馬 韻， 李海濤， 劉莉峰， 王天慧， 楊玲智

（1．西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500；2．中海石油（中國）有限公司秦皇島32－6作業(yè)公司，河北秦皇島 066002；3．中國石油天然氣股份有限公司長慶油田第三采油廠，寧夏銀川 750006）

海上油田注水過程的腐蝕綜合評價

馬 韻1， 李海濤1， 劉莉峰2， 王天慧2， 楊玲智3

（1．西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500；2．中海石油（中國）有限公司秦皇島32－6作業(yè)公司，河北秦皇島 066002；3．中國石油天然氣股份有限公司長慶油田第三采油廠，寧夏銀川 750006）

基于注水過程中的腐蝕理論，綜合考慮影響注水過程中腐蝕的幾個重要因素，如含鹽量、溶解氧含量、硫化氫含量及細(xì)菌作用，采用室內(nèi)腐蝕實(shí)驗(yàn)綜合評價及軟件模擬預(yù)測方法，對QHD32－6油田注入水的腐蝕作用進(jìn)行評價。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，注入水綜合腐蝕速率平均為0．037 7 mm／a，因此注水系統(tǒng)的腐蝕指標(biāo)是達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的中偏低水平。利用預(yù)測軟件，根據(jù)產(chǎn)出污水的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)給出FPSO平臺管線、海管輸送和注水井3種情況的腐蝕預(yù)測結(jié)果，基本與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)情況相符。

海上油田； 注水； 腐蝕評價； 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)； 腐蝕預(yù)測

注水導(dǎo)致的腐蝕危害是眾所周知的，影響腐蝕的因素很多，如O2，H2S，CO2，溫度，p H，Cl－和礦化度等，這些腐蝕性因素同時存在將帶來更加嚴(yán)重的系統(tǒng)腐蝕和地層堵塞問題。因此，對可能給系統(tǒng)帶來腐蝕的因素進(jìn)行評價對于制定合理水質(zhì)指標(biāo)、完善系統(tǒng)的防腐措施十分重要［1－6］。目前，QHD32－6油田注入水主要來源于產(chǎn)出水，其礦化度均值為2 206 mg／L，水處理出口礦化度為3 186 mg／L，水型屬于Na HCO3水型。注水流程密閉，水中所含的腐蝕性溶解氣含量很低（含氧質(zhì)量濃度為0．05 mg／L，H2S平均質(zhì)量濃度為0．25 mg／L，未檢出CO2）。為了對該油田注入水可能導(dǎo)致的腐蝕傷害進(jìn)行有效評價，進(jìn)而有效保護(hù)注水系統(tǒng)，降低腐蝕傷害，本文采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)法以及軟件預(yù)測法對其進(jìn)行分析。

1 注入水對系統(tǒng)腐蝕單因素分析

1．1 含鹽量對系統(tǒng)的腐蝕評價

一般來講，Cl－對縫隙腐蝕具有催化作用。腐蝕開始時，鐵在陽極失去電子。隨著反應(yīng)的不斷進(jìn)行，鐵不斷地失去電子，縫隙內(nèi)Fe2＋大量的聚積，縫隙外的氧不易進(jìn)入，遷移性強(qiáng)的Cl－進(jìn)入縫隙內(nèi)與Fe2＋形成高濃度、高導(dǎo)電的FeCl2，F(xiàn)eCl2水解產(chǎn)生H＋，使縫隙內(nèi)的p H下降到3～4，從而加速腐蝕。實(shí)驗(yàn)評價注入水含鹽對系統(tǒng)的腐蝕程度是通常采用的方法。

1．2 溶解氧含量對系統(tǒng)的腐蝕分析

QHD32－6油田注入水中的含氧質(zhì)量濃度為0．05 mg／L，溶解氧本身不會帶給系統(tǒng)嚴(yán)重的腐蝕傷害，但當(dāng)混合注入水中還含有大量H2S，CO2和Cl－時，將使氧的腐蝕進(jìn)一步加劇。

由于氧具有較大的電負(fù)性和較高的電極電位。因而具有較強(qiáng)的氧化勢和陰極去極化能力。在注水系統(tǒng)中溶解氧與金屬設(shè)備組成以金屬為陽極、氧為陰極的腐蝕電池，陽極的鐵溶解并生成Fe（OH）2和H2。陰極是氧和H2反應(yīng)生成水，同時將Fe（OH）2氧化成Fe（OH）3。由于反應(yīng)消耗了溶解氧而使局部區(qū)域中氧的質(zhì)量濃度降低，而水中溶解氧的運(yùn)移速度比電子的傳遞速度低得多，隨著反應(yīng)的進(jìn)行靠近陽極處的氧幾乎耗盡，遠(yuǎn)處氧質(zhì)量濃度高，這樣就形成了氧的濃差電池。陰極的面積要比陽極大得多，大陰極小陽極的特征是促使腐蝕向鋼鐵的深部進(jìn)行，形成點(diǎn)蝕。

