油田注水管道的腐蝕致因和“反腐”策略研究

趙海翔

摘 要：該文分析了當(dāng)前我國大部分油田注水管道腐蝕的致因，并給出了“反腐”策略，希望該文的分析能為油田注水管道的“反腐”提供一定的理論借鑒和實(shí)踐參考。

關(guān)鍵詞：油田注水管道 腐蝕致因 反腐

中圖分類號(hào)：TE98；TG172.5 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2014）01（c）-0085-01

當(dāng)前，我國多數(shù)油田的主要開發(fā)方式都是采用注水開發(fā)，而注水管道一旦被腐蝕，腐蝕物會(huì)隨井筒進(jìn)入地層，造成油管斷裂對(duì)地層造成再次傷害，降低地層滲透率和注水管道的承受能力，加大腐蝕監(jiān)測(cè)和維修費(fèi)用，進(jìn)而影響管道的壽命和可靠性，最終影響注水開發(fā)的效果。因此，對(duì)油田注水管道的腐蝕致因和防腐反腐的策略進(jìn)行研究，對(duì)于油田資源可持續(xù)開發(fā)具有重要意義，該文將就這一問題進(jìn)行分析和探討。

1 油田注水管道腐蝕致因分析

總體來說，造成油田注水管道腐蝕的致因主要以下幾點(diǎn)。

1.1 化學(xué)pH值

通常，當(dāng)油田酸性環(huán)境pH值小于4，注水管道碳鋼表面氧化物覆蓋膜會(huì)直接接觸酸性介質(zhì)，進(jìn)而完全溶化分解其表面氧化物覆蓋面，大大增加腐蝕速度。因此，提高pH值能在一定程度緩解酸腐。注水管道pH理論最佳值是7，當(dāng)注水管道pH值達(dá)10～13堿性范圍，碳鋼表面FeO3會(huì)成鈍化保護(hù)膜，大大降低腐蝕速率，但過高的pH值會(huì)溶解注水管道碳鋼表面為可溶性的鐵酸鈉（NaFeOZ），大大提高腐蝕速率。

1.2 溶解氧

溶解氧腐蝕主要作用過程是油田注水生產(chǎn)過程中攜帶大量處于溶解狀態(tài)的氧氣對(duì)注水管道的腐蝕，腐蝕程度取決于壓力、溫度和水里CO2、H2S等含量，盡管這種氧氣濃度會(huì)很小，通常低于l mg/L，但會(huì)對(duì)注水管道產(chǎn)生嚴(yán)重局部腐蝕，是平均腐蝕速率的2～4倍，以產(chǎn)生垢物和腐蝕產(chǎn)物下氧濃差腐蝕的形態(tài)最常見，具有很強(qiáng)的腐蝕性。

1.3 CO2

油田污水中通常會(huì)有地質(zhì)化學(xué)過程中產(chǎn)生的CO2溶解其內(nèi)，進(jìn)而生成碳酸，嚴(yán)重腐蝕深埋于地層水環(huán)境中的油田注水管道，CO2溶解度與壓力值成正比，而與溫度值成反比。腐蝕過程主要是氫去極化，其反應(yīng)公式CO2+HO2→H++HCO-3，此式表明，水在CO2作用下呈弱酸環(huán)境，繼續(xù)電離的弱酸會(huì)補(bǔ)充被消耗的H+，破壞注水管道的碳鋼表面保護(hù)膜，且CO2腐蝕的產(chǎn)物都易溶，使注水管道碳鋼表面難以形成保護(hù)膜。

1.4 H2S（硫化氫）

油田污水中的硫酸鹽還原菌會(huì)分解硫酸根離子而產(chǎn)生H2S，干燥下的H2S不會(huì)對(duì)注水管道碳鋼表面產(chǎn)生腐蝕破壞，但溶于水的H2S在電離作用下會(huì)釋放具有極強(qiáng)去極化劑的氫離子，陰極處會(huì)奪取電子加速陽極的鐵溶解反應(yīng)，對(duì)碳鋼表面形成全面腐蝕，同時(shí)，此過程還會(huì)產(chǎn)生滲透于鋼鐵內(nèi)部的氫，使金屬在極低的拉應(yīng)力下就破裂，有極強(qiáng)的腐蝕性。

1.5 溶解鹽

油田采出水里大都會(huì)含有大量水溶性溶解鹽如氯化物、硫酸鹽、重碳酸鹽等。這些溶解鹽會(huì)提高采出水礦化度，增加水導(dǎo)電性，使較遠(yuǎn)的陰陽離子也會(huì)在金屬表面發(fā)生作用并阻礙形成致密附著物，進(jìn)而增加水對(duì)金屬的腐蝕，同時(shí)變差的碳鋼表面保護(hù)膜質(zhì)量也會(huì)增加腐蝕速率。通常，油田污水中的CL-、SO42-溶解鹽具有較強(qiáng)的腐蝕性，特別是極性較強(qiáng)、半徑較小且穿透力極強(qiáng)的CL-離子會(huì)在碳鋼表面保護(hù)膜缺陷或結(jié)構(gòu)地方被吸附，嚴(yán)重腐蝕破壞金屬應(yīng)力，形成破壞性極強(qiáng)的點(diǎn)蝕。

