吳華林 趙元元 楊 陽(yáng) 柴圓圓

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司海南分公司，海南 海口 570311；2. 中海油（天津）管道工程技術(shù)有限公司，天津 300452；3. 海油來(lái)博（天津）科技股份有限公司，天津 300451）

0 引言

油田投入開(kāi)采后，隨著時(shí)間增長(zhǎng)，地層壓力逐漸減小，原油無(wú)法再通過(guò)地層壓力流出，此時(shí)需要通過(guò)注水方式補(bǔ)充地下壓力損失，并將原油從地下驅(qū)替到地面上來(lái)。油田注水主要通過(guò)注水管道實(shí)現(xiàn)，注水管道運(yùn)行的穩(wěn)定性對(duì)石油開(kāi)采有著重要的意義，水質(zhì)pH值、含氧量、酸性氣體（如H2S、CO2）和細(xì)菌等是引發(fā)注水管道腐蝕的重要誘因[1-3]。因此全面科學(xué)監(jiān)測(cè)，采取恰當(dāng)?shù)姆栏胧?，才能提高注水管道運(yùn)行的穩(wěn)定性。

某海上平臺(tái)注水管道于1997年投入使用，本文通過(guò)多種檢測(cè)手段對(duì)注水海管的腐蝕情況進(jìn)行綜合分析，確定腐蝕程度和原因，并提出相應(yīng)的腐蝕控制方案與措施。

1 注水海管的基礎(chǔ)信息與運(yùn)行監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)

1.1 注水海管的基礎(chǔ)信息

該平臺(tái)注水海管于1997年投產(chǎn)，海管結(jié)構(gòu)為單層管，長(zhǎng)度1.5km，內(nèi)徑146.3mm，設(shè)計(jì)壽命為15年?；A(chǔ)信息如表1所示。

表1 注水海管基礎(chǔ)信息

1.2 海管運(yùn)行工況

對(duì)該注水海管在1997年～2021年期間運(yùn)行溫度維持在40～60℃之間，海管設(shè)計(jì)溫度為70℃，海管運(yùn)行期間無(wú)超溫工況。運(yùn)行壓力基本均在2.5MPa以下，未超過(guò)設(shè)計(jì)壓力4.5MPa。海管輸水量最大值為3038m3/d，平均輸水量為976.8m3/d，根據(jù)輸水量計(jì)算海管運(yùn)行期間最高流速為2.09m/s，平均流速為0.67m/s。

1.3 輸送介質(zhì)成分分析

該海管為注水海管。如表2所示，水質(zhì)檢測(cè)結(jié)果顯示輸送介質(zhì)呈弱堿性，水型為CaCl2型，水質(zhì)總礦化在9000～9500mg/L，屬于高礦化度水型。

1.4 清管情況分析

該平臺(tái)注水海管自2000年至2018年期間，每年使用泡沫清管球清管1～3次，清出物只有部分浮油及油泥，無(wú)明顯垢片及顆粒雜質(zhì)。2019～2021年間，使用了清管效果較強(qiáng)的機(jī)械皮碗球、機(jī)械刮板球與機(jī)械直板球，清出垢片及砂狀顆料物共計(jì)約180kg。

2 管道內(nèi)腐蝕探究

2.1 垢樣分析

海管2019～2021年間的清管產(chǎn)物外觀為黑色，其中機(jī)械雜質(zhì)含量最高為60.04%。采用XRD和XRF對(duì)清管產(chǎn)物進(jìn)行組分分析，如表3所示，在金屬元素含量中，F(xiàn)e含量為65.8%；非金屬元素中，C含量為4%，S含量為3.8%。XRD檢測(cè)結(jié)果顯示結(jié)晶主體存在FeCO3、FeO（OH）和Fe3O4，均為氧腐蝕產(chǎn)物。因此，推測(cè)氧是引起海管內(nèi)壁腐蝕的主要因素[4]。

2.2 CO2和SO2含量監(jiān)測(cè)結(jié)果

目前油氣工業(yè)中根據(jù)CO2分壓判斷CO2腐蝕性的經(jīng)驗(yàn)規(guī)律如下所示：

當(dāng)CO2分壓低于0.021MPa（3psi）時(shí)，腐蝕可以忽略；

當(dāng)CO2分壓為0.021～0.21MPa（3～30psi）時(shí)，中等腐蝕；

當(dāng)CO2分壓高于0.21MPa（30psi）時(shí)，嚴(yán)重腐蝕。

判斷硫化物應(yīng)力開(kāi)裂根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0599-1997《天然氣地面設(shè)施抗硫化物應(yīng)力開(kāi)裂技術(shù)材料要求》中規(guī)定的“當(dāng)氣體總壓（絕對(duì)壓力）大于或等于0.4MPa，硫化氫分壓大于或等于0.0003MPa時(shí)，稱為酸性天然氣，該天然氣可引起敏感材料發(fā)生硫化物應(yīng)力開(kāi)裂?！?/p>

