海洋油田緩蝕劑篩選及現場評價

段 凡

（大慶南垣股份有限公司油氣處理廠，黑龍江大慶 163517）

海洋油田緩蝕劑篩選及現場評價

段 凡

（大慶南垣股份有限公司油氣處理廠，黑龍江大慶 163517）

海洋某油田注水管線發生較為嚴重的腐蝕，本文針對油田的現場環境，分析了油田的注水性質，篩選出一種效果優良的緩蝕劑配方HS-1，并通過LPR儀器探究其現場應用效果。現場試驗表明：在20 mg/L加注濃度條件下，緩蝕劑HS-1可將腐蝕速率控制在0.030 7 mm/a左右，具有較好的緩釋效果。

緩蝕劑；海洋油田；現場評價

油氣田生產過程中，水源井伴生氣中CO2、H2S等腐蝕因素的存在，對油氣井設備、油管、注水管線造成很大的腐蝕[1]。渤海某油田投產以來，在原油生產方面取得了一系列成就，但隨著注水組成和性質的變化[2]，管線出現一定程度的腐蝕，已影響正常的油田生產，添加緩蝕劑是解決油氣田腐蝕問題最經濟、有效的方法[3，4]。一般來講，加入微量或少量的緩蝕劑就可顯著降低金屬材料腐蝕速率，同時還可保持金屬材料本身的機械性能不變。本文對現場水樣進行分析，參考中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T 5273-2000《油田采出水緩蝕劑性能評價方法》，通過旋轉掛片法對緩蝕劑進行室內評價，篩選出了效果較好的緩蝕劑HS-1，并采用線性極化電阻法（LPR），對緩蝕劑HS-1的現場使用效果進行驗證。

1 藥劑室內評價

室內試驗對注水水質和注水工況進行分析，確定試驗緩蝕劑的類型和評價條件。

1.1 注水水質分析

對現場注水水質進行分析，水質情況（見表1）。根據對注水水質中離子含量、礦化度及pH值等數據分析可知：此油田注水樣的pH值大于7，呈弱堿性，管線中發生的腐蝕類型主要為吸氧腐蝕[5]，此類腐蝕的速度主要取決于溶解氧向電極表面的傳遞速度和氧在電極表面的放電速度；Cl-的濃度較高，增大了注水電導率，加快腐蝕反應，根據lador指數法[6]計算注水水樣的LI指數大于0.5，說明Cl-對腐蝕有較大影響。篩選緩蝕劑時需綜合考慮這兩方面影響。

表1 試驗期間注水水質

表3 緩蝕劑室內評選

圖1 LPR腐蝕速率測定流程圖

1.2 現場試驗測試注水工況

現場試驗期間，注水工況（見表2）。從表2中得知，注水水溫為64℃，有研究表明，64℃可發生嚴重腐蝕[7]。因此在評價藥劑時要關注藥劑在高溫下應用效果。

1.3 現場工況下室內試驗

根據現場水質條件和工作環境，在90℃，20 mg/L試驗條件下測試緩蝕劑現場應用效果（見表3）。由室內評選試驗可知，加注緩蝕劑HS-1、HS-2、HS-4、HS-5時，均可將掛片的腐蝕速率控制在0.076 mm/a以下，其中，HS-1的緩釋效果更好。因此，推薦HS-1開展現場試驗。

2 緩蝕劑現場試驗

試驗開始時，儀器平衡12 h后，讀取注水緩沖罐水相出口的腐蝕速率，作為試驗前的空白值，加注緩蝕劑HS-1，儀器穩定后，讀取試驗數據，并根據美標與國標換算值得出不同時刻的腐蝕速率。

