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1、塔里木、塔河油田腐蚀现状及案例分析汤天遴1董训长2陈薇2 陈芳2潘志明2 (1新疆天普石油天然气科技开发有限公司0991-3665990 13609906106)(2塔里木油田开发事业部0996-21 72364)摘要 塔里木、塔河油田位于塔里木盆地。部分油区相互交错，相邻区块地层产出液 性质差异不大，具有共同的腐蚀特点，如塔中、桑南、塔河油田主力油区油井均不同程度的 含有H2s、CO：气体，地层产出水具有矿化度高(平均在24104mgL左右)，PH值低(平均在55“-6O)，呈弱酸性，且含有较高的H2S、C02，腐蚀性强的特点。油气集输系统自投产以来 多次出现了腐蚀穿孔，以内腐蚀为主，较严重
2、的影响了油田的正常生产。本文通过对近年来 收集的一些油田生产系统腐蚀现象进行分析，从而了解油田生产系统腐蚀特点，明确初步腐 蚀因素，为油田腐蚀与防护提供一些依据。同时简要的提出了一些较为成熟的油田防腐技术。关键词腐蚀现状因素分析 防护措施1前言塔里木、塔河油田位于塔里木盆地，是国家重点能源基地，是西气东输的起源地。主力 油区具有油层埋藏深，原油物性特征复杂的特点。部分区块伴生气含有大量的H2S、c02酸性气 体，地层产出水总矿化度在24“-26 X 104mgL，CL一含量高在13104mgL，Ca2+含量在12103mgL，K+Na+在12104mgL左右，CaCl2水型，PH低50-一65
3、，水中游离C02含量为80-,250mgL，腐生菌(TGB)含量较高，一般大于104个ml，且不同程度含有硫酸盐还原菌(SRB)、 铁细菌。这些因素的存在势必给油田带来较为严重的腐蚀。2油井井筒腐蚀由于地层产出介质中不同程度的含有H：S、C0：!酸性气体，油井见水后在高温、HzS、C02分 压的作用下，油井井筒油管、套管不同程度的遭受腐蚀。对近一年来检泵原因的统计，发现 有15口机采井因腐蚀严重而检泵作业，影响油井的正常生产，同时造成较大的经济损失。以$48井、TK61 1井、TK854井为例，简述油井井筒腐蚀规律及特点。21$48油井腐蚀状况描述S48井2005年7月18日起出原井油管，检查
4、起出原井油管腐蚀结垢严重，内径平均为58 rain(新油管内径62 mm)，平均结垢厚度4mm。压井滑套上2根油管被铁锈及垢物堵死，深 度在474575“-4765m。封隔器上、下有6根油管本体已经腐蚀穿孔，深度在472701“484437m 之间，最大孔蚀尺寸为9757mm，部分油管整根腐蚀穿孔，油管公扣腐蚀极为严重。管柱尾 部筛管严重腐蚀，公扣上端30cm处腐蚀断裂，深度在497895-一498857m，本体有大小不等的孔洞5个。下部有尾管1根，管鞋1个腐蚀落井，深度在499853m。油管腐蚀状况见图1。油管本体腐蚀 油管腐蚀断裂 油管丝扣腐图1 s48油井油管腐蚀状况 腐蚀因素初步分析：
5、地层产出水组份分析，离子组成见表1，从表1中可以看出：地层产出水中含有C1一、HC0。一腐蚀性离子，且伴生气体中C02含量为29，为腐蚀创造了条件。$48油井地层产出水离子组成表1CazC1一 s“一M92+Hc仉一Br总矿化水型pHFemgmgLmgL mgL mgLmg几mgL mgLmgL mgL263141424822001091179 100170366 CaCl2 5O 12垢物描述：颜色：黑色，质地坚硬。取部分垢样于烧杯中，加入1：1盐酸观察：有气泡 产生，并伴随有臭鸡蛋气味，说明腐蚀产物中有FexSy存在，腐蚀因素中必有H2S。从$48井生产曲线可以了解到，自2000年8月23
