油田采出水腐蚀特点及防腐技术探讨

　　山东石油学会腐蚀与防护专业委员会副主任委员，现任胜利油田有限公司东辛采油厂副厂长，男，汉族，1957年11月13日出生，山东高育县人。中共党员，1982年毕业于中国石油大学。教授级高级工程师。

　　卢明昌同志1982.71984.7在胜利油田黄岛油库。102站工作，1明4.71987.11在胜利厂计划科工作，1987.111997.12任东辛集输科科长，19耵。122001.1任东辛采油厂总工程师，2001.1 2004.6东辛采油厂总经济师，2004.6.16起任东辛采油厂副厂长兼总经济师。先后组织完成多项科研成果。

　　油田采出水腐蚀特点及防腐技术探讨卢明昌（中石化胜利油田有限公司东辛采油厂）严重影响，并导致了巨大的经济损失。本文在论述分析油田采出水腐蚀特点及腐蚀现状的基础上，对现有的各种油田采出水防腐技术及现场应用中存在的问题进行分析探讨，目前油田采出水处理及防腐缓蚀技术难以从根本上解决油田采出水腐蚀问题，特别是危害*大的局部腐蚀问题经中原油田防腐技术调研，结合广利油田采出水水质特点，进行了预氧化油田采出水处理新技术现场小型试验，闱果表明，该技术可有效解决腐蚀难题，实现水质稳定达标。主题词：油田采出水腐蚀特点防腐技术预氧化处理新技术1刖目胜利油田所属老油田目前已陆续进入高含水开发期，综合含水高达90%，日采出水量70xl04m3以上，采出水温度高，矿化度高，腐蚀性强，处理难度相对较大。油田采出水一般经污水站处理后作为注入水水源回注地层，以维持地层能量，增强稳产基础。由于各种原因，处理后注水水质不能稳定达标，水体的强腐蚀性造成污水处理f统、地面注水管网和水井管柱腐蚀穿孔，使得处理设施、管网和水井管柱的使用寿命大大缩短，不给油田带来了巨大的经济损失，而且也严重影响了油田的注水开发效果。因此，对油田采出水腐蚀规律和防腐技术的研究应进一步引起各级工程技术人员和研究机构的高度重视。

　　2油田采出水腐蚀特点2.1影响油田采出水腐蚀性的主要因素研究表明，影响油田采出水腐蚀性的主要因素有：溶解氧的影响。当浓度达到lmg/L时，溶解在采出水中的氧会对碳钢产生严重腐蚀。水中溶解离子含量增加，腐蚀速率大大加快。

　　C02的影响。当采出水中含有C02时，水体呈弱酸性，此时水中存在的HC03-不断电离出H+，产生氢去极化腐蚀。C02产生的腐蚀速率与温度、压力等因素关系密切，一般情况下，温度升高，C02分压增大，腐蚀加剧。

　　H2S的影响。H2S在水中发生电离，生成H+及HS-，从而引起对碳钢的腐蚀。

　　溶解盐类的影响。油田采出水矿化度较高，有的高达数万甚至十几万mg/1，污水中的溶解盐对其腐蚀性有显著影响，且不同盐类的腐蚀速率不同。若阳离子相同，则在相同矿化度情况下，阴离子的腐蚀速率与离子渗透能力有关，阴离子的腐蚀速率有以下顺序：Cl->Br->F->S042->N03->P043-.同样，若阴离子相同，则在相同矿化度情况下，水中阳离子的腐蚀速率有以下顺序为：Fe3+>NH4+>A13+>K+>Na+>Ca2+>Mg2+在一定范围内，溶解盐类的腐蚀性随着盐浓度的增大而增大，这主要因为盐的浓度增大，盐水的导电性增强，腐蚀速率也就增加。

　　pH值的影响。当水的pH<4时，碳钢表面的氧化膜完全溶解，直接与酸性介质接触，在钢表面发生两个去极化反应（氢去极化反应和溶液中的氧去极化反应），产生均匀腐蚀。而当水的pH值为1013时，碳钢表面的pH值上升，使表面的a-Fe203转化为具有钝化性能的YFe203，腐蚀速率下降。当pH值为7.08.5时，腐蚀速率相对较低。

　　温度的影响。一般来讲，温度升高，反应速度加快。因此，水中碳钢的腐蚀速率也加快，且温度每升篼30C，腐蚀速率加快1倍。

　　流速的影响。当水中没有缓蚀剂时，水流速度加快，则腐蚀速率上升。

　　细菌的影响。污水中一般都含有硫酸还原菌（SRB），在厌氧环境中会发生如下反应：阳极反应4Fe阴极反应8H+十8e 8H（吸附于铁表面）细菌阴极去极化反应S042-总反应SRB外，污水中的腐生菌（TGB）也是造成污水腐蚀的原因之一。腐生菌产生的粘液与铁细菌、藻类、原生动物等一起附着在管线及设备上，形成生物垢，堵塞管线及过滤器，同时也产生氧浓差电池而引起腐蚀。除SRB、TGB外，铁细菌也是污水中经常存在的有害微生物之一。