1.6 細(xì)菌

細(xì)菌也是造成油田注水管道的重要腐蝕致因，這種細(xì)菌如FB、TGB、SRB等通常會(huì)存在于油田采出水中，以SRB的腐蝕危害最大。據(jù)相關(guān)報(bào)道顯示，美國70%的油田注水管道腐蝕致因是SRB。

1.7 溫度

通常，溫度的提高會(huì)使得化學(xué)反應(yīng)速率增加，油田注水管道的腐蝕反應(yīng)也一樣，一般油田注水管道的溫度范圍從很低的幾度地表溫度到高達(dá)150 ℃的深層，因此，在水溫較高的油田中，溫度也是油田注水管道的主要腐蝕致因之一。

2 油田注水管道的“反腐”策略

當(dāng)前，我國油田注水管道主要“反腐”策略除通常的加強(qiáng)沉降和過濾，以減少破壞油田儲(chǔ)藏；加強(qiáng)管線的清洗和添加阻垢劑，阻止沉積膜形成；調(diào)整pH值，除氧和脫鹽，減少H2S、CO2、氧含量對(duì)注水管道碳鋼表面腐蝕；繼續(xù)保持對(duì)TGB、FB和SRB的控制，如添加緩蝕劑和殺菌劑等外，本文認(rèn)為還包括：

2.1 外“反腐”策略

2.1.1 涂層防護(hù)

一是可通過表面處理技術(shù)，采用物理或化學(xué)方法，如幼稚、襯里、包裹層和金屬鍍層等鈍化系統(tǒng)表層，使其不易被腐蝕。二是可通過在管道外壁涂抹防腐材料，隔離管道和腐蝕物質(zhì)獲得“反腐”效果。這些防腐材料如“反腐”常用的環(huán)氧粉末涂料；由H87-1、H87-2、H87-3配套組成的H87環(huán)氧耐溫涂料；采用最新的無毒固化涂層的8701環(huán)氧樹脂涂料等。

2.1.2 及時(shí)更新管道，使用配套防腐注水井工具

一是要研制應(yīng)用防腐性能強(qiáng)的油田注水管道如SK-54防腐油管、氮化油管、鎳磷鍍油管和普通涂料油管等以改善注水管道工作性能。二是要使用配套防腐注水井工具，如防砂管、注水閥和封隔器等。

2.2 內(nèi)“反腐”策略

2.2.1 陰極保護(hù)

陰極保護(hù)是電化學(xué)處理技術(shù)的主要方式，其原理是發(fā)送適當(dāng)?shù)闹绷麟娏鞯浇饘俟艿溃瑯O化陰極金屬管道，當(dāng)處于一定水平的電位值能消除金屬表面電化學(xué)不均勻性，以有效控制陰極被腐蝕溶解，從而最大限度保護(hù)注水管道碳鋼表面。

2.2.2 氮化防護(hù)

一定溫度下通過向管柱基體滲入0.015～0.06 mm氮化物耐蝕層形成氮化管。氮化管采用滲氮工藝使管道表面光潔，且氮化管硬度較高，耐腐蝕性能良好，會(huì)極大提高氮化后的耐腐蝕能力且管柱內(nèi)外螺紋的密封和連接性能均能在不受影響情況下得到氮化處理。管柱表面硬度也會(huì)因氮化處理被提高，達(dá)HV1000左右，使作業(yè)中的管柱表面不易破壞。

2.2.3 管線除垢

（1）物理策略：采用由獨(dú)特發(fā)泡工藝和優(yōu)質(zhì)進(jìn)口聚氨酯原料制造而成的聚氨酯軟體除垢器對(duì)一般管道進(jìn)行除垢作業(yè)；或用帶有高強(qiáng)度鋼釘加強(qiáng)型軟體除垢器對(duì)付垢質(zhì)較硬的管道。其原理是利用壓力下除垢器對(duì)管道內(nèi)壁的刮削作用，解決管道結(jié)垢對(duì)回注水的二次污染問題。

（2）化學(xué)策略：利用油田注水管道水系統(tǒng)和作為母本載體的有機(jī)絡(luò)合物組成的派迪除垢清洗液或油污清洗劑溶解各種污垢如油污、灰污等。其原理是通過化合物和Ca2+、Mg2+水垢等作用形成穩(wěn)定化合物，將Ca2+、Mg2+的物質(zhì)溶解，達(dá)到除垢目的。

注：硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細(xì)菌（FB）、腐生菌（TGB）。

參考文獻(xiàn)

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