楊澤軍 張 明 郝 蘊 潘育明 胡葦瑋

(1. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028； 2.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054；3. 中國石油勘探開發(fā)研究院 北京 100083)

油田勘探階段會對地層的油氣水進行帶壓取樣分析，常規(guī)做法僅對原油進行閃蒸分析，檢測原油和閃蒸氣的全組分；對于地層水，由于普遍認為高溫高壓條件下水中僅溶解少量伴生氣，常規(guī)做法僅開展離子含量分析，不進行閃蒸組成分析。因此，在油田工程設計中通常也會忽視地層水中溶解的CO2的影響。但實際上，當?shù)貙铀w積很大時溶解于水中的伴生氣相當可觀[1-7]。楊勝來[1]指出了不同壓力、溫度下伴生氣在地層水中的溶解度，如在10 MPa壓力下地層水中溶解的伴生氣約1～2 Sm3/m3；張子樞[2]提出在正常地層壓力的含油氣盆地中，水中溶解的伴生氣量一般為1～5 Sm3/m3，且相比于甲烷，CO2更易溶解于地層水中；此外，地層水離子分析一般可檢測出HCO3-，根據(jù)化學平衡，地層水中存在離子態(tài)HCO3-和溶解態(tài)CO2[3-4]，在生產(chǎn)處理中壓力、溫度變化將破壞HCO3-和CO2平衡，解吸出一定量CO2進入生產(chǎn)流程。此外，北海Buzzard油田工程設計(2004年)已明確要求將地層水組成和氣水比(氣水比=2.51 Sm3/m3)用于工藝模擬，以準確評估井流物腐蝕性。此外，鄢晨、張強 等[4-5]在進行油氣生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕研究中認為地層水中的溶解CO2對管道腐蝕起著重要作用；侯大力 等[6]在進行CO2地質(zhì)封存評價中也認為CO2和地層水互溶的影響不容忽視。

中國南海東部的西江、惠州、番禺和恩平油田群處于生產(chǎn)中期高產(chǎn)水階段，多個平臺出現(xiàn)伴生氣中CO2遠超設計參數(shù)的情況[7]，設計中低估伴生氣中CO2含量會引起平臺處理設施和海底管道選材防腐等級偏低[8-9]，造成平臺設備、配管和海底管線過早消耗腐蝕余量，導致平臺設備、配管頻繁改造甚至海管更換[5,7,10-12]，造成巨大的經(jīng)濟損失。因此，地層水雖只溶解少量伴生氣，但對高產(chǎn)水、高含CO2油田的工程防腐設計，其中的CO2含量卻是不可忽視的。本文從工程設計角度分析地層水中的CO2含量對工程防腐設計的影響并給出了建議做法，以期在油田開發(fā)工程設計中規(guī)避地層水中CO2含量造成的防腐設計偏差。

1 地層水中CO2對工程防腐設計的影響

油田地面工藝設計需要考慮地層中油、氣、水組成，利用C1～C36、CO2、H2S、H2O等組分表征油、氣、水物流后進行混合和相平衡計算，再根據(jù)工程需要進行加熱、閃蒸分離、增壓等處理流程設計。油田工藝設計主流采用HYSYS軟件進行油、氣、水的氣液平衡和流程模擬，模擬中包括油藏平衡模塊和生產(chǎn)處理模塊，油藏平衡模塊定義油、氣、水組分并混合平衡，完成對地層流體的表征；生產(chǎn)處理模塊用于工藝流程設計、設備選型和材質(zhì)定級等工程設計(圖1)。

圖1 基于HYSYS軟件的油田油-氣-水工藝處理流程Fig.1 Oilfield oil-gas-water process simulation base on HYSYS

常規(guī)油田開發(fā)前期研究和工程設計中默認地層水中不含溶解氣，油藏平衡模塊的水相輸入端為不含伴生氣的水(下稱“純水”)。然而，在油田生產(chǎn)狀態(tài)下純水對CO2有一定溶解度，而工藝模擬中的油氣水平衡計算中僅將純水與含有CO2的伴生氣混合后經(jīng)相平衡計算，伴生氣將部分轉(zhuǎn)移到純水中，且由于純水對CO2的溶解性遠大于烴類氣體[2,13-14]，表現(xiàn)為生產(chǎn)處理流程中分離器的閃蒸氣體中CO2比例減少，流程中CO2腐蝕分壓減少，而工程防腐設計主要依據(jù)CO2分壓確定材質(zhì)等級[9]，因此極易導致平臺設施和海底管線腐蝕余量不足或防腐等級過低。

