CN103233233B - 防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程 - Google Patents

防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程。包括如下步骤：将油井产出的原油输入至第一油气水三相分离器中进行油气水三相分离；经所述第一油气水三相分离器分离得到的气相进行排空，分离得到的水相进行收集，分离得到的含水油相输入至第二油气水三相分离器中进行油气水三相分离；经所述第二油气水三相分离器分离得到的气相进行排空，分离得到的水相进行收集，分离得到的含水油相经与乳状液稳定剂混合后输入至海底油水混输管道中，即可防止所述海底油水混输管道的腐蚀。本发明提供的防腐蚀方法，可使高含CO2腐蚀性介质的海上油田采用碳钢海底管道实现油水混输，可大幅度降低海底管道投资，提高油田开发的经济效益，其方法简单，操作方便。

Description

防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程
技术领域
本发明涉及一种防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程。
背景技术
在海洋油气资源开发中，海底管道是海上工程设施的重要组成部分。海底管道连接井口平台、中心处理平台或浮式生产储油装置（FPSO）。对距离较远的油田群或气田群联合开发项目，管道将连接带有初处理功能的综合平台或集输中心平台。由于海上设施投资大，操作费用高，为减少海底管道投资，多采用油、水混输或油、气、水三相混输。水和CO2腐蚀性介质共存在管道中将会腐蚀碳钢管道从而存在造成油气田停产并影响环境的事故。
海底管道内腐蚀控制可采用的防腐措施分为耐蚀合金和改变腐蚀环境两类，主要包括：碳钢内衬耐蚀合金（CRA）管道；油、气进行脱水处理；添加pH稳定剂以控制物流的pH值；采用碳钢+内腐蚀裕量+缓蚀剂；脱除物流中的腐蚀性介质等方法。
其中，采用碳钢内衬耐蚀合金（CRA）管道；油、气进行脱水处理、脱除物流中的腐蚀性介质技术可行但投资大，部分海上油田将因投资超过其承受能力而不能开发。添加pH稳定剂，控制物流的pH值技术应用受到地层水性质限制不能广泛应用。碳钢+内腐蚀裕量+缓蚀剂技术如果不采取其它措施难以保证高含CO2介质的油水混输管道在全生命周期中的安全运行，因此，寻求一种降低海底油水混输管道腐蚀的综合技术是非常必要的。
发明内容
本发明的目的是提供一种防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程，该方法和流程的成本低廉、技术可行、便于海上油田开发应用。
本发明所提供的一种防止海底油水混输管道腐蚀的方法，包括如下步骤：
将油井产出的原油输入至第一油气水三相分离器中进行油气水三相分离；经所述第一油气水三相分离器分离得到的气相进行排空，分离得到的水相进行收集，分离得到的含水油相输入至第二油气水三相分离器中进行油气水三相分离；经所述第二油气水三相分离器分离得到的气相进行排空，分离得到的水相进行收集，分离得到的含水油相经与乳状液稳定剂混合后输入至海底油水混输管道中，即可防止所述海底油水混输管道的腐蚀。
上述的方法中，所述第一油气水三相分离器中的操作压力可为500～700kPaA，操作温度可为80～90℃，如在700kPaA和85℃的条件下进行操作。
上述的方法中，经所述第一油气水三相分离器分离得到的含水油相中，水的质量百分含量可为25%～30%，如30%。
上述的方法中，所述第二油气水三相分离器中的操作压力为101.3kPaA～150kPaA，操作温度可为80～90℃，如在130kPaA和90℃的条件下进行操作。
上述的方法中，经所述第二油气水三相分离器分离得到的含水油相中，水的质量百分含量可为15%～20%，如15%。
上述的方法中，所述原油中CO2的质量百分含量与经所述第二油气水三相分离器分离得到的含水油相中CO2的质量百分含量的比值不小于1：0.27。
上述的方法中，所述乳状液稳定剂为以碳酸氢钠为主要成分的无机盐型、弱碱性油包水型乳状液稳定剂，如碳酸氢钠水溶液，进而在管输压力、温度及输送时间的条件下油水以油包水乳状液的形式在管内流动，以避免游离水的存在对海底管线产生腐蚀。所述乳状液稳定剂添加的质量浓度为0.75%～1%，但不为0.75%。本发明同时考虑了添加了稳定剂的乳状液在中心处理平台或浮式生产储油装置的脱水条件下能够脱水达标。既要在管输过程中达到乳状液稳定的目标，同时又不可使乳状液过于稳定，以免其在进一步处理时脱水困难。
本发明具有以下优点：
1、本发明提供的防腐蚀方法，可使高含CO2腐蚀性介质的海上油田采用碳钢海底管道实现油水混输，可大幅度降低海底管道投资，提高油田开发的经济效益，其方法简单，操作方便。
2、本发明适用于设油气分离的井口平台+中心平台或浮式生产处理设施的油田开发模式，在降低海底管道腐蚀性气体和水量的同时可减少平台的面积，改善海底管道内腐蚀环境，提高海底管线运行可靠性。其中低压分离步骤用于海底管道防腐已成功应用多个海上油田开发项目，低压分离、油包水型乳状液稳定技术也已经实验验证并在南海某油田开发工程中应用。本发明可以广泛用于油水稳定乳状液稳定含水率为15～20%、管输距离在10km以内的海上油田开发，成本低廉，前景广阔。
3、在不大量增加设备的情况下，借助现有设备进行适当改造，便可实现减少因CO2而造成的腐蚀，成本很低廉；
4、本发明可应用于陆地管道、城市生活管道等有关领域，应用前景广阔。
附图说明
图1为利用本发明的方法防止海底油水混输管路腐蚀的流程图。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
按照图1所示的流程图来防止海底油水混输管道的腐蚀。
如图1所示，在海上平台上安装第一级油气水三相分离器和第二级油气水三相分离器，将井口产出的原油（该原油中CO2的质量百分含量为0.15%，水的质量百分含量为90%）输入至第一油气水三相分离器中进行油气水三相分离，其中第一油气水三相分离器中的操作压力为700kPaA，操作温度为85℃。经第一油气水三相分离器分离得到含CO2的气相进行排空，分离得到的水相去生产水系统，分离得到的含水油相输入至第二油气水三相分离器中进行油气水三相分离，且其中经该步分离得到的含水油相中水的质量百分含量为30%。第二油气水三相分离器中的操作压力为130kPaA，操作温度为90℃；经第二油气水三相分离器分离得到的含CO2的气相进行排空，经测定，分离后得到的含水油相中水的质量百分含量为15%，CO2的质量百分含量为0.03%以下。在海底管道入口向该含水油相中注入碳酸氢钠的水溶液，其中碳酸氢钠的质量百分含量为70%。
通过变化添加的油包水型乳状液稳定剂的量和实验温度，考察实验效果，实验结果如表1中所示。其中表中的“稳定”状态是指在相应的处理条件和管输时间内，该油和水的溶液仍然呈现油包水的状态，即没有游离水的析出；表中的“脱出30%”是指在相应的处理条件和管输时间内，测得油和水的溶液仍然呈现部分油包水的状态，但有30%的游离水析出。由表中数据可得知，乳状液稳定剂（碳酸氢钠水溶液）的质量添加浓度不能低于0.75%（即在输送的含水油相中的质量含量）。
上述实施例中，通过添加乳状液稳定剂，使其形成油包水型乳状液，阻止乳状液中游离水的析出，同时，使海底管道中原油的CO2含量较小，进而大大降低了生成碳酸的可能性，可减少海底管道的腐蚀，可提高其使用寿命。
表1油包水型乳状液稳定剂管输稳定性实验数据

