新沟油田注水系统腐蚀原因及治理研究

2013-09-05唐桂萍胡秀容欧志东

江汉石油职工大学学报 2013年2期

唐桂萍，胡秀容，欧志东

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉 430223)

由于新沟油田注入水多用采出污水回注导致注水系统极易结垢，注水管网腐蚀严重。近年来，该区块地面管网、储罐以及地下管杆腐蚀穿孔、失效现象频繁发生，严重的腐蚀状况不仅影响到油井的正常生产，而且输干线穿孔又导致产量损失巨大及管线更换量大，大大增加了成本。

1 新沟油田注水系统和水质现状及分析

1.1 新沟油田注水系统现状

新沟油田包括新一井区和新二井区，建有新一站和新二站，新一井区注水井11口(注水井10口，回灌井1口)，配注水量150 m3/d，实际注水量126 m3/d。新二井区注水井4口，配注水量70 m3/d，实际注水量73 m3/d。

新一污水站污水处理工艺为:来自高架油罐的含油污水先进入污水池(150 m3)，经提升泵提升至注水罐(2座300 m3/h，钢制)，再经注水泵加压回注;污水不够时掺清水，清水来自清水罐(1座300 m3/h，钢制)。无污油回收流程，注水罐、污水池底部的污泥由人工定期清理，再用罐车外运回灌。

新二注水站处理工艺为:来自高架油罐的含油污水直接进入卧式注水罐(50 m3，钢制)，直接回注;水量不够部分注清水，来自水源井清水经过滤后再经注水泵加压回注。

1.2 新沟油田注水水质现状

新一污水站污水的水质总体特点为:一是带有黑色硫化氢味;二是油在水中大部分以浮油、分散油形式存在，还有部分乳化油;三是水温21℃ ～34℃;四是水型为Na2SO4型。2012年2季度和2011年3季度现场检测的水样参数如表1所示。

以下是从现场取回的2012年2季度和2011年3季度挂片清洗后的照片:可以看出腐蚀非常严重，显示出硫化物腐蚀、细菌腐蚀和冲刷腐蚀的明显特点，见图1。

1.3 新沟油田现场水质分析

根据从现场反馈的实际情况来看，新一站从2011年四季度开始注入水由污水与清水混注全部改为污水，水质突变，污水矿化度高，阳离子主要有 Na、K 、Ca 、Mg2+、Sr2+，阴离子主要有 HCO32－、SO42－、CL－。其中影响腐蚀的离子因素包括成垢离子 Ca2+、Mg2+、Sr2+、SO42－，以及CL－活性阴离子，而细菌(硫酸盐还原菌)、硫化物含量和粒径中值也大幅度提高。

平均腐蚀率是对设备和井下管柱的腐蚀情况进行控制的指标，它反映金属腐蚀的速度，通常用mm/a作为腐蚀速度的单位。中国石油行业标准SY/T 5329－94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》规定的标准，平均腐蚀率要不大于0.076 mm/a，可以看出新沟油田从2011年二季度前是达标的，而全注污水后2012年二季度的平均腐蚀率为3.618 3 mm/a，严重超标。

对江汉油田各区块注入水影响腐蚀的水质指标做过一次粗略统计，主要影响腐蚀的指标包括温度、溶解氧、细菌、硫化物、PH值以及总铁等等，这些指标也是各油田注入水产生腐蚀的普遍因素。根据对新沟站的水质分析看出，该站细菌(硫酸盐还原菌)、硫化物等指标偏高。

2 新沟油田注水系统腐蚀的治理研究

通过前面的分析研究及预测已经清楚地认识到影响新沟注采系统腐蚀的因素主要是系统水质的细菌、硫化物等指标偏高，而这直接导致硫酸盐还原菌含量较高。因此下面重点围绕杀菌及缓蚀技术进行对策研究。

2.1 细菌杀灭技术研究

油田污水除菌一般采用投加杀菌剂的方式，依据行业标准SY/T 5890－93杀菌剂性能评价方法，通过测试加杀菌剂前后水样中细菌的含量，来计算杀菌剂的杀菌率。表2中列出了新沟注水站4种杀菌剂杀菌结果，可以看出新一注水站采用SS 304杀菌剂、FX －6均有较好的杀菌效果，建议采用SS 304、FX －6这两种杀菌剂在新沟注水站交替使用，交替周期为一月。

表2 新一注水站杀菌剂评价

2.2 缓蚀剂技术研究及室内评价实验

缓蚀剂是加入少量到介质中就可以显著减少金属材料的腐蚀速度的物质，而且可以保持金属的物理机械性能不变。

分析研究新沟注水站的水质特点及腐蚀影响因素，开展注水站缓蚀剂的室内粗筛选实验研究，参照 SY/T5273－2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》，首先对江汉油田常用的14种新型缓蚀剂的水溶解性、乳化性、成膜性能进行评价，作为缓蚀剂的初选。

取注水罐水样，对初选出的四种缓蚀剂进行了浓度和类型评价实验。缓蚀剂的评价依据是行业标准SY/T5273－2000，本次缓蚀性能评价实验采用了动态挂片法。表3列出了4种缓蚀剂的缓蚀实验结果，新一注水系统采用SB9806缓蚀剂可获得较好的防腐效果，缓蚀率达到83.30%。

表3 新一注水站缓蚀率性能评价结果表

2.3 处理系统流程的改造

新沟油田新一站和新二站现有的水处理系统流程都过于简单，工艺主流程不完善，水源中的不达标指标悬浮物含量、粒径中值、硫酸盐还原菌、平均腐蚀率、硫化物含量及总铁含量较高等因素都没有较好的解决措施。针对这种情况，建议完善工艺主流程，适当添加缓冲罐、除油罐、沉降罐及精细过滤器等设备，考虑悬浮物含量、粒径中值超标的情况，可以添加二级沉降罐，完善原有加药、污水及污油回收、排泥等辅助流程，同时针对注水罐这种严重腐蚀的个体，可以采用玻璃钢材质。以新一污水站为例，更新工艺主流程见图2。

图2 新一站污水处理工艺流程改造图

来自油站含油污水经计量后靠余压进入缓冲罐或除油罐，除油罐的主要功能是去除污水中的分散油及部分悬浮物;除油罐出水靠液位差自流进入混凝沉降罐，沉降罐的主要功能是去除污水中的乳化油及大部分悬浮物;混凝沉降罐出水已经能满足过滤条件，进入缓冲罐，缓冲罐的功能是为提升泵提供吸水条件;提升泵从缓冲罐内吸水，污水经加压后进行过滤处理。过滤后的污水水质已能满足注水水质要求，进入注水罐，再经注水泵加压回注。