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踐參考。

關鍵詞：油田注水管道 腐蝕致因 反腐

中圖分類號：TE98；TG172.5 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）01（c）-0085-01

當前，我國多數油田的主要開發方式都是采用注水開發，而注水管道一旦被腐蝕，腐蝕物會隨井筒進入地層，造成油管斷裂對地層造成再次傷害，降低地層滲透率和注水管道的承受能力，加大腐蝕監測和維修費用，進而影響管道的壽命和可靠性，最終影響注水開發的效果。因此，對油田注水管道的腐蝕致因和防腐反腐的策略進行研究，對于油田資源可持續開發具有重要意義，該文將就這一問題進行分析和探討。

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。

1.1 化學pH值

通常，當油田酸性環境pH值小于4，注水管道碳鋼表面氧化物覆蓋膜會直接接觸酸性介質，進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，當注水管道pH值達10～13堿性范圍，碳鋼表面FeO3會成鈍化保護膜，大大降低腐蝕速率，但過高的pH值會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過程中攜帶大量處于溶解狀態的氧氣對注水管道的腐蝕，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很小，通常低于l mg/L，但會對注水管道產生嚴重局部腐蝕，是平均腐蝕速率的2～4倍，以產生垢物和腐蝕產物下氧濃差腐蝕的形態最常見，具有很強的腐蝕性。

1.3 CO2

油田污水中通常會有地質化學過程中產生的CO2溶解其內，進而生成碳酸，嚴重腐蝕深埋于地層水環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，其反應公式CO2+HO2→H++HCO-3，此式表明，水在CO2作用下呈弱酸環境，繼續電離的弱酸會補充被消耗的H+，破壞注水管道的碳鋼表面保護膜，且CO2腐蝕的產物都易溶，使注水管道碳鋼表面難以形成保護膜。

1.4 H2S（硫化氫）

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

1.5 溶解鹽

油田采出水里大都會含有大量水溶性溶解鹽如氯化物、硫酸鹽、重碳酸鹽等。這些溶解鹽會提高采出水礦化度，增加水導電性，使較遠的陰陽離子也會在金屬表面發生作用并阻礙形成致密附著物，進而增加水對金屬的腐蝕，同時變差的碳鋼表面保護膜質量也會增加腐蝕速率。通常，油田污水中的CL-、SO42-溶解鹽具有較強的腐蝕性，特別是極性較強、半徑較小且穿透力極強的CL-離子會在碳鋼表面保護膜缺陷或結構地方被吸附，嚴重腐蝕破壞金屬應力，形成破壞性極強的點蝕。

1.6 細菌

細菌也是造成油田注水管道的重要腐蝕致因，這種細菌如FB、TGB、SRB等通常會存在于油田采出水中，以SRB的腐蝕危害最大。據相關報道顯示，美國70%的油田注水管道腐蝕致因是SRB。

1.7 溫度

通常，溫度的提高會使得化學反應速率增加，油田注水管道的腐蝕反應也一樣，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

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

2.1 外“反腐”策略

2.1.1 涂層防護

一是可通過表面處理技術，采用物理或化學方法，如幼稚、襯里、包裹層和金屬鍍層等鈍化系統表層，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獲得“反腐”效果。這些防腐材料如“反腐”常用的環氧粉末涂料；由H87-1、H87-2、H87-3配套組成的H87環氧耐溫涂料；采用最新的無毒固化涂層的8701環氧樹脂涂料等。

2.1.2 及時更新管道，使用配套防腐注水井工具

一是要研制應用防腐性能強的油田注水管道如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“反腐”策略

2.2.1 陰極保護

陰極保護是電化學處理技術的主要方式，其原理是發送適當的直流電流到金屬管道，極化陰極金屬管道，當處于一定水平的電位值能消除金屬表面電化學不均勻性，以有效控制陰極被腐蝕溶解，從而最大限度保護注水管道碳鋼表面。

2.2.2 氮化防護

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，會極大提高氮化后的耐腐蝕能力且管柱內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。管柱表面硬度也會因氮化處理被提高，達HV1000左右，使作業中的管柱表面不易破壞。

2.2.3 管線除垢

（1）物理策略：采用由獨特發泡工藝和優質進口聚氨酯原料制造而成的聚氨酯軟體除垢器對一般管道進行除垢作業；或用帶有高強度鋼釘加強型軟體除垢器對付垢質較硬的管道。其原理是利用壓力下除垢器對管道內壁的刮削作用，解決管道結垢對回注水的二次污染問題。

（2）化學策略：利用油田注水管道水系統和作為母本載體的有機絡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+水垢等作用形成穩定化合物，將Ca2+、Mg2+的物質溶解，達到除垢目的。

注：硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細菌（FB）、腐生菌（TGB）。

參考文獻

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[2] 陳星杙，鄭云萍，李蕾，等.油氣管道的腐蝕與防護技術研究[J].管道技術與設備，2010（2）：49-51.endprint