腐蚀监测在油田污水管道防腐中的应用

2019-09-16米宝奇董晓焕

石油化工应用 2019年8期

姜毅，米宝奇，董晓焕，董俊

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司安全环保监督部陇东监督站，甘肃庆阳 745100）

长庆油田采出水除了一定量的含油、悬浮物固体，有机物种类复杂及多种微生物之外，还具有以下特点：（1）高矿化度，油田采出水矿化度（2.5～12）×104mg/L，一定程度上促进了系统的腐蚀和结垢；（2）富含H2S、CO2、O2等气体；（3）富含Ba2+、Sr2+等易结垢的离子；（4）采出水回注系统腐蚀性细菌（SRB、TGB、FB）含量高。油田采出水系统碳钢材质管道2 804 km，由于采出水具有很高的腐蚀结垢倾向，导致碳钢管道腐蚀结垢严重，破漏频繁，主要集中在第一、第二、第三等老的采油厂，给生产带来严重影响。需要开展油田采出水系统腐蚀结垢原因研究，采取针对性的防腐防垢措施，维护油田正常生产[1-5]。

1 采出水管道腐蚀监测

油田注水系统的腐蚀因素研究、腐蚀状况的实时跟踪监测是做好油田腐蚀防治工作的重要基础。结合长庆油田开采层系多，腐蚀监测点多面广，油田低成本开发的实际，选择测试结果准确性高、成本低的失重挂环监测方式。

1.1 管道腐蚀监测原理

在油田重点区块注水站点注水流程，选择可拆卸的管线短节，换装上特制的腐蚀测试装置，腐蚀测试装置中下入腐蚀挂环。挂环材质同管线材质同为20 号碳钢，与管道处于相同的服役环境，到一定时间后取出，观察挂环腐蚀情况。

1.2 管道腐蚀监测结果

选取不同区块、层位，腐蚀结垢相对严重的24 座采出水回注站点安装在线腐蚀监测装置。其中延安组5 套、C2 层2 套、C3 层2 套、C4+5 层4 套、C6 层4 套、C8 层5 套、C7 和C10 层各1 套。安装区块、层位情况（见表1）。

表1 采出水管线在线腐蚀监测装置安装情况

六个月后取出挂环22 套，挂环腐蚀情况（见表2）。

从表2 可以看出，油田采出水腐蚀性强，因区块、层位不同差异比较大，C3 和C8 层采出水腐蚀速率分别高达1.511 mm/a 和1.226 mm/a，C4+5 层和C10 层采出水腐蚀速率相对较低。

油田采出水系统现场腐蚀挂环结垢和点蚀情况（见表3）。由表3 可以看出：管线结垢对局部点蚀影响非常大，结垢轻微的3 套挂环清洗干净后基本无点蚀发生，随着结垢程度的加重，点蚀程度明显增大，有8套挂环表面结垢严重，而点蚀程度较重3 套，严重点蚀3 套，极严重点蚀2 套，说明垢下腐蚀导致的局部点蚀是油田采出水管线穿孔破坏的主要原因。

表2 油田各层位采出水腐蚀情况

表3 采出水系统现场腐蚀挂环结垢和点蚀情况

部分站点挂环结垢和局部点蚀情况（见图1）。

图1 腐蚀挂环结垢和局部点蚀照片

从上到下分别为华X 注、薛Y 联、高Z 联挂环样，左为清洗前，右为清洗后。

对比表4 油田部分站点采出水水质离子，可以看到，长庆油田采出水矿化度高，Ca2+、Mg2+、Sr2+、Ba2+成垢阳离子含量高，各层采出水配伍性差，部分站点混层集输，采出水系统有严重的结垢倾向。各层Cl-含量高，平均达21 724 mg/L。

水中含有的高矿化度、高氯根加速腐蚀反应，主要表现为以Cl-为主导致的点蚀和钙盐、钡盐为主的垢下腐蚀。

Cl-本身不具有腐蚀性，但对垢及腐蚀产物膜穿透性强，易吸附在铁的表面，阻碍保护性膜在钢铁表面的形成；并通过钢铁表面膜的细孔和缺陷渗入膜内，使膜发生微开裂，形成孔蚀核。由于Cl-的不断移入，在闭塞电池的作用下，加速了孔蚀形成（见图2）。

2 采出水管道腐蚀原因分析

2.1 采出水中腐蚀因素测试

测试内容：pH 值、二价硫、侵蚀性CO2、腐蚀性细菌（SRB、TGB、FB）。

测试方法：参照标准SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》。

pH 值、侵蚀性CO2、二价硫含量现场测试，采用梅特勒SG98-FK5 多参数测试仪，配套对应的离子电极；腐蚀性细菌：细菌瓶现场接种，室内细菌培养箱培养，测试结果（见表5）。

主要腐蚀性因素：CO2、H2S、腐蚀性细菌等在油田都有存在。油气管道中CO2、H2S 等酸性气体、溶解氧、水质矿化度及各种细菌是产生内腐蚀的主要因素。

2.1.1 CO2腐蚀 CO2可以溶解在水中，生成碳酸，引起电化学腐蚀。特别是在深处地层水中含有大量的CO2，对油管等井下设备具有较大的腐蚀性。钢材CO2腐蚀的产物都是易溶的，不易形成保护膜，因此随CO2浓度的增加，腐蚀速度增加非常快。CO2的溶解度是温度、压力以及水的组成的函数。CO2常常造成坑点腐蚀、片状腐蚀等局部腐蚀。