吉林油田A區塊注水系統腐蝕影響因素分析

劉鳳蘭

（中國石油吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

腐蝕問題是威脅石油、天然氣工業安全與穩定生產的重大問題，控制不好往往會造成人員傷亡、財產損失、環境污染等一系列問題。吉林油田A區塊在2000年開發以來，水驅老井腐蝕結垢逐年加劇，為了解決水驅腐蝕結垢問題，實現效益開發，通過技術研究與應用，形成針對性防護技術，保障了水驅區塊的防腐效果。

1 注入系統腐蝕影響因素分析及規律研究

水驅注入系統采用情聯空白水，由于溫度、壓力的變化，水中成垢離子（鈣、鎂）大面積析出，注水井壓力逐年升高導致，需要對井筒及近井地帶開展腐蝕結垢的研究及治理。A區塊注水系統結垢趨勢明顯，機雜超標，存在SRB細菌腐蝕、侵蝕性CO2腐蝕，水質腐蝕、結垢現象嚴重。

針對井口、井筒腐蝕結垢狀況，需要從源頭尋找原因，系統開展了針對井口-井組-注水間-聯合站等各節點的分析評價，注入水質內因和外因是導致井下注水出現問題的主要因素。

1.1 空白污水水質本身腐蝕結垢趨勢較為嚴重

污水水質自身電化學腐蝕性通常可用礦化度來描述，吉林油田不同區塊采出水水質數據統計分析結果如（表1所示）從表1中數據可知存在不同程度的水質腐蝕。

1.2 懸浮物評價分析

研究表明，從單井——井組——注水泵入口—聯合站，污水中懸浮物、固體顆粒含量為320～1040 mg/L，嚴重超過注水用8mg/L的標準。固體顆粒及懸浮物的增加，會造成井筒、地層堵塞，對注水壓力升高產生影響。注入水中懸浮物、固體顆粒含量非常嚴重，導致結垢速率異常高（圖1）。

表1 不同區塊水質分析數據

圖1 各個節點懸浮物含量評價

1.3 細菌及硫化物評價分析

硫化物的含量升高，將大大促進FeS生成，加劇腐蝕結垢，注水系統中空白水質硫酸根含量從2017年4月份急劇上升，最高達到1037mg/L，SRB含量及細菌含量大大超出25個/mL的標準值（圖2）。

1.4 侵蝕性二氧化碳評價

污水中含有一定程度的侵蝕性二氧化碳，加劇腐蝕程度。“注水水質標準”規定的侵蝕性CO2含量范圍為：-1.0mg/L～1.0mg/L。污水中含有侵蝕性二氧化碳，并且含量超過標準值，存在侵蝕性二氧化碳腐蝕（表2）。

表2 侵蝕性二氧化碳評價

1.5 垢樣分析評價

通過分析注水井產生的腐蝕結垢產物，進一步驗證，注水系統存在SRB細菌、侵蝕性CO2腐蝕，并伴有少量的碳酸鹽垢和大量的酸不溶的固體顆粒垢。

表3 注水井垢樣成分分析

從表3的實驗結果看，通過對注水井修井取出的垢樣組分進行分析表明，垢樣成分以FeS、FeCO3為主，同時存在SRB細菌和侵蝕性CO2的腐蝕，FeS、FeCO3屬于腐蝕產物垢；存在部分碳酸鹽，說明水中的HCO3-與硬度離子反應生成碳酸鹽垢。

2 注入系統針對性防腐技術

以降低成本為前提，在認識腐蝕規律及主控因素的基礎上，進一步深入、細化不同功能藥劑協同機理研究，研發低成本防腐藥劑體系。

2.1 緩蝕殺菌劑體系研發

2.1.1 緩蝕殺菌劑作用機理

根據A區塊注水系統腐蝕規律及存在細菌腐蝕特點，通過作用機理及基礎化學藥劑優選，初步確定體系組成和配比，形成了防腐藥劑體系。通過緩蝕、殺菌組分的有效作用，提高了防腐效果。

2.2.2 緩蝕殺菌劑性能評價

利用旋轉掛片儀開展緩蝕殺菌劑緩蝕效果評價，N2分壓0.9MPa，溫度80°，轉速60r/min。加注100ppm研發緩蝕殺菌劑后，平均腐蝕速率為0.0532mm/a，低于標準0.076mm/a，緩蝕率為84.21%，緩蝕效果明顯。

同時利用生化培養箱開展緩蝕殺菌劑殺菌效果評價，情聯空白水質SRB細菌含量1100個/ml，加注100ppm緩蝕殺菌劑之后，SRB細菌含量為9.5個/mL，低于標準25個/mL，殺菌效果明顯（表3、圖2）。

表3 緩蝕殺菌劑緩蝕效果評價

2.2 加藥工藝及防腐效果

為提高加藥效果，除了在情聯加藥外，考慮在末端注水站：黑96、花9、乾124、黑98、黑43站、黑163建立接力加藥點，以保證整個情聯供注水系統緩蝕、阻垢、殺菌達標。接力加藥后，7次地面監測腐蝕速率低于0.076mm/a，地面監測合格率能夠滿足注水用藥劑標準，說明接力加藥有效保證了地面防腐效果（圖3）。

圖2 緩蝕效果評價試片腐蝕形貌

圖3 地面掛片監測數據

3 結論與建議

（1）A區塊開展了多項水驅腐蝕相關的研究與試驗，在腐蝕與防護領域形成了系統的規律認識，并形成多項配套技術。

（2）水驅腐蝕控制研究成果，有效指導了水驅老油田的安全高效開發，通過技術應用和改進，現場腐蝕速率基本得到控制，保障了安全生產。

（3）在今后的腐蝕控制領域，將從深化腐蝕規律和延長油氣井材料的服役壽命方面，開展深入研究和試驗。