腐蝕監(jiān)測在油田污水管道防腐中的應用

姜 毅，米寶奇，董曉煥，董 俊

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司安全環(huán)保監(jiān)督部隴東監(jiān)督站，甘肅慶陽 745100）

長慶油田采出水除了一定量的含油、懸浮物固體，有機物種類復雜及多種微生物之外，還具有以下特點：（1）高礦化度，油田采出水礦化度（2.5～12）×104mg/L，一定程度上促進了系統(tǒng)的腐蝕和結(jié)垢；（2）富含H2S、CO2、O2等氣體；（3）富含Ba2+、Sr2+等易結(jié)垢的離子；（4）采出水回注系統(tǒng)腐蝕性細菌（SRB、TGB、FB）含量高。油田采出水系統(tǒng)碳鋼材質(zhì)管道2 804 km，由于采出水具有很高的腐蝕結(jié)垢傾向，導致碳鋼管道腐蝕結(jié)垢嚴重，破漏頻繁，主要集中在第一、第二、第三等老的采油廠，給生產(chǎn)帶來嚴重影響。需要開展油田采出水系統(tǒng)腐蝕結(jié)垢原因研究，采取針對性的防腐防垢措施，維護油田正常生產(chǎn)[1-5]。

1 采出水管道腐蝕監(jiān)測

油田注水系統(tǒng)的腐蝕因素研究、腐蝕狀況的實時跟蹤監(jiān)測是做好油田腐蝕防治工作的重要基礎(chǔ)。結(jié)合長慶油田開采層系多，腐蝕監(jiān)測點多面廣，油田低成本開發(fā)的實際，選擇測試結(jié)果準確性高、成本低的失重掛環(huán)監(jiān)測方式。

1.1 管道腐蝕監(jiān)測原理

在油田重點區(qū)塊注水站點注水流程，選擇可拆卸的管線短節(jié)，換裝上特制的腐蝕測試裝置，腐蝕測試裝置中下入腐蝕掛環(huán)。掛環(huán)材質(zhì)同管線材質(zhì)同為20 號碳鋼，與管道處于相同的服役環(huán)境，到一定時間后取出，觀察掛環(huán)腐蝕情況。

1.2 管道腐蝕監(jiān)測結(jié)果

選取不同區(qū)塊、層位，腐蝕結(jié)垢相對嚴重的24 座采出水回注站點安裝在線腐蝕監(jiān)測裝置。其中延安組5 套、C2 層2 套、C3 層2 套、C4+5 層4 套、C6 層4 套、C8 層5 套、C7 和C10 層各1 套。安裝區(qū)塊、層位情況（見表1）。

表1 采出水管線在線腐蝕監(jiān)測裝置安裝情況

六個月后取出掛環(huán)22 套，掛環(huán)腐蝕情況（見表2）。

從表2 可以看出，油田采出水腐蝕性強，因區(qū)塊、層位不同差異比較大，C3 和C8 層采出水腐蝕速率分別高達1.511 mm/a 和1.226 mm/a，C4+5 層和C10 層采出水腐蝕速率相對較低。

油田采出水系統(tǒng)現(xiàn)場腐蝕掛環(huán)結(jié)垢和點蝕情況（見表3）。由表3 可以看出：管線結(jié)垢對局部點蝕影響非常大，結(jié)垢輕微的3 套掛環(huán)清洗干凈后基本無點蝕發(fā)生，隨著結(jié)垢程度的加重，點蝕程度明顯增大，有8套掛環(huán)表面結(jié)垢嚴重，而點蝕程度較重3 套，嚴重點蝕3 套，極嚴重點蝕2 套，說明垢下腐蝕導致的局部點蝕是油田采出水管線穿孔破壞的主要原因。

表2 油田各層位采出水腐蝕情況

表3 采出水系統(tǒng)現(xiàn)場腐蝕掛環(huán)結(jié)垢和點蝕情況

部分站點掛環(huán)結(jié)垢和局部點蝕情況（見圖1）。

圖1 腐蝕掛環(huán)結(jié)垢和局部點蝕照片

從上到下分別為華X 注、薛Y 聯(lián)、高Z 聯(lián)掛環(huán)樣，左為清洗前，右為清洗后。

對比表4 油田部分站點采出水水質(zhì)離子，可以看到，長慶油田采出水礦化度高，Ca2+、Mg2+、Sr2+、Ba2+成垢陽離子含量高，各層采出水配伍性差，部分站點混層集輸，采出水系統(tǒng)有嚴重的結(jié)垢傾向。各層Cl-含量高，平均達21 724 mg/L。

