姬塬合水油田注水系統(tǒng)腐蝕原因分析對策研究

胡志杰，楊 娟，王小琳，李 歡，李姝蔓

（1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.長慶化工集團有限公司，陜西西安 710018）

在油田注水開發(fā)過程中，注水系統(tǒng)腐蝕問題已經(jīng)直接影響到油氣田開發(fā)正常運行和安全生產(chǎn)，隨著原油開發(fā)進入中后期高含水率階段，注水系統(tǒng)的腐蝕情況日趨嚴重，不僅給油田造成重大的經(jīng)濟損失，還會導致災難性的事故和環(huán)境污染。油田采出水因油藏不同而具有多樣性，其礦化度及離子組成、含油量及含油性質、細菌組成及活性等存在較大差異，而腐蝕由化學因素引起的化學腐蝕和生物因素引起的生物腐蝕在實際情況下難以區(qū)分，為了提高防腐效果，首先要了解腐蝕的主要因素，只有尋找到不同區(qū)塊腐蝕嚴重的原因和規(guī)律[1-3]，才能有的放矢采取相應的措施，從根本上解決腐蝕問題。

1 姬塬合水油田注水系統(tǒng)腐蝕特點

由于腐蝕嚴重，頻頻出現(xiàn)管線刺漏、破損等現(xiàn)象，嚴重影響了油田正常的開采工作。油田公司組織生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕現(xiàn)狀調研。現(xiàn)場調研發(fā)現(xiàn)長慶主力油田采出水管道腐蝕破漏比例高于清水管道（表1）。采出水管線更換占腐蝕治理工作量的70%。

表1 姬塬合水油田注水系統(tǒng)腐蝕破漏情況統(tǒng)計表

注水管線內(nèi)壁腐蝕嚴重，覆蓋很厚的腐蝕產(chǎn)物膜，腐蝕產(chǎn)物下面有大量腐蝕坑和腐蝕溝槽，腐蝕產(chǎn)物膜與管體結合不強，很容易剝落。外表面存在較為嚴重的局部腐蝕，既有聚集型小腐蝕坑，也有尺寸較大的單個腐蝕坑。油田管道穿孔部位以內(nèi)腐蝕穿孔為主，主要發(fā)生在管體中下部，部分管道發(fā)生在焊縫或焊縫附近。

1.1 腐蝕產(chǎn)物測定

要確定注水系統(tǒng)的腐蝕影響因素就需對系統(tǒng)管壁附著物或者腐蝕成垢產(chǎn)物進行組分分析。實驗人員通過對管線腐蝕產(chǎn)物進行分析。分析結果為FeOOH（Fe2O3·H2O）晶體，腐蝕產(chǎn)物能譜檢測有氧化鐵、硫化物、含硅化合物（表2）。

表2 注水管線腐蝕產(chǎn)物能譜分析結果

2 姬塬合水油田注水系統(tǒng)腐蝕規(guī)律分析

注水系統(tǒng)腐蝕因素復雜多樣，一般分為內(nèi)腐蝕和外腐蝕，而內(nèi)外因素又可分為物理因素、化學因素和生物因素等。多種因素之間互相影響，加速腐蝕，腐蝕產(chǎn)物也是有多種因素互相影響形成的結果。

注水系統(tǒng)是個完整體系，從水源井經(jīng)過處理到注水井整個流程過程中pH 值、懸浮物含量、細菌、溶解氧、溶解鹽、硫化氫、二氧化碳等都會發(fā)生變化，尤其是采出水回注系統(tǒng)，采出水經(jīng)過處理流體性質發(fā)生變化，更容易引起腐蝕，整個系統(tǒng)腐蝕程度都是這些腐蝕因素共同作用的結果。研究人員分別對姬塬合水油田的原水、清水系統(tǒng)和污水系統(tǒng)腐蝕性沿流程進行監(jiān)測[4-7]。

2.1 姬塬合水油田原水腐蝕性分析

研究結果顯示（表3）：合水油田采出水中溶解氧含量、細菌含量高是導致注入水腐蝕性高的主要原因；姬塬油田清水中，細菌含量高是導致注入水腐蝕性高的主要原因。

表3 姬塬合水油田原水腐蝕綜合數(shù)據(jù)表

2.2 姬塬合水油田清水系統(tǒng)沿流程腐蝕性分析

對油田腐蝕嚴重的站點的清水系統(tǒng)沿流程進行懸浮物含量、細菌、溶解氧以及pH 值等水質監(jiān)測，并對流程各個節(jié)點腐蝕速率和點蝕進行檢測。

清水系統(tǒng)沿流程水質監(jiān)測可得（表4、圖1）：懸浮物、溶解氧和細菌含量都很高，腐蝕性分析可以看出，姬塬油田腐蝕率普遍較合水油田高，沿流程腐蝕性波動明顯，點腐蝕強度明顯高，沿流程腐蝕速率呈下降趨勢。

