張鵬虎(中國(guó)石油工程建設(shè)有限公司華北分公司國(guó)際事業(yè)部，河北 任丘 062550)

0 引言

目前國(guó)內(nèi)老油田經(jīng)過(guò)幾十年的開發(fā)，已經(jīng)進(jìn)入油田開發(fā)的中后期，大多老油田都有產(chǎn)液含水率較高、地面系統(tǒng)龐大、站場(chǎng)眾多且負(fù)荷率低、站場(chǎng)能耗居高不下、外輸管線低輸量高能耗運(yùn)行等突出的特點(diǎn)。而通過(guò)將油田內(nèi)部合格原油輸送管道由輸送合格原油改為輸送低含水油，即能較好的解決輸油線面臨的低輸量高能耗的問(wèn)題，也能使上游聯(lián)合站不再受制于處理成合格原油的要求，可以進(jìn)一步簡(jiǎn)化優(yōu)化為放水站，從而達(dá)到聯(lián)合站降級(jí)、提高站場(chǎng)負(fù)荷率、降低站場(chǎng)能耗的目的。上游低含水原油輸往下游后，再集中處理成合格原油，這樣通過(guò)以上的調(diào)整，從整體上就將原先分散的眾多的原油處理小系統(tǒng)整合成了一個(gè)大的整體的原油處理系統(tǒng)，從而達(dá)到將整個(gè)區(qū)域優(yōu)化簡(jiǎn)化整合，節(jié)能減耗，統(tǒng)一管理的目的。但是需要特別注意的是，將合格原油輸油管道轉(zhuǎn)變?yōu)榈秃洼斔凸艿篮?，因?yàn)檩斔徒橘|(zhì)中采出水的存在，可能會(huì)出現(xiàn)輸油管道腐蝕加劇的風(fēng)險(xiǎn)，造成安全隱患，往往油田內(nèi)部輸油管道都是油田內(nèi)部的輸油動(dòng)脈，其重要性不言而喻。因此，需要特別分析輸油管線發(fā)生腐蝕加劇的可能性及探索相應(yīng)的腐蝕應(yīng)對(duì)措施，保證輸油管線的正常使用壽命。

1 低含水油管道腐蝕分析

優(yōu)選某老油田內(nèi)部某條典型低含水油輸送管道進(jìn)行分析，該老油田采出水因高含Cl-等離子以及游離的CO2，礦化度較高，高礦化度使水的電導(dǎo)率增加，從而加快了水對(duì)金屬管道的腐蝕[1-2]，造成集輸系統(tǒng)一直存在較嚴(yán)重的采出水腐蝕問(wèn)題，這也是各油田普遍面臨的問(wèn)題。先對(duì)該油田某區(qū)塊采出水進(jìn)行室內(nèi)腐蝕實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如表1所示。

表1 采出水腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從試驗(yàn)結(jié)果可以看出，該管線采出水在運(yùn)行溫度(40～60 ℃)下腐蝕級(jí)別達(dá)到了中等甚至較重級(jí)別。

與集輸系統(tǒng)中，采出水以游離水狀態(tài)存在不同，在低含水油輸送過(guò)程中，采出水并不是以游離水狀態(tài)存在，而是以乳化狀態(tài)存在，針對(duì)此區(qū)別，需要進(jìn)一步對(duì)乳化液腐蝕性進(jìn)行了試驗(yàn)驗(yàn)證。試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

表2 該管線輸送原油不同乳化含水率腐蝕速率數(shù)據(jù)

該管線輸送原油乳化含水率從0%～20%的室內(nèi)腐蝕速率范圍為0.000 2～0.008 1 mm/a，雖然腐蝕速率隨著含水率的增加而增加，但這種增加是非常緩慢的，且最大腐蝕速率0.008 1 mm/a遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)(GB/T 23258—2009)0.025 mm/a的控制線。

試驗(yàn)證明，真正會(huì)造成管線腐蝕的是游離的采出水而不是含有采出水的乳化物。而低含水油在管線中輸送過(guò)程中會(huì)不會(huì)有采出水析出呢，重新析出的采出水和游離水腐蝕性是否一致呢，為了對(duì)其進(jìn)行驗(yàn)證。開展了模擬外輸管道乳化油析出水時(shí)間的試驗(yàn)。試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在運(yùn)行溫度50 ℃左右，含水20%時(shí)，5 h就會(huì)出現(xiàn)析出水，55 ℃運(yùn)行時(shí)，僅3 h就會(huì)出現(xiàn)析出水。而該管線運(yùn)行時(shí)間為14.68 h。因此可以推測(cè)出輸送過(guò)程中游離水的析出是有可能的。

進(jìn)一步對(duì)析出游離水進(jìn)行腐蝕試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如表3所示。