水中含有的高礦化度、高氯根加速腐蝕反應，主要表現(xiàn)為以Cl-為主導致的點蝕和鈣鹽、鋇鹽為主的垢下腐蝕。

Cl-本身不具有腐蝕性，但對垢及腐蝕產(chǎn)物膜穿透性強，易吸附在鐵的表面，阻礙保護性膜在鋼鐵表面的形成；并通過鋼鐵表面膜的細孔和缺陷滲入膜內(nèi)，使膜發(fā)生微開裂，形成孔蝕核。由于Cl-的不斷移入，在閉塞電池的作用下，加速了孔蝕形成（見圖2）。

2 采出水管道腐蝕原因分析

2.1 采出水中腐蝕因素測試

測試內(nèi)容：pH 值、二價硫、侵蝕性CO2、腐蝕性細菌（SRB、TGB、FB）。

測試方法：參照標準SY/T5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》。

pH 值、侵蝕性CO2、二價硫含量現(xiàn)場測試，采用梅特勒SG98-FK5 多參數(shù)測試儀，配套對應的離子電極；腐蝕性細菌：細菌瓶現(xiàn)場接種，室內(nèi)細菌培養(yǎng)箱培養(yǎng)，測試結(jié)果（見表5）。

主要腐蝕性因素：CO2、H2S、腐蝕性細菌等在油田都有存在。油氣管道中CO2、H2S 等酸性氣體、溶解氧、水質(zhì)礦化度及各種細菌是產(chǎn)生內(nèi)腐蝕的主要因素。

2.1.1 CO2腐蝕 CO2可以溶解在水中，生成碳酸，引起電化學腐蝕。特別是在深處地層水中含有大量的CO2，對油管等井下設(shè)備具有較大的腐蝕性。鋼材CO2腐蝕的產(chǎn)物都是易溶的，不易形成保護膜，因此隨CO2濃度的增加，腐蝕速度增加非常快。CO2的溶解度是溫度、壓力以及水的組成的函數(shù)。CO2常常造成坑點腐蝕、片狀腐蝕等局部腐蝕。

表4 采出水水質(zhì)離子數(shù)據(jù)表（mg/L）

圖2 管道局部腐蝕、坑蝕示意圖

表5 采出水中腐蝕性物質(zhì)測試結(jié)果

2.1.2 H2S 腐蝕 H2S 主要來自儲層的氣體或伴生氣，SRB 和化學反應也會釋放出H2S。

H2S 溶于水顯弱酸性，腐蝕反應為：

產(chǎn)生FeS 膜對金屬基體有一定的保護作用，但作為陰極，促進點蝕。

S2-會減慢H+復合速率，造成H2積累，為H 進入金屬提供動力。

H2S 腐蝕易造成點蝕，還經(jīng)常導致金屬開裂。

2.1.3 細菌腐蝕 油田采出水中含有大量細菌，對注水系統(tǒng)的腐蝕影響較大。危害最為嚴重的是硫酸鹽還原菌，其產(chǎn)物H2S 對金屬腐蝕嚴重。其次是腐生菌及鐵細菌。

2.2 掛片產(chǎn)物微觀分析

采用JSM-6360LV 掃描電鏡和QUEST L2 X-射線能譜儀對掛片表面進行觀察，結(jié)果（見圖3）。

圖3 采出水系統(tǒng)腐蝕監(jiān)測掛環(huán)表面產(chǎn)物能譜分析

3 研究認識

（1）長慶油田采出水高氯根、高礦化度，富含成垢離子，腐蝕形態(tài)主要表現(xiàn)為以Cl-為主導致的點蝕和鈣鹽、鋇鹽為主的垢下腐蝕。

（2）CO2、H2S、腐蝕性細菌等在油田采出水系統(tǒng)普遍存在，腐蝕類型以CO2腐蝕為主，同時還有一定的硫化氫腐蝕，應重視采出水中殺菌措施。

（3）采出水的高腐蝕性和流體的沖刷作用，造成現(xiàn)場采出水碳鋼管道腐蝕破漏嚴重，建議加強耐腐蝕非金屬管材的研究與應用力度。