地层水中CO2含量对海上平台工程防腐设计的影响研究

杨泽军 张 明 郝 蕴 潘育明 胡苇玮

(1. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028； 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518054；3. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083)

油田勘探阶段会对地层的油气水进行带压取样分析，常规做法仅对原油进行闪蒸分析，检测原油和闪蒸气的全组分；对于地层水，由于普遍认为高温高压条件下水中仅溶解少量伴生气，常规做法仅开展离子含量分析，不进行闪蒸组成分析。因此，在油田工程设计中通常也会忽视地层水中溶解的CO2的影响。但实际上，当地层水体积很大时溶解于水中的伴生气相当可观[1-7]。杨胜来[1]指出了不同压力、温度下伴生气在地层水中的溶解度，如在10 MPa压力下地层水中溶解的伴生气约1～2 Sm3/m3；张子枢[2]提出在正常地层压力的含油气盆地中，水中溶解的伴生气量一般为1～5 Sm3/m3，且相比于甲烷，CO2更易溶解于地层水中；此外，地层水离子分析一般可检测出HCO3-，根据化学平衡，地层水中存在离子态HCO3-和溶解态CO2[3-4]，在生产处理中压力、温度变化将破坏HCO3-和CO2平衡，解吸出一定量CO2进入生产流程。此外，北海Buzzard油田工程设计(2004年)已明确要求将地层水组成和气水比(气水比=2.51 Sm3/m3)用于工艺模拟，以准确评估井流物腐蚀性。此外，鄢晨、张强 等[4-5]在进行油气生产系统腐蚀研究中认为地层水中的溶解CO2对管道腐蚀起着重要作用；侯大力 等[6]在进行CO2地质封存评价中也认为CO2和地层水互溶的影响不容忽视。

中国南海东部的西江、惠州、番禺和恩平油田群处于生产中期高产水阶段，多个平台出现伴生气中CO2远超设计参数的情况[7]，设计中低估伴生气中CO2含量会引起平台处理设施和海底管道选材防腐等级偏低[8-9]，造成平台设备、配管和海底管线过早消耗腐蚀余量，导致平台设备、配管频繁改造甚至海管更换[5,7,10-12]，造成巨大的经济损失。因此，地层水虽只溶解少量伴生气，但对高产水、高含CO2油田的工程防腐设计，其中的CO2含量却是不可忽视的。本文从工程设计角度分析地层水中的CO2含量对工程防腐设计的影响并给出了建议做法，以期在油田开发工程设计中规避地层水中CO2含量造成的防腐设计偏差。

1 地层水中CO2对工程防腐设计的影响

油田地面工艺设计需要考虑地层中油、气、水组成，利用C1～C36、CO2、H2S、H2O等组分表征油、气、水物流后进行混合和相平衡计算，再根据工程需要进行加热、闪蒸分离、增压等处理流程设计。油田工艺设计主流采用HYSYS软件进行油、气、水的气液平衡和流程模拟，模拟中包括油藏平衡模块和生产处理模块，油藏平衡模块定义油、气、水组分并混合平衡，完成对地层流体的表征；生产处理模块用于工艺流程设计、设备选型和材质定级等工程设计(图1)。

图1 基于HYSYS软件的油田油-气-水工艺处理流程Fig.1 Oilfield oil-gas-water process simulation base on HYSYS

常规油田开发前期研究和工程设计中默认地层水中不含溶解气，油藏平衡模块的水相输入端为不含伴生气的水(下称“纯水”)。然而，在油田生产状态下纯水对CO2有一定溶解度，而工艺模拟中的油气水平衡计算中仅将纯水与含有CO2的伴生气混合后经相平衡计算，伴生气将部分转移到纯水中，且由于纯水对CO2的溶解性远大于烃类气体[2,13-14]，表现为生产处理流程中分离器的闪蒸气体中CO2比例减少，流程中CO2腐蚀分压减少，而工程防腐设计主要依据CO2分压确定材质等级[9]，因此极易导致平台设施和海底管线腐蚀余量不足或防腐等级过低。

以南海某平台为例，该平台某日的高产水生产工况如下：油产量2 185 m3/d，水产量57 777 m3/d，气产量2 099 Sm3/d，分离器操作压力276 kPaA，操作温度93.3 ℃；设计阶段PVT(压力-体积-温度)报告中伴生气CO2摩尔含量42.91%。基于地层水不含伴生气(CO2)的模拟方法，油藏平衡模块输入端中仅气相带入CO2流量173.0 kg/h，水相中无CO2，但经与油水混合平衡后，分离器气相的闪蒸气中CO2流量仅11.3 kg/h，气相摩尔比仅5.04%，远低于PVT报告的42.91%；另有14.7 kg/h溶于油中，147 kg/h溶于水中。由于忽视地层水中的CO2，导致纯水对伴生气中CO2的大幅稀释，造成伴生气中CO2比例偏低，而低估伴生气中CO2含量将导致最终选用的防腐等级偏低。

2 地层水中CO2含量对工程防腐设计影响的敏感性分析

基于上述高产水工况，模拟分析地层水中不同CO2含量时的CO2腐蚀分压和海底管线选材方案。在水相输入端掺入摩尔比为0.001%～0.030%(体积比0.013～0.398 Sm3/m3)的CO2后进入分离器闪蒸，根据气相和水相的CO2摩尔比例、CO2腐蚀分压，结合管线流速、温度、生产年限等因素进行海底管线选材，结果见表1。

