑加注效果評價

采取“腐蝕掛片監(jiān)測+緩蝕劑殘余濃度檢測”的方法，對不同種類、不同濃度的緩蝕劑開展緩蝕劑作用效果評價。

a)近4年來，采油二廠分別應(yīng)用SWPC－6、SWPC－6－1、JH －01、KY－5四類緩蝕劑，集輸主干線腐蝕監(jiān)測的點腐蝕和平均腐蝕速率結(jié)果評價值顯示，腐蝕速率均處于同比下降水平，見圖3。

圖3 近4年集輸主干線腐蝕監(jiān)測變化趨勢

b)不同緩蝕劑加注方式效果評價。為提高不同加注方式條件下緩蝕劑作用效果的評估準(zhǔn)確度，分別選取6－3站和12－4站兩座計轉(zhuǎn)站進(jìn)行緩釋率效果評價。其中6－3站為H2S－CO2共同腐蝕環(huán)境，12－4站為H2S腐蝕環(huán)境。試驗過程中采取連續(xù)加注和間歇加注的方式評價防腐效果，加注濃度為30 μmol/mol，在6－3站和12－4站開展分別為期2個月的對比評價實驗。其中間歇加注時，加藥周期為3天1次，分別錄取兩個站連續(xù)加注和間歇加注的平均腐蝕速率進(jìn)行對比，見圖4。

圖4 不同加注方式腐蝕速率對比

通過對比實驗發(fā)現(xiàn)，兩個站進(jìn)行間歇加注都比連續(xù)加注腐蝕速率高，分別高出46.03%、34.21%，說明連續(xù)加注效果較好。

c)不同緩蝕劑加注量濃度效果評價。為了評價不同濃度緩蝕劑的防腐效果，在6－3站和12－4站開展分別為期2個月的對比評價實驗，加注濃度分別為 20 μmol/mol、30 μmol/mol，分別錄取兩個站不同緩蝕劑濃度條件下平均腐蝕速率進(jìn)行對比，見圖5。

圖5 不同加注濃度腐蝕速率對比

通過腐蝕速率對比，兩個計轉(zhuǎn)站提高緩蝕劑加注濃度后腐蝕速率均有不同程度下降。

d)單井緩蝕劑加注評價。為論證單井緩蝕劑加注效果，用標(biāo)準(zhǔn)曲線法分別檢測TK755井產(chǎn)出液、TK775井至7－1站混合液的緩蝕劑殘余濃度，評價緩蝕劑防腐效果，見表2，圖6。

7－1站內(nèi)腐蝕掛片監(jiān)測結(jié)果，平均腐蝕速率降幅達(dá)52%。說明井口緩蝕劑加注有效降低了生產(chǎn)流程系統(tǒng)的腐蝕速率，實現(xiàn)從井口到站內(nèi)一體化防腐。

表2 緩蝕劑殘余濃度檢測 μmol·mol－1

圖6 7－1單井緩蝕劑覆蓋前后站內(nèi)腐蝕速率對比

3.2 單井管道腐蝕治理技術(shù)

3.2.1 HTPO內(nèi)穿插+風(fēng)送擠涂技術(shù)

單井管道腐蝕治理采用“HTPO內(nèi)穿插”和“風(fēng)送擠涂”治理技術(shù)，分別見圖7、圖8。兩種修復(fù)工藝優(yōu)缺點對比見表3。歷年來累計完成單井管道治理183條，治理后未發(fā)生時效事件，防腐效果良好。

3.2.2 管道分批治理承包模式探索

從管道運行現(xiàn)狀分析，單井管道腐蝕治理工作較大。2017年創(chuàng)新單井管道治理承包模式，采取“整體發(fā)包，逐年建成，分期付款，強化質(zhì)保”的方式，緩解資金壓力，在工作量進(jìn)度方面提前完成高隱患管道治理;治理單位通過分批治理合約提前接單，獲得穩(wěn)定工作量，確保隊伍穩(wěn)定性，實現(xiàn)雙方共贏。

圖7 HTPO非金屬管內(nèi)穿插原理

圖8 風(fēng)送擠涂技術(shù)原理

表3 管道修復(fù)工藝優(yōu)缺點對比

3.3 管道分級管理技術(shù)

3.3.1 管道分類級別

采油二廠現(xiàn)有站間及單井管道806條，其中內(nèi)防管道183條、占比22.7%，穿越水域管道413條、占比51.2%。以“是否發(fā)生過穿孔、是否做過內(nèi)防、是否穿越水域以及服役年限長短”為風(fēng)險標(biāo)準(zhǔn)，將管道分為三級，具體分類如下。

a)一級。①未做過內(nèi)防的站間集輸管道;②發(fā)生過穿孔、未做內(nèi)防、穿越水域的單井管道。

b)二級。①發(fā)生過穿孔、未做內(nèi)防、未穿越水域的單井管道;②未發(fā)生過穿孔、未做內(nèi)防、服役年限超過5年的單井管道。

c)三級。①過內(nèi)防的站間、單井管道;②未發(fā)生過穿孔、未做內(nèi)防、服役年限小于5年的單井管道;③已使用氮氣置換和即將進(jìn)行氮氣置換的站間、單井管道。