表3 析出水腐蝕試驗(yàn)結(jié)論

腐蝕試驗(yàn)得出，乳化油析出水腐蝕速率在40～80 ℃時(shí)腐蝕速率的范圍為：0.002 7～0.008 9 mm/a，腐蝕等級(jí)為低級(jí)。

綜合以上實(shí)驗(yàn)分析可以得出，采出水具有一定的腐蝕性。但是低含水油輸送過(guò)程中，大部分采出水是以乳狀液的形式存在，不會(huì)產(chǎn)生腐蝕。在管輸過(guò)程中，采出水是有一定的可能性從乳化狀態(tài)中析出，但是通過(guò)進(jìn)一步的析出水腐蝕實(shí)驗(yàn)可知，該析出水腐蝕性仍為低級(jí)，對(duì)管線的腐蝕較低。

2 解決管線中出現(xiàn)聚集游離水的對(duì)策措施

管線中大量出現(xiàn)游離水除了分析管線運(yùn)行過(guò)程中采出水自乳化狀態(tài)自然析出的情況以外，還需要對(duì)上游站場(chǎng)的原油處理系統(tǒng)進(jìn)行分析，對(duì)其流程進(jìn)行改造或優(yōu)化，保證不會(huì)出現(xiàn)因上游處理系統(tǒng)運(yùn)行不穩(wěn)定造成的將持續(xù)大量的游離水直接注入管線的情況發(fā)生，從而保證不會(huì)出現(xiàn)管線的腐蝕加劇。

上游站場(chǎng)一般包括聯(lián)合站簡(jiǎn)化優(yōu)化后的放水站以及插輸站場(chǎng)，放水站一般位于管線首端以及中間站場(chǎng)，目前油田簡(jiǎn)化優(yōu)化后的插輸站場(chǎng)一般只保留一級(jí)分離以及外輸系統(tǒng)，以及分離一般均為通過(guò)三相分離器進(jìn)行伴生氣及游離水分離，三相分離器為了應(yīng)對(duì)高含水來(lái)液的處理，均按照15～30 min沉降時(shí)間進(jìn)行的考慮，根據(jù)該油田原油物性考慮，該停留時(shí)間一級(jí)三相分離器脫出絕大部分的游離水是沒有問(wèn)題的，因此不會(huì)有持續(xù)的游離水進(jìn)入下游管道。以及分離后的低含水油一般會(huì)進(jìn)入儲(chǔ)罐儲(chǔ)存緩沖后外輸，在儲(chǔ)罐中進(jìn)行儲(chǔ)存緩沖時(shí)，是會(huì)出現(xiàn)游離水析出的情況，針對(duì)分離器脫后油在儲(chǔ)罐或外輸緩沖罐析出游離水的問(wèn)題，可以采用增加儲(chǔ)罐高出口，定期對(duì)儲(chǔ)罐放底水的方法進(jìn)行解決，外輸油從儲(chǔ)罐高出口儲(chǔ)罐即可較好的保證不會(huì)將沉降出的采出水輸至外輸管道。若上游三相分離器工作不穩(wěn)定，出現(xiàn)波動(dòng)，偶爾有小股游離水來(lái)到下游，該方法也可以較好的應(yīng)對(duì)解決。

中間插輸站場(chǎng)一般會(huì)因產(chǎn)液量比較小，并且沒有有效注水的要求，因此處理流程均為脫氣候?qū)⒏吆畞?lái)液直接插輸入輸油管道。為了保證該高含水來(lái)液能夠均勻的注入輸油管線，不會(huì)對(duì)輸油管線中含水油的含水率造成較大重啟，因此均采用采用小流量、持續(xù)注入及增設(shè)靜態(tài)混合器的方式進(jìn)行外輸。

針對(duì)輸油管線沿途可能存在因高差造成的低點(diǎn)可能存在采出水的長(zhǎng)期積聚，從而造成腐蝕，因?yàn)槟壳八懈臑榈秃徒唤佑?jì)量的管線均有外輸通球流程，可以通過(guò)增加通球頻率來(lái)清理管線內(nèi)積攢的析出水，并通過(guò)智能清管進(jìn)行腐蝕檢測(cè)，保證了管線的安全可控運(yùn)行。

3 結(jié)語(yǔ)

低含水油輸送在國(guó)外應(yīng)用較多，但是控制含水率較低，低含水油輸送在實(shí)際實(shí)施之前，因不同油品控制含水率有差異，因此應(yīng)根據(jù)油品進(jìn)行相應(yīng)的含水率控制線的分析，從而進(jìn)行流程上操作運(yùn)行上的一些有針對(duì)性的防腐蝕措施的實(shí)施，才能保證輸油管線的平穩(wěn)運(yùn)行。