　　总之，油田采出水的腐蚀性往往是由多种因素共同作用的结果。例如，通过对油田采出水腐蚀性影响因素的全面分析，结合东辛采油厂广利油田采出水的离子组成及水质分析结果，我们认为广利联合站污水pH值为6.5，水中存在C02-HC03——C032-构成的弱酸弱碱缓冲体系，并含有少量的H2S和溶解氧，部分H2S己经与Fe2+反应生成了黑色的FeS沉淀，这是造成该站水体具有强腐蚀性的主要原因。

　　2.2油田采出水处理及回注系统腐蚀现状油田采出水矿化度较篼，且氯离子含量约占总矿化度的50%，PH值一般为5-6.5，含有C02、H2S、02等有害物质以及SRB等菌类，水温在40-70C，因此，对金属容器及钢管道具有较强的腐蚀性。例如，东辛采油厂所属主力油田采出水对钢制容器、管道的平均腐蚀率为1-1. 7mm/a，局部腐蚀率高达6-14mm/a.采出水处理系统设施平均大修年限不足6年；低压钢管线投产数月即腐蚀穿孔，更新周期3-5年；注水井管柱使用8个月腐蚀穿孔，更新周期不足2年；注水井套管6-10年内因腐蚀而发生穿孔、错断，造成注水井大修甚至报废。不仅严重影响了注水油田的开发效果，而且造成了人量人力、财力的浪费，影响了油田的经济效益。

　　3目前采出水防腐技术存在的问题针对油田采出水严重的腐蚀性以及造成的严重危害，油田各级工程技术人员及研究机构多年来进行了多项污水防腐、缓蚀技术的研究和现场推广工作，取得了一定效果，但是，到目前为止，油田采出水的腐蚀问题仍没有得到很好的解决，因腐蚀造成的设施、管道、水井管柱、套管及其他设备的维修、更换作量仍居高不下。

　　3.1内防腐及玻璃钢管道技术为解决油田采出水对金属容器、管道内壁的腐蚀问题，陆续采用了H87、环氧玻璃髹片、水泥沙浆复合衬里、玻璃钢内衬、热喷玻璃釉等内防腐技术和玻璃钢管道技术，在一定程度上延长了管道、设施的使用寿命。其中，玻璃钢管道具有良好的水利特性和防腐性能，使用寿命长，但对使用的地形环境要求篼，易遭受人为的意外损坏；内防腐技术在施工过程中存在着对内壁的除锈、清扫要求高，喷涂（挤涂）技术要求高，涂料质量把关难，焊接口内防技术复杂不便或不成熟，施工质量监督、检验手段不完备，有些根本无法检验，施工质量凭运气，可靠性难以保证。况且这些技术无法解决其他设备及水井管柱等设施的防腐问题。

　　3.2采出水密闭隔氧技术为避免大气中的氧气沿流程不断溶于采出水中强化腐蚀作用，在污水处理站设计中采用了密闭隔氧r.艺技术，一般采用天然气密闭r.艺。该工艺技术解决了污水处理系统的密闭隔氧问题，但是，注水站的水罐不密闭，大气中的氧气溶入水中仍然会导致采出水中溶解氧超标。另外，用丁污水处理站密闭的天然气在运行过程中会释放到空气中，造成天然气浪费和空气污染。

　　3.3采出水缓蚀稳定技术为抑制采出水对金属的腐蚀，常向水中投加一定浓度的化学药剂一缓蚀剂，目前油田常采用吸附型有机缓蚀剂，这类缓蚀剂具有降低表面张力、防止地层堵塞、提高吸水能力、毒性较小等特点。

　　由丁缓蚀剂在生产应用中有一定选择性，对所使用的环境有较高的要求，而生产现场难以满足这些要求，因此，缓蚀剂在现场的实际缓蚀效果很难达到预期的目标。例如东辛厂的广利污水站在投加缓蚀剂的情况下，平均腐蚀速率为。2824mm/a，挂片15天测得的*大点蚀深度达到17mm，点蚀率达4.lmm/a，对应的注水井管柱卜井10个月即腐蚀穿孔，点蚀率达6mm/a.现场的实际缓蚀效果与室内静态试验效果差距较大，分析其原因认为，现场污水处于流动状态，管内壁粗糙不均且不同程度地存在油、垢等附着物，水中含有其他不利于缓蚀剂吸附的成分。