該平臺(tái)主要開(kāi)采流程中CO2和SO2含量檢測(cè)結(jié)果如表4所示。CO2含量最大值為2.1%，分壓均低于0.021MPa，管道內(nèi)發(fā)生CO2腐蝕的可能性較低。各生產(chǎn)分離器中，H2S含量歷年監(jiān)測(cè)最大值為20ppm。其分壓值遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0599-1997《天然氣地面設(shè)施抗硫化物應(yīng)力開(kāi)裂技術(shù)材料要求》規(guī)定的0.0003MPa，因此海管硫化物應(yīng)力開(kāi)裂的可能性很小。

2.3 微生物實(shí)驗(yàn)

在油氣田行業(yè)，引起腐蝕的主要微生物有硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細(xì)菌（FB）和腐生菌（TGB）這三大類[5]。

2020年10月，在該平臺(tái)注水海管出口取水樣，進(jìn)行SRB、FB和TGB培養(yǎng)實(shí)驗(yàn)。按照絕跡稀釋法設(shè)五級(jí)測(cè)試瓶，將需測(cè)定的水樣用無(wú)菌注射器逐級(jí)注入測(cè)試瓶中，在45oC恒溫箱中培養(yǎng)7d后讀數(shù)。其中SRB含量為110個(gè)/mL，F(xiàn)B含量為10000個(gè)/mL，TGB含量為0.6個(gè)/mL。

研究認(rèn)為，鐵細(xì)菌主要以銹蝕垢形式參與，作用在高濃度氧區(qū)和金屬表面分成的小陽(yáng)極點(diǎn)以及大范圍陰極區(qū)，通過(guò)氧濃差電池反應(yīng)，在短時(shí)間內(nèi)形成大量鐵氧化物沉積物。這與垢樣的XRD組分分析結(jié)果相一致。

2.4 腐蝕模擬試驗(yàn)及腐蝕發(fā)展趨勢(shì)預(yù)測(cè)

鑒于2019～2021年間清管所得的垢片及砂狀顆料物較多，對(duì)這三年的腐蝕模擬試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。平臺(tái)于海管入口處取水樣，試驗(yàn)時(shí)間均為3天。具體試驗(yàn)條件和試驗(yàn)結(jié)果分別如表5和表6表示。腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，掛片均勻腐蝕速率為0.1755mm/a。

表5 腐蝕模擬試驗(yàn)條件

表6 腐蝕模擬試驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)NACE RP0775-2005標(biāo)準(zhǔn)中腐蝕程度分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)：均勻腐蝕速率小于0.025mm/a，屬于輕度腐蝕；均勻腐蝕速率介于0.025～0.12mm/a，屬于中度腐蝕；均勻腐蝕速率介于0.13～0.25mm/a，屬于高度腐蝕；均勻腐蝕速率大于0.25mm/a，屬于重度腐蝕，判斷該平臺(tái)注水海管屬于高度腐蝕。

按照DNV-RP-F101標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算評(píng)估注水管道的內(nèi)腐蝕剩余壽命，計(jì)算結(jié)果如表7所示，得到管道剩余使用壽命為25.12年。按照DNV-RP-F101進(jìn)行剩余強(qiáng)度和剩余腐蝕壽命評(píng)估，截止到2021年10月，該海管剩余強(qiáng)度18.18MPa，超過(guò)最大允許操作壓力1.8 MPa和設(shè)計(jì)壓力4.5MPa，剩余強(qiáng)度足夠。

3 內(nèi)腐蝕原因分析

該平臺(tái)注水管道于1997年投產(chǎn)，設(shè)計(jì)壽命為15年，目前已在海上服役超25年。2019年前，注水海管運(yùn)行工況穩(wěn)定，輸送的注水介質(zhì)性質(zhì)均呈弱堿性、CaCl2型，清管的清出物只有部分浮油及油泥，無(wú)明顯垢片及顆粒雜質(zhì)。2019年以后，受輸送介質(zhì)自身性質(zhì)、溶解氧、管道結(jié)垢及細(xì)菌等情況影響，注水海管出現(xiàn)一定程度的腐蝕，下面對(duì)該海管中可能存在的腐蝕原因進(jìn)行分析：

（1）輸送介質(zhì)自身的影響

注水海管中水質(zhì)為CaCl2型，Cl-含量較高，可以促進(jìn)水質(zhì)中的電化學(xué)反應(yīng)進(jìn)行。大量的Cl-富集在表面，使Fe失去電子生成Fe2+，加速了金屬的陽(yáng)極溶解。Fe2+與OH-生成固體Fe（OH）2，F(xiàn)e（OH）2在含氧介質(zhì)中不穩(wěn)定，和氧氣反應(yīng)，再脫水后生成各種形態(tài)的鐵的氧化物，為形成垢下腐蝕提供環(huán)境。

海管注水中含有CO2和SO2氣體溶解其中，但2015～2020年間兩種氣體的含量持續(xù)很低。垢片的XRF檢測(cè)結(jié)果顯示，S元素含量為3.8%，但XRD中并無(wú)FeS的特征晶體衍射，只有少量FeCO3生成。因此可認(rèn)為CO2和SO2不是該平臺(tái)注水海管腐蝕的主導(dǎo)因素；