6、日油井见水，至2001年10月初含水上升至45左右，并保持相对平稳状态。2002年底至2003年1月初，套压出现明显变化， 套压上升，此时油管腐蚀穿孔(该井下有封隔器)，是在该井见水后2年零3个月时间内发生 的，折算年腐蚀速度为245mma(油管厚度以551mm计)。初步结论：通过油管腐蚀外貌及介质分析、垢样简单试验结果初步判断，腐蚀是H2S、C02、CY、HC03-在高温、高压下共同作用的结果。22 TK611油井腐蚀状况描述从TK611油井起出油管看腐蚀极为严重。腐蚀特征描述： 典型的HzS、C02腐蚀特征，坑蚀密布于油管外壁(采用油套环形 空间生产，套管内壁腐蚀状况应该相同)，部分坑蚀即
7、将穿孔(图 片中腐蚀部位发黄是空气中氧的进一步腐蚀的结果，主要成分是Fez03)，油管外壁腐蚀大于油管内壁，腐蚀状况见图2。图2 TK611油井油管腐蚀状况 该井下有油管312”566根，5400米左右，约74吨，价值约(2005年6月7日摄于现场)严重腐蚀，腐蚀造成严重的经济损失。24 TK854油井腐蚀状况描述：TK854井：2005年2月24日取气样分析，硫化氢含量：2120572ppm。该井于2005年5 月11日作业转电泵采油，5月18日试抽正常生产，到2005年7月6日，电潜泵自动停泵， 后经检泵发现，该井腐蚀极为严重，造成电缆腐蚀断脱和油管腐蚀断裂，使用时间仅为49天，腐蚀状况见
8、图3、图4。图3TK854电缆断落 图4 TK854油管丝扣腐蚀3地面集输系统腐蚀31塔河油田地面腐蚀状况目前，塔河油田建有一号联、二号联、三号联3座联合站以及相应配套的计转站、油气集 输管网，整个集输、处理系统主要装置设备运行高效、平稳，自动化程度高，投资高的特点， 各项技术水平均在陆地油田处于国内领先水平。但由于所输送介质腐蚀性较强，整个集输及 处理系统受到潜在的腐蚀威胁。以一、二号联为例，剖析集输系统腐蚀穿孔现状及特点。一号联合站所属系统自建成投产以来，因腐蚀造成多次穿孔：3舟计转站缓冲罐穿孔一次(2004年7月)，2005年底腐蚀更加严重，加热炉盘管腐蚀穿 孔；44计转站有3口单井管线
9、2004年12月出现穿孑L(于2003年3月建成投产)； 4静 片区进联合站管线于2005年1月出现穿孔；(至)2005年9月，4-4站外输主管线刺漏1次； 联合站水系统腐蚀严重，腐蚀穿孑L较为频繁，700m3收油罐水出口管线焊缝穿孔，以内腐蚀为 主，腐蚀状况见图5。采油一厂累计有21井次单井集输管线穿孔刺漏，导致3口井管线更换；13台压力容器腐蚀严重；6具储罐腐蚀严重，腐蚀状况见图6；两口井的油管腐蚀严重。 近几年来，初步统计腐蚀造成的直接经济损失：西达里亚3具3000方罐检修，费用 约150万，耗费钢材近50吨；s48井油 管报废，损失近70万元；西达里亚更换3口井单井集输管道，损失约60
10、万元；图5700m3收油罐tl：l口管线穿孔图6一号联2#储罐罐壁穿孔状况 44站外输管线刺漏抢修，造成施工费， 倒运和收油费用近20万元；联合站污水系统刺漏累计30多次，损失10万：21口井次单 井集输管道刺漏抢修，造成施工费用近30万元；其它设备刺漏、腐蚀检修检测损失近20 万元。以上总计直接经济损失达到360万元。29二号联合站于2003年9月20日投产运行，从投产至今(2005年10月)，单井管线以及 集油先后出现了管线11次腐蚀穿孔，较严重的影响了油田的正常生产。2004年10月，62计转站进联合站管线(DN200 X 6)腐蚀穿孔，折算点蚀速度538mma。 因焊接补孔造成7口井停
11、产3小时，影响产量170吨，同时在焊接过程中发现，管线底部附 近管壁已经变薄，即将穿孔；2004年12月，7-2计转站TK633单井进站管线腐蚀穿孔，该管线为DNl005，折算点蚀速度达4mma。从现场割管看，以内腐蚀为主，且腐蚀坑较多，该管线腐蚀残状见图7。2005年1月2日，7-2计转站进联合站管线(DN200X6)腐蚀穿孔；2005 年3月19日，62计转站外输出站管线(DN2006)腐蚀穿孔(腐蚀状况见图8) 腐蚀 严重影响着油田的正常生产，同时造成环境污染。腐蚀现状初步结论： (1)、含H“S、CO。的井见水后腐蚀极为严重。 (2)、油气集输系统腐蚀严重，从设施投产与穿孔时间看，点蚀