以南海某平臺為例，該平臺某日的高產(chǎn)水生產(chǎn)工況如下：油產(chǎn)量2 185 m3/d，水產(chǎn)量57 777 m3/d，氣產(chǎn)量2 099 Sm3/d，分離器操作壓力276 kPaA，操作溫度93.3 ℃；設計階段PVT(壓力-體積-溫度)報告中伴生氣CO2摩爾含量42.91%?；诘貙铀缓樯鷼?CO2)的模擬方法，油藏平衡模塊輸入端中僅氣相帶入CO2流量173.0 kg/h，水相中無CO2，但經(jīng)與油水混合平衡后，分離器氣相的閃蒸氣中CO2流量僅11.3 kg/h，氣相摩爾比僅5.04%，遠低于PVT報告的42.91%；另有14.7 kg/h溶于油中，147 kg/h溶于水中。由于忽視地層水中的CO2，導致純水對伴生氣中CO2的大幅稀釋，造成伴生氣中CO2比例偏低，而低估伴生氣中CO2含量將導致最終選用的防腐等級偏低。

2 地層水中CO2含量對工程防腐設計影響的敏感性分析

基于上述高產(chǎn)水工況，模擬分析地層水中不同CO2含量時的CO2腐蝕分壓和海底管線選材方案。在水相輸入端摻入摩爾比為0.001%～0.030%(體積比0.013～0.398 Sm3/m3)的CO2后進入分離器閃蒸，根據(jù)氣相和水相的CO2摩爾比例、CO2腐蝕分壓，結(jié)合管線流速、溫度、生產(chǎn)年限等因素進行海底管線選材，結(jié)果見表1。

表1 地層水中不同CO2含量對腐蝕分壓和海底管選材的影響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，隨著地層水中CO2含量的提高，生產(chǎn)分離器氣相CO2摩爾比例和CO2腐蝕分壓均提高，當?shù)貙铀蠧O2含量超過0.159 Sm3/m3時，海底管線材質(zhì)即無法選用碳鋼，須升級到碳鋼內(nèi)襯316L，將造成工程投資(材料費和鋪管費)大幅增加。

3 基于地層水中CO2影響分析的勘探與工程防腐設計工作建議

地層水中CO2將大幅提高海上平臺和海底管道的腐蝕，為盡可能規(guī)避設備管線腐蝕風險，避免經(jīng)濟損失，對于高含水、高含CO2油田開發(fā)工程設計有如下建議：

1) 在勘探階段對水層進行帶壓取樣，獲取溶解CO2含量。

基于上述分析，對于水層厚、伴生氣CO2含量高的油田，開展相關工程設計時應重視地層水中CO2含量對平臺設施和海底管線腐蝕的影響。直接有效的方法是在油田勘探階段對水層進行帶壓取樣，參考GB/T 26981—2020《油氣藏流體物性分析方法》[15]、GB/T 13610—2020《天然氣的組成分析氣相色譜法》[16]等進行閃蒸分析和氣體全組分分析，重點檢測閃蒸氣中CO2、H2S、C1～C6組分和氣水比，閃蒸后水樣可繼續(xù)開展常規(guī)離子分析。此方法可直接提供地層水中溶解氣組成和氣水比，能夠最大程度地完善油藏和工程方案。

然而，由于以往認識不足、勘探取樣和測試費用的限制，并非所有油田都有機會開展地層水帶壓取樣閃蒸分析，工程設計時可基于在生產(chǎn)油田的檢測數(shù)據(jù)反推地層水中CO2含量或直接利用檢測數(shù)據(jù)開展工程設計，借用在生產(chǎn)油田的實際生產(chǎn)經(jīng)驗規(guī)避工程設施的腐蝕風險；同時，在工藝流程設計時盡可能拔出井流物中的CO2(如降低最后一級分離器操作壓力)，以減少CO2對海底管道的腐蝕。