表1 地层水中不同CO2含量对腐蚀分压和海底管选材的影响Table 1 Influence of CO2 content in formation water on CO2 corrosion partial pressure and pipeline material selection

由表1分析可知，随着地层水中CO2含量的提高，生产分离器气相CO2摩尔比例和CO2腐蚀分压均提高，当地层水中CO2含量超过0.159 Sm3/m3时，海底管线材质即无法选用碳钢，须升级到碳钢内衬316L，将造成工程投资(材料费和铺管费)大幅增加。

3 基于地层水中CO2影响分析的勘探与工程防腐设计工作建议

地层水中CO2将大幅提高海上平台和海底管道的腐蚀，为尽可能规避设备管线腐蚀风险，避免经济损失，对于高含水、高含CO2油田开发工程设计有如下建议：

1) 在勘探阶段对水层进行带压取样，获取溶解CO2含量。

基于上述分析，对于水层厚、伴生气CO2含量高的油田，开展相关工程设计时应重视地层水中CO2含量对平台设施和海底管线腐蚀的影响。直接有效的方法是在油田勘探阶段对水层进行带压取样，参考GB/T 26981—2020《油气藏流体物性分析方法》[15]、GB/T 13610—2020《天然气的组成分析气相色谱法》[16]等进行闪蒸分析和气体全组分分析，重点检测闪蒸气中CO2、H2S、C1～C6组分和气水比，闪蒸后水样可继续开展常规离子分析。此方法可直接提供地层水中溶解气组成和气水比，能够最大程度地完善油藏和工程方案。

然而，由于以往认识不足、勘探取样和测试费用的限制，并非所有油田都有机会开展地层水带压取样闪蒸分析，工程设计时可基于在生产油田的检测数据反推地层水中CO2含量或直接利用检测数据开展工程设计，借用在生产油田的实际生产经验规避工程设施的腐蚀风险；同时，在工艺流程设计时尽可能拔出井流物中的CO2(如降低最后一级分离器操作压力)，以减少CO2对海底管道的腐蚀。

2) 基于在生产油田检测数据，反推地层水中CO2含量或直接利用检测数据开展工程设计。

在生产油田会定期对分离器的气相和油相出口取样进行全组分测试，从而清晰获取平台伴生气中CO2含量规律。因此，对于油田类似或相近层位的后续开发可借鉴已有生产检测数据，反推地层水中的CO2含量或直接利用检测数据开展工程设计。

对于上述某平台高产水工况，当天的分离器气相取样全组分分析得到CO2摩尔含量为22.33%。参考表1反推此层位地层水中CO2摩尔含量约为0.008%，可将油藏输入模块的水相定义为H2O摩尔含量99.992%，CO2摩尔含量0.008%，并基于此开展工艺流程设计、设备选型和防腐定级。也可在工艺模拟中直接向生产模块入口端补充CO2，调整CO2补充量使混合后的物流在取样压力、温度(276 kPaA、93.3 ℃)下气相CO2摩尔含量达到22.33%。直接利用检测数据的工艺模拟示意图见图2，以此开展生产处理模块的设计。

图2 油田工艺模拟(直接借用生产检测数据掺CO2流程)Fig.2 Oilfield process simulation(CO2 blending process simulation with production test data)

在无地层水取样闪蒸分析数据情况下，此方法适用于已具有一定量生产检测数据的在生产油田，通过反推地层水中的CO2含量或直接借用生产检测数据的方法完善油田相关工程设计，提高新油田的平台设备、配管和海底管线的防腐等级，在一定程度上避免平台设施和海底管线过早失效。

3) 在工艺流程设计时，原油处理系统采用低压分离设计。

对于高产水、高含CO2油田，如无法开展地层水取样闪蒸分析获得其中的CO2含量，建议在平台工艺设计中尽可能降低最后一级分离器的操作压力。经分析，对于同一物流(如掺CO2达到生产检测水平的物流)，随着分离器操作压力降低，气相中CO2流量增大，即更多腐蚀介质从气相脱出，CO2在气相中的摩尔占比增大，综合下来，可使得CO2分压降低(表2)。因此，可利用低压闪蒸将井流物中的CO2尽可能多地拔出，减少进入海底管道的CO2流量，尽可能降低CO2腐蚀对油田生产的损失，以保证海底管线的安全运行。原油处理流程低压分离做法在番禺[17]、陆丰、恩平等油田的新建和改造项目中起到了较好的效果，一定程度上减轻了CO2对海底管道的腐蚀。

表2 生产分离器不同操作压力对CO2流量、摩尔含量和腐蚀分压的影响Table 2 Influence of production separator pressure on CO2 flowrate，Molar ratio and CO2 corrosion partial pressure

4 结论

1) 高产水、高含CO2的油田工程设计中，忽视地层水中的CO2将导致在模拟计算时生产水稀释伴生气中CO2的设计偏差，造成平台设施和海底管线的防腐设计等级选用过低。

2) 建议在油田勘探阶段对水层开展带压取样闪蒸分析，提供地层水中溶解气组成和气水比；针对缺少地层水组分检测数据的油田，可基于附近在生产油田的数据反推地层水中CO2含量或直接利用检测数据开展相关工程设计；在工艺流程设计时，建议采用降低最后一级分离器操作压力等相关方法，尽可能拔出进海管流物中的CO2。