3.3.2 管理措施

針對管道分級情況，制定了相應(yīng)的管理措施。

a)充分利用無人機，加大管道日常巡檢力度，其中一級管道正常巡檢1天1次，二級管道3天1次，三級管道5天1次。

b)充分利用站內(nèi)DCS系統(tǒng)和PCS系統(tǒng)，結(jié)合實際情況，定期設(shè)置、調(diào)整壓力、溫度等報警值，實行“一站一策、一井一策”，采用無人機巡檢和人工巡檢同步進(jìn)行、相互配合的方式完成異常巡檢。①對于站間集輸管道，一級管道當(dāng)計轉(zhuǎn)站外輸壓力下降0.1 MPa或聯(lián)合站進(jìn)站溫度下降2℃以上時立即安排巡檢;三級管道當(dāng)計轉(zhuǎn)站外輸壓力下降0.2 MPa或聯(lián)合站進(jìn)站溫度下降2℃以上時立即安排巡檢。②對于單井生產(chǎn)管道，一級管道進(jìn)站溫度下降2℃或單井回壓下降0.1 MPa時立即安排巡檢;二級管道進(jìn)站溫度下降2℃或單井回壓下降0.2 MPa時立即安排巡檢;三級管道進(jìn)站溫度下降2℃或單井回壓下降0.3 MPa時立即安排巡檢。

c)利用計轉(zhuǎn)站單井計量裝置監(jiān)控油井、管道液量變化情況，當(dāng)計量產(chǎn)液下降10%時，立即安排無人機巡檢。

d)按照“寧可錯報、不可不報、獎懲結(jié)合”的原則，通過硬性約束和正向激勵雙向措施，全面動員巡井人員、管理人員以及施工人員在路途中隨時留意和觀察周邊區(qū)域情況，通過智能平臺，建立有效的信息溝通、反饋機制，一旦發(fā)現(xiàn)原油泄漏或疑似泄漏事件，立即上報并啟動應(yīng)急預(yù)案，在核實現(xiàn)場情況的同時，做好應(yīng)急搶險準(zhǔn)備。

e)受環(huán)境條件限制，夜間重點利用DCS系統(tǒng)和PCS系統(tǒng)監(jiān)控各項運行參數(shù)，并設(shè)置夜間人工巡檢應(yīng)急機動組，一旦發(fā)生異常情況，人員隨時出發(fā)巡檢。

f)強化責(zé)任落實和監(jiān)督考核，要求各采油管理區(qū)每日將管道巡檢記錄表、巡檢影像資料上報進(jìn)行監(jiān)督檢查，對于不落實巡檢要求的嚴(yán)肅問責(zé)。

3.3.3 取得成效

管道分級管理技術(shù)運用以來，結(jié)合“人工巡線”+“無人機巡線”+PCS系統(tǒng)預(yù)警機制，管道刺漏發(fā)現(xiàn)并處置的時間不超過2 h，有效降低了管道刺漏后原油泄漏造成的污染。

3.4 水體防污染應(yīng)急管控技術(shù)

結(jié)合油區(qū)季節(jié)性洪水的特點，建立水體泄漏污染應(yīng)急處置預(yù)案，經(jīng)多次演練，梳理出原油水體泄漏防污染擴散六大要素。

a)攔:在流動水域下游及下風(fēng)口方向設(shè)置多層攔油網(wǎng)，防止污油進(jìn)一步擴散。

b)找:充分利用無人機技術(shù)，加大睡眠巡檢力度，及時發(fā)現(xiàn)漏點。

c)圍:及時切斷泄漏點相連接的生產(chǎn)流程，并用攔油網(wǎng)將漏點周圍圍住，控制原油擴散。

d)掃:采取軟化水掃線，氮氣吹掃，將管體內(nèi)油污吹掃干凈，避免原油持續(xù)溢出。

e)收:開挖集油坑，用泵車將油水混合物吸入車內(nèi)，沉降后從罐車下部將水放出，循環(huán)收油。

f)治:從上游到下游，對油污聚集區(qū)進(jìn)行逐一清理，最后回收攔油網(wǎng)。

4 結(jié)論

a)管線介質(zhì)的低流速，高含硫化氫、二氧化碳，含水升高是導(dǎo)致管線腐蝕的基本原因。

b)采出水中高含氯離子加劇腐蝕進(jìn)程，促進(jìn)點蝕的發(fā)生。

c)溶解氧的引入形成高含氧腐蝕環(huán)境，加劇管線腐蝕。

d)緩蝕劑防腐效果評價顯示:提高緩蝕劑加注濃度有助于減緩腐蝕;緩蝕劑連續(xù)加注的效果優(yōu)于間歇加注。

e)歷年來的監(jiān)測結(jié)果顯示:擴大緩蝕劑加注覆蓋率、采用更高效緩蝕劑均有助于腐蝕速率的降低。

f)管道治理過程中，內(nèi)穿插技術(shù)及風(fēng)送擠涂技術(shù)均存在不同類型的制約因素，且治理管道的耐溫性能仍在進(jìn)一步研發(fā)，仍需提升。

g)管道分級管理技術(shù)大幅提升了巡線效率，有效降低了苛刻條件下管道腐蝕穿孔后原油泄漏產(chǎn)生的污染。

h)水體污染泄漏應(yīng)急管理演練中顯示，水體污染治理，現(xiàn)場統(tǒng)籌協(xié)調(diào)及管理至關(guān)重要。