為了防止注入水引起嚴(yán)重的系統(tǒng)腐蝕問題，只有嚴(yán)格控制注入水中H2S和CO2的含量。QHD32－6油田注入水中的含氧質(zhì)量濃度為0．05 mg／L，H2S質(zhì)量濃度為0．05 mg／L，礦化度低。溶解氧給系統(tǒng)帶來的腐蝕在控制范圍以內(nèi)。

1．3 H2S和CO2含量對系統(tǒng)的腐蝕分析

注入水中的H2S和CO2與金屬發(fā)生化學(xué)反應(yīng)而產(chǎn)生腐蝕。其腐蝕產(chǎn)物及微生物、懸浮物沉積在鋼鐵表面造成許多小的覆蓋閉合環(huán)境，形成氧濃差電池，也有利于細(xì)菌的繁殖。

注入水中H2S的來源，一是來自于本身油氣產(chǎn)出的附屬產(chǎn)物，二是來自于水中存在的硫酸還原菌的產(chǎn)物。H2S低含量時形成保護(hù)膜式的FeS沉淀，含量高時將向鋼鐵內(nèi)部滲透形成氫脆，引起鋼鐵晶格變異性破壞。隨H2S含量增大趨勢變緩，此時試片表面已有致密的FeS形成，使金屬內(nèi)部受到保護(hù)，此時低含量的H2S腐蝕作用受到抑制。但是，注入水在流動狀態(tài)時，由于腐蝕產(chǎn)物FeS不容易沉積下來形成保護(hù)膜，而是被流水帶走，此時H2S腐蝕將進(jìn)一步加劇。因而H2S腐蝕的靜態(tài)實(shí)驗(yàn)結(jié)果只能作為參考。

CO2的腐蝕機(jī)理主要是由于碳酸氫根分解使水中的氫離子增加而產(chǎn)生氫的去極化作用。另外游離的CO2也能溶解于設(shè)備和管道的保護(hù)膜，從而引起金屬的腐蝕。CO2在分壓較低的情況下所造成的腐蝕并不強(qiáng)，但通常造成點(diǎn)腐蝕。

通過實(shí)驗(yàn)表明只有CO2時對系統(tǒng)的腐蝕作用不大。只是當(dāng)與其他腐蝕性氣體如O2，H2S共存時，將進(jìn)一步加劇腐蝕作用。由于QHD32－6油田注入水中腐蝕性氣體如O2，H2S，CO2含量很低，這里沒有單獨(dú)對H2S，CO2腐蝕進(jìn)行實(shí)驗(yàn)分析。

1．4 注入水中的細(xì)菌傷害分析與控制

就油田注水系統(tǒng)而言，在考慮微生物的有害活動中，首要的問題是其引起的系統(tǒng)腐蝕和其帶來的注水井、管線和設(shè)備（如過濾器）的堵塞問題。細(xì)菌的控制應(yīng)使細(xì)菌殺滅或不致繁殖為最終目標(biāo)。實(shí)際上，任何水系統(tǒng)（不論淡水或鹽水）都含有細(xì)菌，存在細(xì)菌的數(shù)量、種類、活性決定了它們的危害程度，也決定了有效控制這些細(xì)菌的方法。

1．4．1 硫酸還原菌給注水系統(tǒng)的危害性分析 硫酸鹽還原菌是能還原硫酸根的極小生物，在眾多細(xì)菌中，只有兩個屬的細(xì)菌能還原硫酸根，即脫硫弧菌屬，是茅胞梭菌屬的一種，叫黑梭狀桿菌。它們從氧化某些有機(jī)物或氣態(tài)氫、還原硫酸鹽中獲得能量。這種細(xì)菌通常附著在管線的滯留點(diǎn)，罐的沉積物下面，凹坑底部生衍繁殖，并產(chǎn)生硫化氫引起垢下腐蝕。反應(yīng)過程中消耗了體系中的氫，構(gòu)成去極化作用而加快了電化學(xué)腐蝕的反應(yīng)速度。硫化氫與鋼鐵發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，腐蝕產(chǎn)物沉積在金屬表面造成硫酸鹽還原菌繁殖的良好環(huán)境。

硫酸鹽還原菌是成群或成菌落的形式附著在管壁上，在流動的液體中不易找到。水樣中的硫酸還原菌（SRB）只是粗略地表示了注入水中的情況，有可能其含量很低，但在管線某處卻有大量的細(xì)菌生長繁殖。因此，一旦發(fā)現(xiàn)有SRB細(xì)菌就應(yīng)嚴(yán)格控制。