　　3.4水质改性技术5以上，通过混凝、沉降和压力过滤，使水质达标，解决了水系统的腐蚀问题，中原油田几年的实践证明，采出水处理和注水-15-系统管道、设施、管柱的使用寿命较前延长了数倍。但是，“水质改性”技术在长期运行过程中，逐渐暴露出一些新问题：污泥残渣量大，难以处理，大量堆积给周边环境造成污染；5以上，使注入水与地层水的pH值差异变大，存在地层结垢的可能性。中原油田近年来已经发现地层注水压力逐年上升的现象，给注水开发带来了很多困难。

　　细菌长期在弱碱性条件下生存，产生抗药性，使油田常用的杀菌剂难以发挥作用；石灰乳投加量大，污水处理的综合费用偏高。水质改性“技术运行的药剂成本构成中，石灰乳的费用就占到了4050%. 4预氧化油田采出水处理新技术预氧化油田污水处理技术，是在中原油田”水质改性“污水处理技术长期应用实践的基础上，经过不断改进发展起来的。目前，该项技术已在中原油田多座污水站推广使用，几年来取得了良好的应用效果，不仅使油田污水的腐蚀问题得到根本解决，处理后的污水真正实现了滤后、外输、配水间和井口”四点“一致，水质稳定达标，而且使处理过程中产生的污泥量与”水质改性“技术相比大幅度减少，综合成本也有所降低。在东辛采油厂广利污水站进行的现场小型试验研究结果表明：预氧化油田污水处理技术完全适合于该站的污水处理，使污水的腐蚀得到根本控制，注水水质全面稳定达标。

　　4.1基本原理预氧化技术是通过化学或电化学的方法先对来水进行预氧化处理，在杀灭细菌的同时，将污水中的二价铁离子氧化成具有凝聚作用的三价铁离子，使其成为对污水净化有益的组分，并将水中的H2S、FeS等硫化物氧化成单质硫，在混凝剂的共同作用下彻底打破污水中固有的胶体平衡和C02-HC03C032-弱酸弱喊缓冲体系，将地面条件下容易产生腐蚀、结垢的成份如H2S等硫化物和HC03-等，在污水处理过程中通过混凝沉降而分离去除，使污水中的悬浮物、乳化油等杂质小颗粒聚集成大颗粒，形成体积大、密度高、沉降快的絮体，从水体中完全沉降、分离出来，使水质得以净化达标，实现杀灭细菌、控制腐蚀、抑制结垢和水质稳定达标的目的。

　　4.2电化学预氧化技术现场小型试验1试验背景通过对东辛采油厂广利站污水具有强腐蚀性及处理后水质不能稳定达标的原因分析得知，广利站的污水具有油田采出水的共同特性，矿化度篼（34000mg/l）、悬浮固体含量高、游离C02及HC03-含量高、多价金属离子含量高、pH值低（6.5），并含有一定量的溶解氧、H2S、硫酸盐还原菌（SRB）等，这就决定其具有较篼的油藏伤害性、较强的腐蚀性。

　　目前广利站在投加缓蚀剂和除氧剂的情况下，处理后的水质悬浮物含量、总铁含量和腐蚀速率严重超标。2005年**季度腐蚀监测公报表明，广利污水站的平均腐蚀速率为。2824mm/a，挂片15天测得的*大点蚀深度达到0.17ram，点蚀率达4.1mm/a.水井管柱运行10个月左右就开始出现腐蚀穿孔，平均使用寿命只有2年，一些水井因为套管腐蚀损坏而报废，严重影响广利油田的开发生产，造成了巨大的经济损失。

　　针对上述状况，研究分析预氧化技术的原理特点，考察中原油田的成功经验，认为该技术可较好地解决广利油田采出水的腐蚀问题，产生巨大经济效益。

　　4.2.2现场小型试验方法将小型电化学污水处理设备的进水口与广利站压力沉降罐来水管线上的取样口用管线连接起来，通过阀门和流量计调整好水流速度，在不同的运行参数条件下，使用电化学设备对污水进行预氧化处理。等其运行稳定后，取预氧化处理后的水样，再加入配套的污水处理药剂对其进行混凝处理，沉降1小时后用砂滤柱进行过滤，并按标准规定的方法对滤后水质各项指标进行检测，主要指标包括。悬浮固体含量、含油量、铁离子含量、滤膜系数以及腐蚀速率和细菌含量等，据此评价污水处理效果。

