汪剛躍，張守獻，徐鵬 王剛，徐闖，汪衛(wèi)東 （中石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東 東營257000）

莊新峰 （中石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東 博興256504）

油田污水腐蝕是油田開發(fā)過程中存在的普遍問題，影響油田污水腐蝕的因素通常有溶解氧、二氧化碳、硫化氫、礦化度、pH值、細菌等[1～3]。勝利油田樊家回注污水站采用兩級重力沉降、懸浮污泥、過濾水處理工藝；處理污水量830m3/d，投加藥劑有緩蝕劑、殺菌劑、除油劑、改性蒙脫土、助凝劑。樊家站流程投產(chǎn)后，外輸水腐蝕速率長期不達標。分析2011年10月～2012年3月外輸水的腐蝕情況，外輸水平均腐蝕速率為0.376mm/a，是 SY/T 5329－94標準0.076mm/a的約5倍，最高時達到0.507mm/a。腐蝕不僅引起污水處理系統(tǒng)設備及管線腐蝕狀況惡化，而且導致回注污水中次生懸浮物的生成，注水沿程水質(zhì)變差，注入后傷害油藏，影響油田開發(fā)效果。通過對樊家站所用緩蝕劑、殺菌劑的緩蝕率、殺菌率和藥劑配伍性指標進行評價，樊家站所用緩蝕劑、殺菌劑均合格。針對樊家站外輸水腐蝕速率長期超標的問題，從注水沿程節(jié)點進行腐蝕速率測試，開展樊家污水站污水水性、腐蝕因素分析研究，確認了樊家站外輸水腐蝕速率超標的主要原因，并開展了腐蝕措施研究。

1 腐蝕原因分析

1.1 水質(zhì)分析

按照SY/T 5523－2006《油田水分析方法》，對樊家站來水進行水質(zhì)檢測，水質(zhì)pH值為7.37，具體結(jié)果見表1。表1所示的這種離子特性有可能導致樊家站油田污水的強腐蝕性[4]。

表1 樊家站污水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)表 （mg/L）

1.2 注水沿程節(jié)點腐蝕速率

測試標準依據(jù)SY/T 5273－2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》，腐蝕試片規(guī)格均符合SY/5273－91標準，試片尺寸為76mm×13mm×1.5mm，材質(zhì)為A3鋼；腐蝕試驗介質(zhì)為現(xiàn)工藝加藥條件下樊家站沿程各節(jié)點水樣。目前在用水處理劑的投加情況如下：緩蝕劑和殺菌劑均為48mg/L，改性蒙脫土為60mg/L，助凝劑和除油劑均為2mg/L，加藥方式為連續(xù)加藥，工藝流程見圖1，沿程節(jié)點來水的靜態(tài)腐蝕速率為0.061mm/a，樊家站懸浮床進水測試點腐蝕速率為0.012mm/a，懸浮床出水測試點腐蝕速率為0.093mm/a，腐蝕速率大幅度升高。

圖1 樊家站加藥流程示意圖

監(jiān)測了2012年4～5月懸浮床前后腐蝕速率的變化情況，方式為停加緩蝕劑和殺菌劑后連續(xù)對懸浮床進水和懸浮床出水進行靜態(tài)腐蝕速率測試，結(jié)果見表2，懸浮床出水腐蝕速率比懸浮床進水腐蝕速率高。說明污水流經(jīng)懸浮床后，腐蝕速率升高了。

1.3 懸浮床出水腐蝕速率升高主要原因分析

1.3.1 腐蝕影響因素分析

樊家站沿程各節(jié)點含氧量為0，硫化物含量為0.2mg/L，侵蝕性二氧化碳、細菌、pH值沿程各節(jié)點測試值變化小 （表3），表明上述因素對懸浮床進出水的腐蝕影響小。

1.3.2 藥劑對腐蝕的影響

表2 懸浮床進水、出水靜態(tài)腐蝕速率對比表

表3 污水處理節(jié)點水質(zhì)檢測結(jié)果

從表2中可以看出，樊家站在投加緩蝕劑、殺菌劑或停加緩蝕劑、殺菌劑條件下，污水經(jīng)過懸浮床后，腐蝕速率均升高，由此可見投加緩蝕劑、殺菌劑對懸浮床出水腐蝕速率升高沒有影響。懸浮床進出水水樣的差別是前者沒加改性蒙脫土和助凝劑，而后者投加了改性蒙脫土和助凝劑。改性蒙脫土吸附性強，是引起懸浮床出水腐蝕速率升高的主要原因。