1．4．2 腐生菌（TGB）的危害性分析 腐生菌是異養(yǎng)型細(xì)菌，通常有假單胞菌科、腸桿菌科、微球菌科和芽胞桿菌科，其特征是能產(chǎn)生莢膜粘液。它們從有機(jī)物如醇、糖、酸中得到能量，假單胞菌是利用碳?xì)浠衔镒鳛槟芰縼碓?。腐生菌的存在極其普遍，許多油田水都能滿足其生長的物理?xiàng)l件和營養(yǎng)條件。

腐生菌主要是形成氧濃差電池而引起陽極區(qū)腐蝕，并通過氫氧化鐵層下的SRB的活動更是加劇了腐蝕過程，而沉淀出的大量氫氧化鐵會造成注水井的堵塞。腐生菌可以在鹽水、淡水、有氧、無氧環(huán)境中生存，但常見于低鹽度的需氧系統(tǒng)中。一般的酸化及活性水對解堵均不起作用，因此導(dǎo)致注水量降低，注水壓力升高。

目前QHD32－6油田污水處理后硫酸鹽還原菌、腐生菌含量極低，油田水處理系統(tǒng)入口設(shè)計(jì)有投加殺菌劑程序，很好地堵住細(xì)菌腐蝕和堵塞的源頭。

2 注入水腐蝕室內(nèi)實(shí)驗(yàn)綜合評價

2．1 氯根腐蝕實(shí)驗(yàn)評價

實(shí)驗(yàn)用試片：采用SY／T5329－94推薦用的標(biāo)準(zhǔn)A3鋼片（75 mm×13 mm×1．5 mm）；

實(shí)驗(yàn)方法：參照SY／T5329－94標(biāo)準(zhǔn)推薦的方法［7］；

實(shí)驗(yàn)溫度：65℃（與FPSO平臺水溫相近）。

采用標(biāo)準(zhǔn)NaCl鹽水作不同濃度下金屬掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)，采用密閉靜態(tài)掛片實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如圖1所示。結(jié)果表明，注入水氯根在968 mg／L，腐蝕速率為0．001 mm／a。QHD32－6油田注入水中，氯根質(zhì)量濃度均值為515 mg／L（最高1 000 mg／L）。由于實(shí)際污水中的溶解氧比實(shí)驗(yàn)流體低，因此，實(shí)際氯根的腐蝕速率比實(shí)驗(yàn)值要低。

Fig．1 The influence of chlorine ion content on the corrosion system圖1 氯根含量對系統(tǒng)腐蝕的影響

2．2 室內(nèi)綜合腐蝕實(shí)驗(yàn)評價

前面主要討論了影響注水系統(tǒng)腐蝕的單因素分析，下面采用QHD32－6油田在FPSO實(shí)際取得的污水水樣，在實(shí)際水溫（65℃）和FPSO管線壓力（1．1 MPa）下進(jìn)行高壓反應(yīng)釜密閉實(shí)驗(yàn)評價注入水的綜合腐蝕速率，其評價分級標(biāo)準(zhǔn)及腐蝕速率結(jié)果如表1，2所示。

實(shí)驗(yàn)用水樣：P401出口水樣。

實(shí)驗(yàn)用試片：采用SY／T5329－94推薦用的標(biāo)準(zhǔn)A3鋼片（75 mm×13 mm×1．5 mm）。

表1 管道及儲罐內(nèi)介質(zhì)腐蝕性分級標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Pipeline and storage tank corrosion grading standard

表2 注入水腐蝕綜合評價實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experiment results of the injection water corrosion comprehensive evaluation

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注入水綜合腐蝕速率平均為0．037 7 mm／a，因此注水系統(tǒng)的腐蝕指標(biāo)是達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的中偏低水平。

3 注入水腐蝕預(yù)測

進(jìn)一步采用模型預(yù)測方法確定系統(tǒng)腐蝕速率［8］。目前國際上流行的基于先進(jìn)模型的軟件包括挪威的Norsok模型和軟件、法國的ECE模型和軟件、美國的Inter Corr Predict軟件以及殼牌實(shí)驗(yàn)室的De Warrd模型等。許多預(yù)測實(shí)踐已經(jīng)證明，現(xiàn)有軟件多數(shù)對于預(yù)測流動狀態(tài)下的腐蝕速率較為有效。下面利用ECE－5軟件，根據(jù)QHD32－6產(chǎn)出污水的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)給出FPSO平臺管線、海管輸送和注水井3種情況的腐蝕預(yù)測結(jié)果。

FPSO平臺管線腐蝕預(yù)測結(jié)果見圖2。

Fig．2 The corrosion evaluation of wastewater in the pipeline of platform after FPSO treatment圖2 FPSO處理后污水在平臺管線的腐蝕評價