Claims (5)

1. 一种防止海底油水混输管道腐蚀的方法，包括如下步骤：
将油井产出的原油输入至第一油气水三相分离器中进行油气水三相分离；经所述第一油气水三相分离器分离得到的气相进行排空，分离得到的水相进行收集，分离得到的含水油相输入至第二油气水三相分离器中进行油气水三相分离；经所述第二油气水三相分离器分离得到的气相进行排空，分离得到的水相进行收集，分离得到的含水油相经与乳状液稳定剂混合后输入至海底油水混输管道中，即可防止所述海底油水混输管道的腐蚀；
经所述第二油气水三相分离器分离得到的含水油相中，水的质量百分含量为15%~20%；
所述乳状液稳定剂为弱碱性油包水型乳状液稳定剂；
所述乳状液稳定剂添加的质量浓度为0.75%~1%，但不为0.75%。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述第一油气水三相分离器中的操作压力为500~700kPaA操作温度为80~90℃。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：经所述第一油气水三相分离器分离得到的含水油相中，水的质量百分含量为25%~30%。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述第二油气水三相分离器中的操作压力为101.3kPaA~150kPaA，操作温度为80~90℃。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述原油中CO2的质量百分含量与经所述第二油气水三相分离器分离得到的含水油相中CO2的质量百分含量的比值不小于1：0.27。
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