圖1 姬塬合水油田清水系統(tǒng)沿流程腐蝕性分析

表4 姬塬合水油田清水系統(tǒng)沿流程水質監(jiān)測數(shù)據(jù)表

2.3 姬塬合水油田采出水系統(tǒng)沿流程腐蝕性分析

對腐蝕嚴重的站點的采出水系統(tǒng)沿流程進行取樣，監(jiān)測懸浮物、細菌、溶解氧以及含油、二價硫的含量，進行水質分析。

采出水系統(tǒng)沿流程腐蝕性監(jiān)測顯示（表5、圖2），含油、懸浮物、二價硫、溶解氧含量都很高；按節(jié)點腐蝕速率監(jiān)測，合水油田系統(tǒng)腐蝕速率、點腐蝕強度較姬塬油田高；腐蝕速率和點腐蝕強度沿流程呈下降趨勢。

圖2 姬塬合水油田采出水系統(tǒng)沿流程腐蝕性分析

表5 姬塬合水油田采出水回注系統(tǒng)沿流程水質監(jiān)測綜合數(shù)據(jù)表

2.4 確定主要水質參數(shù)對腐蝕速率影響

灰色關聯(lián)度分析法是一種多因素統(tǒng)計分析方法，它是以各因素的樣本數(shù)據(jù)為依據(jù)用灰色關聯(lián)度來描述因素關系的大小、權重和次序，它是給一個系統(tǒng)發(fā)展態(tài)勢提供了量化的度量，比較適合動態(tài)分析，因此采用灰色關聯(lián)度分析法分析注水系統(tǒng)中主要水質參數(shù)對腐蝕速率的影響[8]。

對清水系統(tǒng)腐蝕因素進行歸一化處理后得出（表6）：合水油田：溶解氧、SRB 對腐蝕的影響較大；姬塬油田：懸浮物含量、SRB、溶解氧對腐蝕的影響較大。

表6 清水系統(tǒng)中影響因素與腐蝕速率的相關系數(shù)

對姬塬合水油田的采出水系統(tǒng)腐蝕因素進行歸一化處理后得出（表7）：合水油田的溶解氧、含油量、TGB、IB 對腐蝕影響較大；姬塬油田的SRB、IB、粒徑中值、溶解氧對腐蝕影響較大。

表7 采出水系統(tǒng)中影響因素與腐蝕速率的相關系數(shù)

2.5 注水系統(tǒng)防腐實驗研究

注水系統(tǒng)腐蝕是多種因素互相作用的結果，注水系統(tǒng)防腐也是個系統(tǒng)工程，水質處理是關鍵，污水處理好壞程度直接決定了腐蝕的嚴重程度，針對姬塬合水油田注水系統(tǒng)腐蝕特點，提出以下幾個方面的控制措施[9-10]。

2.5.1 除氧和殺菌緩蝕實驗 室內(nèi)對現(xiàn)場采出水進行除氧和殺菌緩蝕實驗。實驗結果顯示（表8、表9）：油田采出水采取除氧措施可將采出水對鋼鐵的腐蝕速率降低88.3%，采取除氧殺菌措施將采出水對鋼鐵的腐蝕速率降低97.8%；無氧條件下，硫酸鹽還原菌是腐蝕的主要因素，緩蝕劑一般不能消除硫酸鹽還原菌造成的腐蝕，要配以殺菌處理，達到防腐目的。

表8 油田采出水除氧及殺菌后緩蝕效果實驗

表9 油田采出水緩蝕+殺菌效果實驗

2.5.2 殺菌+防垢 為了研究油田注水系統(tǒng)所加的水處理劑對系統(tǒng)腐蝕的影響，研究人員在合水油田進行了清水系統(tǒng)投加藥劑前后的腐蝕掛片實驗。

清水系統(tǒng)投加水處理劑前后監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示（表10）：Z1L 注入水投加防垢劑、殺菌劑后，減緩了系統(tǒng)腐蝕速率、點腐蝕強度，明顯降低水中大顆粒懸浮物；Z6Z 投加防垢劑對溶解氧含量高導致的腐蝕性無明顯抑制作用。

表10 合水油田注水系統(tǒng)投加水處理劑前后水質數(shù)據(jù)表

3 結論

（1）清水系統(tǒng)沿流程腐蝕性分析表明：姬塬油田的腐蝕速率較高，尤其點腐蝕更明顯，沿流程腐蝕性波動明顯，沿流程腐蝕性呈下降趨勢；溶解氧、細菌是引起腐蝕的主要原因。

（2）采出水系統(tǒng)沿流程腐蝕性分析表明：合水油田腐蝕速率、點腐蝕強度普遍較姬塬油田高；沿流程腐蝕性呈下降趨勢。細菌、溶解氧、二價硫以及懸浮物含量高是導致注入水腐蝕性高的主要原因。

（3）通過室內(nèi)和現(xiàn)場試驗可得，油田采出水采取除氧和殺菌、除硫和殺菌等措施可有效緩解腐蝕，注入水采取殺菌和防垢措施可顯著降低對注水系統(tǒng)的腐蝕性。

（4）注水系統(tǒng)腐蝕因素較多，并且互相影響，此次研究以現(xiàn)場水質為主，水質管理是關鍵，建議現(xiàn)場制定相關水質管理制度，嚴格把控。