觀察樊家站外輸現(xiàn)場動態(tài)腐蝕掛片上的沉積物，發(fā)現(xiàn)其為黑色；在沉積物上加幾滴10%的稀鹽酸，有臭雞蛋氣味產(chǎn)生，表明沉積物中有硫化亞鐵成分[4]。動態(tài)腐蝕掛片上的沉積物由SRB（硫酸鹽還原菌）、H2S腐蝕造成；沉積物下面發(fā)生了垢下腐蝕，顯示為明顯的點蝕。主要原因是由于投加吸附性強的改性蒙脫土，降低了緩蝕劑在腐蝕試片上的成膜質(zhì)量，水中的氧化性物質(zhì)會滲透到金屬基體的表面引起腐蝕，腐蝕垢不斷從小變大[5]。垢下的環(huán)境相對密閉，由于垢層的阻塞作用，殺菌劑通過縫隙或垢層微孔擴散進入垢層下的金屬界面十分困難，有利于SRB等細菌繁殖，發(fā)生細菌腐蝕，導致外輸水腐蝕速率超標。

針對樊家站投加改性蒙脫土引起懸浮床出水腐蝕速率升高的問題，進行了改性蒙脫土對樊家站污水腐蝕影響的室內(nèi)研究，用樊家站來水和現(xiàn)場用藥劑。結(jié)果表明投加改性蒙脫土會加大樊家站污水腐蝕性；改性蒙脫土和緩蝕劑同時投加，緩蝕率僅為7.2%（表4），緩蝕效果差。

表4 樊家站污水藥劑腐蝕試驗結(jié)果

2 現(xiàn)場防腐措施優(yōu)化試驗

針對樊家站外輸水腐蝕速率超標的主要原因，結(jié)合樊家站現(xiàn)場加藥工藝流程，現(xiàn)場試驗方案如表5，藥劑為連續(xù)加入；將緩蝕劑加藥點位置調(diào)整到流程中二級緩沖罐進口處，其他藥劑加藥位置不變，試驗周期均為21d，現(xiàn)場試驗加藥流程見圖2。

表5 樊家站藥劑優(yōu)化現(xiàn)場試驗結(jié)果

圖2 樊家站現(xiàn)場試驗加藥流程示意圖

方案一：將原方案中緩蝕劑加藥點位置調(diào)整到二級緩沖罐進口，改性蒙脫土、助凝劑、緩蝕劑的加藥量和加藥方式與原方案相同。樊家站外輸腐蝕速率從0.391mm/a，降到0.253mm/a，降低35.3%。

方案二：比方案一中改性蒙脫土投加量減少50%，其他藥劑投加量、加藥方式不變，樊家站外輸腐蝕速率從0.391mm/a，降到0.167mm/a，降低57.3%；方案二比方案一外輸水腐蝕速率降低，從0.253mm/a降到0.167mm/a，說明改性蒙脫土對樊家站污水腐蝕影響大。

方案三：比方案二緩蝕劑投加量增加1倍，緩蝕劑投加量為60mg/L，其他藥劑投加量、加藥方式不變。外輸水腐蝕速率從0.391mm/a降到0.087mm/a，降低77.7%，表明樊家站現(xiàn)場防腐試驗效果良好。

3 結(jié) 論

引起油田回注污水腐蝕超標的原因很多，其中水質(zhì)與處理工藝是主要影響因素，需要針對具體情況進行分析，確定引起腐蝕超標的主要原因，采取相應的措施，優(yōu)選加藥方案。研究結(jié)果表明，樊家站投加改性蒙脫土水處理藥劑引起懸浮床出水腐蝕速率升高，從而導致外輸水腐蝕速率超標。通過優(yōu)化加藥流程，可有效地控制腐蝕速率，腐蝕速率降到0.087mm/a，較改進前降低77.7%，達到生產(chǎn)要求的控制指標。

[1]陳新民 .濱二污水站處理系統(tǒng)腐蝕成因分析及對策研究 [J].油田化學，2009，26（1）：46～50.

[2]曹懷山，姜紅 .純化油田回注污水腐蝕原因分析及治理治施 [J].石油化工腐蝕與防護，2005，22（6）：38～40.

[3]張新麗，趙朝成 .廣利聯(lián)合站污水處理系統(tǒng)的腐蝕與防護 [J].油氣田環(huán)境保護，2004，11（1）：45～47.

[4]萬泰力，劉可金，門秀華 .大慶油田采油污水腐蝕因素分析 [J].油氣田地面工程，2008，27（2）：29～30.

[5]Sarin P，Snoeyink V L，Lytle D A，et al.Iron corrosion scales：model for scale growth，iron release，and colored water formation[J].J Environ Engin，2004，130：364～373.