腐蝕速率在0．007 2～0．007 9 mm／a，這與氯根腐蝕實(shí)驗(yàn)數(shù)量級相同。

FPSO處理污水至AB平臺海管腐蝕預(yù)測結(jié)果見圖3，隨著距離增加腐蝕速率降低，主要是由于壓力降低，管線p H增加的原因。FPSO至DC平臺預(yù)測結(jié)果見圖4所示。由圖4可知，腐蝕速率基本相當(dāng)。

Fig．3 The corrosion evaluation of pipeline from FPSO to A／B platform圖3 FPSO至A／B平臺管線腐蝕評價

Fig．4 The corrosion evaluation of pipeline from FPSO to D／C platform圖4 FPSO至D／C平臺管線腐蝕評價

注水井的腐蝕速率預(yù)測結(jié)果見圖5。預(yù)測了最大井口注入壓力和平均注入壓力下3種不同注水量情況下（100，300，700m3／d）的腐蝕速率。預(yù)測結(jié)果與掛片實(shí)驗(yàn)結(jié)果相當(dāng)。

Fig．5 The corrosion rate of injection well prediction results圖5 注水井的腐蝕速率預(yù)測結(jié)果

4 結(jié)論

（1）QHD32－6油田分析發(fā)現(xiàn)，注入水氯根在968 mg／L時，腐蝕速率為0．001 mm／a。油田注入水中的含氧質(zhì)量濃度為0．05 mg／L，H2S質(zhì)量濃度為0．05 mg／L，礦化度低。溶解氧給系統(tǒng)帶來的腐蝕在控制范圍以內(nèi)。油田污水處理后硫酸鹽還原菌、腐生菌含量極低，因此細(xì)菌產(chǎn)生的腐蝕情況也較低。

（2）實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注入水綜合腐蝕速率平均為0．037 7 mm／a，因此，注水系統(tǒng)的腐蝕指標(biāo)是達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的中偏低水平。

（3）利用ECE－5軟件，根據(jù)產(chǎn)出污水的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)對FPSO平臺管線、海管輸送和注水井3種情況的腐蝕進(jìn)行預(yù)測，結(jié)果基本與掛片實(shí)驗(yàn)結(jié)果相一致，腐蝕速率相對較低。

總體來講，在滿足細(xì)菌達(dá)標(biāo)、溶解氣達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，QHD32－6注水系統(tǒng)腐蝕速度低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，能夠滿足長期注水壽命要求。

［1］ 張紹槐，羅平亞．保護(hù)儲集層技術(shù)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1993：196－199．

［2］ 陸柱，鄭士忠．油田水處理技術(shù)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1990：27－97．

［3］ 黎洪珍，羅立然，李婭，等．油管腐蝕原因分析及腐蝕評價［J］．天然氣工業(yè)，2003（S1）：107－110．

［4］ 張秀林，郭慶錕，孫吉星，等．單層保溫海底管線鋼管外壁腐蝕評價方法探討［J］．中國海上油氣，2009，21（6）：416－423．

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［8］ Dr Jonathan Marsh，Duncan P C．Pipeline internal corrosion assessment，fitness for purpose and future life prediction［C］．NACE 10053，2010．

（Ed．：YYL，CP）

Corrosion Comprehensive Evaluation of Offshore Oil Field Water Injection Process

MA Yun1，LI Hai－tao1，LIU Li－feng2，WANG Tian－h(huán)ui2，YANG Ling－zhi3
（1．State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Ex ploitation Engineering of Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，P．R．China；2．Qinhuangdao 32－6 Company of CNOOC（China）Co．Ltd．，Qinhuangdao Hebei 066002，P．R．China；3．The Third Oil Production Plant of Changqing Oil Field of PetroChina Company Limited，Yinchuan Ningxia 750006，P．R．China）

9 July 2012；revised 10 August 2012；accepted 24 September 2012

Based on the corrosion theory of the process of injection，The injected water corrosion of Qin Huangdao 32－6 oil field was evaluated．It considered several important factors affecting the corrosion of the injection process，such as salinity，dissolved oxygen content，hydrogen sulfide content and bacterial action，and adopted the methods of the indoor corrosion experiments evaluation and using simulation software to predict．Experimental research show that the average corrosion rate of the injected water is 0．037 7 mm／a，so the corrosion index of the injection system is up to standard in low level．According to the actual running data of the produced water，using software to predict the corrosion of three cases，such as FPSO platform pipeline，sea tube transport and injection wells，whose results were consistent with that under the indoor experimental condition．

Offshore oil field；Injection；Corrosion evaluation；Indoor experiments；Corrosion prediction

．Tel．：＋86－13880469535；e－mail：mayun99123＠163．com

TE980．2

A

10．3969／j．issn．1006－396X．2012．05．013

1006－396X（2012）05－0052－04

2012－07－09

馬韻（1987－），女（回），四川都江堰市，在讀碩士。