2) 基于在生產(chǎn)油田檢測數(shù)據(jù)，反推地層水中CO2含量或直接利用檢測數(shù)據(jù)開展工程設計。

在生產(chǎn)油田會定期對分離器的氣相和油相出口取樣進行全組分測試，從而清晰獲取平臺伴生氣中CO2含量規(guī)律。因此，對于油田類似或相近層位的后續(xù)開發(fā)可借鑒已有生產(chǎn)檢測數(shù)據(jù)，反推地層水中的CO2含量或直接利用檢測數(shù)據(jù)開展工程設計。

對于上述某平臺高產(chǎn)水工況，當天的分離器氣相取樣全組分分析得到CO2摩爾含量為22.33%。參考表1反推此層位地層水中CO2摩爾含量約為0.008%，可將油藏輸入模塊的水相定義為H2O摩爾含量99.992%，CO2摩爾含量0.008%，并基于此開展工藝流程設計、設備選型和防腐定級。也可在工藝模擬中直接向生產(chǎn)模塊入口端補充CO2，調(diào)整CO2補充量使混合后的物流在取樣壓力、溫度(276 kPaA、93.3 ℃)下氣相CO2摩爾含量達到22.33%。直接利用檢測數(shù)據(jù)的工藝模擬示意圖見圖2，以此開展生產(chǎn)處理模塊的設計。

圖2 油田工藝模擬(直接借用生產(chǎn)檢測數(shù)據(jù)摻CO2流程)Fig.2 Oilfield process simulation(CO2 blending process simulation with production test data)

在無地層水取樣閃蒸分析數(shù)據(jù)情況下，此方法適用于已具有一定量生產(chǎn)檢測數(shù)據(jù)的在生產(chǎn)油田，通過反推地層水中的CO2含量或直接借用生產(chǎn)檢測數(shù)據(jù)的方法完善油田相關工程設計，提高新油田的平臺設備、配管和海底管線的防腐等級，在一定程度上避免平臺設施和海底管線過早失效。

3) 在工藝流程設計時，原油處理系統(tǒng)采用低壓分離設計。

對于高產(chǎn)水、高含CO2油田，如無法開展地層水取樣閃蒸分析獲得其中的CO2含量，建議在平臺工藝設計中盡可能降低最后一級分離器的操作壓力。經(jīng)分析，對于同一物流(如摻CO2達到生產(chǎn)檢測水平的物流)，隨著分離器操作壓力降低，氣相中CO2流量增大，即更多腐蝕介質(zhì)從氣相脫出，CO2在氣相中的摩爾占比增大，綜合下來，可使得CO2分壓降低(表2)。因此，可利用低壓閃蒸將井流物中的CO2盡可能多地拔出，減少進入海底管道的CO2流量，盡可能降低CO2腐蝕對油田生產(chǎn)的損失，以保證海底管線的安全運行。原油處理流程低壓分離做法在番禺[17]、陸豐、恩平等油田的新建和改造項目中起到了較好的效果，一定程度上減輕了CO2對海底管道的腐蝕。

表2 生產(chǎn)分離器不同操作壓力對CO2流量、摩爾含量和腐蝕分壓的影響Table 2 Influence of production separator pressure on CO2 flowrate，Molar ratio and CO2 corrosion partial pressure

4 結(jié)論

1) 高產(chǎn)水、高含CO2的油田工程設計中，忽視地層水中的CO2將導致在模擬計算時生產(chǎn)水稀釋伴生氣中CO2的設計偏差，造成平臺設施和海底管線的防腐設計等級選用過低。

2) 建議在油田勘探階段對水層開展帶壓取樣閃蒸分析，提供地層水中溶解氣組成和氣水比；針對缺少地層水組分檢測數(shù)據(jù)的油田，可基于附近在生產(chǎn)油田的數(shù)據(jù)反推地層水中CO2含量或直接利用檢測數(shù)據(jù)開展相關工程設計；在工藝流程設計時，建議采用降低最后一級分離器操作壓力等相關方法，盡可能拔出進海管流物中的CO2。