2.1 試驗儀器及工作原理

根據《ASTM G59-97》[8]，現場采用 ROHRACK COSASCO公司生產的MateⅡ腐蝕速率測定儀監測腐蝕速率。腐蝕速率測定流程示意圖（見圖1）。

2.2 相同加注濃度試驗

在20 mg/L加注濃度下，待儀器穩定后測試空白數據和加注緩蝕劑HS-1條件下腐蝕速率（見表4、圖2）。

表4 20 mg/L緩蝕劑現場試驗

圖2 相同加量下試驗緩蝕劑與空白效果對比圖

表5 不同加注濃度下腐蝕速率

由圖2可知，在未加注注水緩蝕劑的條件下，管線的腐蝕速率均值為0.237 5 mm/a，而在注水加注緩蝕劑后，腐蝕速率則將為0.030 7 mm/a，遠低于國家注水水質均勻腐蝕平均腐蝕速率0.076 mm/a[9]，試驗緩蝕劑具有很好的緩釋速率。

2.3 濃度梯度試驗

測試了試驗緩蝕劑HS-1在不同加注濃度條件時的腐蝕速率，驗證緩蝕劑HS-1的最佳加注濃度。試驗結果（見表 5）。

由表5可知，腐蝕速率隨著加注濃度的降低而升高。當加注濃度由25 mg/L降低至20 mg/L時,緩釋速率變化不大，而當加注濃度由20 mg/L降低至15 mg/L時，緩釋速率降低較明顯，于是推薦20 mg/L為試驗加注濃度。

3 試驗結論

（1）注水管線受溫度、礦化度影響，空白腐蝕高達0.237 5 mm/a，遠高于油田腐蝕速率標準，試驗緩蝕劑可以顯著降低管線的腐蝕速率。

（2）室內試驗表明，20 mg/L加注條件下，緩蝕劑HS-1可以顯著降低腐蝕速率，有效緩釋率維持在85%以上。

（3）現場濃度梯度試驗表明，20 mg/L加注濃度下，緩蝕劑HS-1可將腐蝕速率控制在0.030 7 mm/a左右。增加加注濃度，腐蝕速率下降不明顯；而濃度降低時，腐蝕速率降低較大。結合經濟效益分析，推薦加注濃度為20 mg/L。

［1］ 劉秀晨，安成強.金屬腐蝕學［M］.北京∶國防工業出版社，2002：138-139.

［2］ 呂群.金屬腐蝕機理與腐蝕形態［J］.九江師專學報，1997，15（5）：71-75.

［3］ 舒作靜，劉志德，谷壇.氣液兩相緩蝕劑在油氣田開發中的應用［J］.石油與天然氣化工，2001，30（4）：200-201.

［4］ 朱苓.緩蝕劑緩蝕作用的研究方法［J］.腐蝕與防護，1999，20（7）：300-302.

［5］ 呂德東，孫艷紅，尹春峰，等.勝利油田典型區塊埋地混輸管道腐蝕結垢原因分析與防護措施［J］.石油工程建設，2009，35（4）：52-54.

［6］ 楊群英.電化學方法評價緩蝕劑性能的可行性研究［D］.西安：西安石油大學（應用化學），2010.

［7］ 彭德遲，余良旺.水泵葉輪腐蝕因素分析與防腐對策［J］.給水排水，2007，33（6）：98.

［8］ ASTM G59-97.Standard Practice for Conducting Potentiodynamic Polarization Resistance Measurements［S］.ASTM.

［9］ 中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T5329-1994.碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法［S］.中國石油天然氣總公司.

Screening and field evaluation of inhibitors for offshore oilfield

DUAN Fan
（Short for Handle Factory Nanyuan Limited Company，Daqing Heilongjiang 163517，China）

Severe corrosion occurred in the water injection pipeline of offshore oilfield.This paper analyzes the environment of oilfield and water injection properties,screened an excellent corrosion inhibitor formula HS-1.And through the LPR instrument to explore its application effect.Field tests show that under the condition of 20 mg/L concentration of HS-1，the corrosion rate can be controlled at 0.030 7 mm/a and has a good slow-release effect.

corrosion inhibitor；offshore oilfield；field application

TE39

A

1673-5285（2017）07-0133-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.031

2017－06-19