（2）固體雜質(zhì)及結(jié)垢情況的影響

海管在輸送介質(zhì)流動(dòng)速率較低及清管不充分的條件下會(huì)發(fā)生固體雜質(zhì)沉積。注水海管中的固體雜質(zhì)沉積主要包括砂、油泥、腐蝕產(chǎn)物（FeS、FeCO3等）以及水中離子結(jié)垢形成的碳酸鈣、硫酸鋇等物質(zhì)。固體雜質(zhì)沉積后往往會(huì)導(dǎo)致局部產(chǎn)生較為嚴(yán)重的沉積物下腐蝕（俗稱垢下腐蝕）。此外，細(xì)菌可能在油泥與結(jié)垢堆積處大量繁殖，從而造成局部腐蝕，加劇海管的腐蝕。

該海管流速平均流速為0.67m/s，流速較低，在管道高程高低起伏變化時(shí)，容易在管道低洼處聚集固體雜質(zhì)。海管清管產(chǎn)物分析顯示機(jī)械雜質(zhì)占比為60.04%，垢樣主體存在FeCO3、FeO（OH）和Fe3O4，產(chǎn)物整體呈黑色泥沙狀。從清管情況上看，2019～2021年當(dāng)海管使用清管能力較強(qiáng)的機(jī)械皮碗球、機(jī)械刮板球與機(jī)械直板球時(shí)，清出垢片砂狀顆粒物較多，表明海管內(nèi)存在結(jié)垢；

（3）溶解氧的影響

溶解氧對(duì)注水的腐蝕性有顯著影響，溶液中含有極低濃度的氧就可造成極為嚴(yán)重的腐蝕，如果同時(shí)有CO2或SO2氣體存在，腐蝕速度會(huì)急劇升高。溶解氧同時(shí)還有助于細(xì)菌，如好氧菌-鐵細(xì)菌的生長(zhǎng)，加快腐蝕速率。

國(guó)內(nèi)外油田還沒(méi)有統(tǒng)一的注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。一般情況下，地層水的總礦化度大于5000mg/L時(shí)溶解氧含量應(yīng)低于0.05mg/L，總礦化度小于5000mg/L時(shí)溶解氧含量小于0.5mg/L。該平臺(tái)的注水管道總礦化度約9000～10000mg/L，溶解氧應(yīng)低于0.05mg/L。

2020年10月，在該平臺(tái)注水海管出口處取的水樣，經(jīng)多次檢測(cè)實(shí)際含氧量為0.12～0.15mg/L。井口采出液中通常不含O2，注水中的溶解氧主要來(lái)源于平臺(tái)工藝流程中溢入的空氣（二級(jí)真空度不足等）和水源井水中溶解的氧（水源井水除氧不徹底時(shí)會(huì)有殘留）。垢樣檢測(cè)結(jié)果中存在的FeO（OH）和Fe3O4為氧腐蝕產(chǎn)物[6]，這也驗(yàn)證了海管輸送介質(zhì)中內(nèi)存在的溶解氧；

（4）微生物影響

該平臺(tái)注水海管出口處水樣SRB含量為110個(gè)/mL，F(xiàn)B含量為10000個(gè)/mL，TGB含量為0.6個(gè)/mL。其中FB和SRB是關(guān)系比較密切的伴生菌，鐵細(xì)菌是嗜氧菌，能把水中的Fe2+氧化成Fe3+，在短時(shí)間內(nèi)產(chǎn)生大量的鐵氧化物沉積，堵塞管道，使管道受到腐蝕，同時(shí)將SRB包圍其中，為SRB細(xì)菌的生長(zhǎng)創(chuàng)造了厭氧環(huán)境。因此形成了嗜氧菌與厭氧菌共同作用下的腐蝕[7]。

4 結(jié)語(yǔ)

該平臺(tái)注水海管已使用25年之久，預(yù)測(cè)剩余使用壽命約25年。海管的腐蝕主要由輸送介質(zhì)中的溶解氧、管內(nèi)結(jié)垢和細(xì)菌腐蝕共同作用引起。針對(duì)以上情況，提出以下幾點(diǎn)建議：

（1）保持目前的清管頻次，采用清管能力更強(qiáng)的清管球（如機(jī)械刮板球、機(jī)械直板球）清出管道內(nèi)的垢樣，對(duì)清管效果（清出物成分組成、清出物固體雜質(zhì)數(shù)量）進(jìn)行追蹤評(píng)估，以便及時(shí)優(yōu)化清管頻次和清管方式；

（2）可在清管后沖擊式加注殺菌劑進(jìn)行海管內(nèi)細(xì)菌控制，減少細(xì)菌滋生所造成的腐蝕；

（3）鑒于細(xì)菌含量較高，建議選用合適的殺菌劑，配合緩蝕劑等共同使用，抑制細(xì)菌繁殖和生長(zhǎng)，以保護(hù)和延長(zhǎng)注水海管使用壽命；

（4）關(guān)注溶解氧的含量變化情況，定期進(jìn)行溶解氧和細(xì)菌等含量的檢測(cè)，以便及時(shí)采取措施。