　　4.2.3试验设备运行参数确定根据上述方法，测试设备运行参数对处理效果的影响。结果见表1.表1设备不同运行条件的影响编号设备运行条件余量mg/L调整pH值絮凝剂悬浮物含油量一二三从表1可以看出，对于广利站矿化度为34000mg/L左右的产出水，采用电化学方式对其进行预氧化处理，设备的运行参数调整到条件二时，就能将水中的大部分还原性物质氧化，达到良好的预氧化和混凝处理效果。

　　4.2.4污水处理pH值的确定在油田污水处理过程中，污水pH值的控制相当重要，它不仅直接影响污水的混凝处理效果，而且还影响到处理后水体的腐蚀特性。因此，需要对广利站污水处理*适宜的pH值进行选择。在电化学预氧化条件相同的情况下，不调pH值或用石灰乳将pH值调整7. 08.0，然后进行混凝处理，观察检测pH值对处理效果的影响。试验结果见表2.表2不同pH值的影响编号pH值矾花形成时间s絮体透光率含油量悬浮物从表2中的数据可知，随着pH值的升高，矾花形成时间缩短，絮体变大，沉降效果良好。但是，从控制腐蚀、抑制结垢、减少污泥量、处理后的污水水质、与地层水的配伍性及污水处理成本等方面综合考虑，控制pH值在6.57.0之间即可。

　　4.2.5处理后的水质指标采用电化学污水处理设备对广利站的来水进行预氧化处理，控制合适的参数条件，应用优选出的混凝剂反复对其进行混凝处理试验，处理后的各项水质指标均达到注水标准要求，试验统计结果见表3.表3预氧化混凝处理后的水质指标水质指标PH值含硫悬浮物含油总铁滤膜细菌个/mL系数铁细菌砂滤前5砂滤后3 4.2.6处理后污水的离子组成相同条件下，对处理后污水的离子组成分析结果见表4.表4处理后污水的离子组成（mg/L）处理体系'总矿化度水型平均来水平均由表4中的数据可知，采用电化学预氧化混凝处理前后，水中各项离子含量与来水相比没有明显的改变，水型完全相同。

　　4.2.7处理后水与地层水的配伍性取电化学预氧化混凝处理后的污水，按照不同比例与地层来水进行混配，在70C的烘箱中恒温放置7天，测定恒温放置前后水中的Ca2+、Mg2+离子含量变化，结果见表5.表5混配水恒温放置前后Ca2+、Mg2+离子总浓度变化地层水：处理水恒温放置前浓度（mg/L）恒温放置后浓度Ong/L）恒温放置前后浓度变化（mg/L）由表中数据可知，经电化学预氧化处理后的污水加热前后Ca2+、Mg2+离子总浓度没有变化，说明其自身不结垢；混配污水则随着处理后污水比例的增加逐渐减少，结垢趋势明显减弱。

　　4.2.8腐蚀速率采用静态挂片法对电化学预氧化混凝处理后污水的腐蚀速率进行测定，试验结果见表6.表6预氧化混凝处理后污水的腐蚀速率测试结果水样来水平均值腐蚀速率（mm/a）测试结果表明，经预氧化处理后的污水，腐蚀速率平均为。34imn/a，低于来水的0.083mm/a，也低p0.076mm/a的如油行业标准。

　　4.3试验研究结论通过对广利污水站来水的组成分析和采用电化学预氧化技术对其进行混凝处理的现场小型试验研究，可以得出如下结论：来水经过电化学预氧化混凝处理后，各项水质指标均能达到注入水质标准，悬浮物含量低于3nig/L，滤膜系数可以达到在30以上，满足该油区的注水要求；处理后的污水水质稳定不结垢，与地层来水有良好的配伍性，不会对地层造成伤害：采用预氧化技术处理广利油田采出水，产生的污泥量与“水质改性”技术的高PH值（取8.5）相比，可以降低8090%，按每天处理8000m3污水计算，只产生干泥0.51.5吨，减轻了污泥量大带来的环保压力；通过对污水处理药剂成本的核算，采用预氧化油田污水处理工艺技术可以将药剂成本控制在0.60元/m3左右，远远低于胜利油田某采油厂目前正在应用“水质改性”技术的实际运行药剂成本现场小型试验研究结果表明：电化学预氧化油田污水处技术主要通过电化学设备的预氧化作用和配套药剂除去水中所含的Fe2+、S2-和部分HC03-，利用新生成Fe3+所形成胶体的絮凝作用和产生H2的气浮除油作用加速水质净化，处理后污水的腐蚀速率远低于76mm/a的石油行业标准，彻底解决水体的腐蚀，尤其是局部腐蚀问题，将大大延长管道、设施及注水井的使用寿命。该技术不仅经济实用，易于操作，而且安全环保，将油田采出水处理技术向前推进了一大步，具有极高的推广应用价值，其长期稳定运行必将产生巨大的经济和社会效益。

(完)