12、速度在4“-6mma，按美国腐蚀工程师协会腐蚀评价腐蚀外 内腐蚀状(NACE标准RP077591)标准判断：点 图7 7-2计转站TK633油井腐蚀穿孔状况(2004年12月) 蚀大于0381 mma属极严重腐蚀，从目前穿孔速度来看，该系统腐蚀远远大于该数值，属极严重腐蚀。 (3)、从现场调查来看，腐蚀以内腐蚀为主，主要位于管线底部(水相腐蚀，油、水分层流动所致)。 圈8 2005年3月19日，6-2计转站外输管线(由219X6)腐蚀穿孔(4)、集输管线腐蚀穿孔有一个共同特点：穿孔部位均在外加电流阴极保护绝缘法兰附近。 (5)、联合站高含水油罐罐体上部气象腐蚀较为严重。 (6)、伴生气系统腐蚀
13、较为严重，如8-2计转站半生气腐蚀速度高达01591 mma。32塔里木油田地面腐蚀状况2005年通过到轮南油田、塔中、哈得、东河、桑吉等油田进行腐蚀现状情况调查，各油 田均不同程度的存在腐蚀现象。轮南油田：腐蚀主要集中在污水处理和注水系统管线腐蚀，截至到11月，有56处腐蚀 穿孔。塔中油田： 2005年，联合站内腐蚀穿孔63处，腐蚀穿孔主要集中在污水处理系统流程 上的管线和设备、各压力容器的排污管线和污水加药流程的设备上。同时，站内生产汇管存 在腐蚀穿孔现象。塔中油田站外生产汇管中l#、3#、4#阀组生产汇管因腐蚀已更换，2#、5#阀组生产汇管仍存在腐蚀问题。此外，站外集输支干线也存在较为严
14、重的腐蚀和结垢现象。30东河油田：东一联合站油系统：净化油管线及净化油管线至事故罐管线多次出现腐蚀穿 孔，主要是外腐蚀引起的。水处理及注水系统：近一年来，发生5次穿孔，均为焊缝连接处。牙哈高压凝析气田因C02腐蚀和冲蚀，大部分单井管线均进行了更换。4油田防腐技术41外加电流阴极保护技术集输系统全部采用外加电流阴极保护技术，对管线外壁进行了有效保护。但对管线内壁 无保护作用，而油田地面集输系统恰恰是以内腐蚀为主，加上管线没有进行任何内防腐处理。 因此，后天的化学防护是减缓和延长塔河油田集输系统管线腐蚀的主要手段。42油田生产系统腐蚀监测技术为系统了解油田生产各个环节腐蚀状况及特点，为防腐蚀措施的
15、决策提供科学的决策依 据，使所采取各项防护措施更具预见性、超前性和针对性，确保各项防腐措施有计划、有目 的的进行。 “油田生产系统腐蚀监测技术”应用是开展好油田防腐工作的基础。43油井投加环控保护液技术针对油井HzS、cO：的腐蚀，研究具有抗HnS腐蚀的缓蚀剂，抗coz腐蚀的缓蚀剂，应用在下有封隔器油井的环形空间，有效保护油管外壁和套管内壁。 44油井井筒牺牲阳极保护技术将研制的牺牲阳极保护器与油管连接下入井内，保护油套管，特别是对保护井下电泵和抽油泵具有良好的效果。 45集输系统加药保护技术针对各区块集输系统腐蚀因素及特点，筛选出相应防腐效果好的油溶性、水溶性缓蚀剂， 应用于油、气集输系统，减缓腐蚀，延长其使用寿命。46伴生气脱硫技术对地层产出气含有H2S气体的区块，采用脱硫技术，有效的脱出了伴生气中的HzS气体， 处理后Hzs气体含量小于20mgm3。一方面解决了腐蚀问题，另一方面解决了因H2S带来的安 全问题。5结束语随着油田的不断开发，综合含水率的上升，加上高矿化度水质，H2S、c02酸性气体、硫酸 盐还原菌(SRB)的存在，油田生产系统腐蚀将越来越严重。为确保油气田安全、正常生产， 提高油田综合开发效益，加强油田防腐工作已势在必行。参考文献：(1 J杨川东，采气工程，石油工业出版社，199783l
