姜 毅，米寶奇，董曉煥，董 俊

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司安全環(huán)保監(jiān)督部隴東監(jiān)督站，甘肅慶陽 745100）

長慶油田采出水除了一定量的含油、懸浮物固體，有機(jī)物種類復(fù)雜及多種微生物之外，還具有以下特點(diǎn)：（1）高礦化度，油田采出水礦化度（2.5～12）×104mg/L，一定程度上促進(jìn)了系統(tǒng)的腐蝕和結(jié)垢；（2）富含H2S、CO2、O2等氣體；（3）富含Ba2+、Sr2+等易結(jié)垢的離子；（4）采出水回注系統(tǒng)腐蝕性細(xì)菌（SRB、TGB、FB）含量高。油田采出水系統(tǒng)碳鋼材質(zhì)管道2 804 km，由于采出水具有很高的腐蝕結(jié)垢傾向，導(dǎo)致碳鋼管道腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，破漏頻繁，主要集中在第一、第二、第三等老的采油廠，給生產(chǎn)帶來嚴(yán)重影響。需要開展油田采出水系統(tǒng)腐蝕結(jié)垢原因研究，采取針對(duì)性的防腐防垢措施，維護(hù)油田正常生產(chǎn)[1-5]。

1 采出水管道腐蝕監(jiān)測(cè)

油田注水系統(tǒng)的腐蝕因素研究、腐蝕狀況的實(shí)時(shí)跟蹤監(jiān)測(cè)是做好油田腐蝕防治工作的重要基礎(chǔ)。結(jié)合長慶油田開采層系多，腐蝕監(jiān)測(cè)點(diǎn)多面廣，油田低成本開發(fā)的實(shí)際，選擇測(cè)試結(jié)果準(zhǔn)確性高、成本低的失重掛環(huán)監(jiān)測(cè)方式。

1.1 管道腐蝕監(jiān)測(cè)原理

在油田重點(diǎn)區(qū)塊注水站點(diǎn)注水流程，選擇可拆卸的管線短節(jié)，換裝上特制的腐蝕測(cè)試裝置，腐蝕測(cè)試裝置中下入腐蝕掛環(huán)。掛環(huán)材質(zhì)同管線材質(zhì)同為20 號(hào)碳鋼，與管道處于相同的服役環(huán)境，到一定時(shí)間后取出，觀察掛環(huán)腐蝕情況。

1.2 管道腐蝕監(jiān)測(cè)結(jié)果

選取不同區(qū)塊、層位，腐蝕結(jié)垢相對(duì)嚴(yán)重的24 座采出水回注站點(diǎn)安裝在線腐蝕監(jiān)測(cè)裝置。其中延安組5 套、C2 層2 套、C3 層2 套、C4+5 層4 套、C6 層4 套、C8 層5 套、C7 和C10 層各1 套。安裝區(qū)塊、層位情況（見表1）。

表1 采出水管線在線腐蝕監(jiān)測(cè)裝置安裝情況

六個(gè)月后取出掛環(huán)22 套，掛環(huán)腐蝕情況（見表2）。

從表2 可以看出，油田采出水腐蝕性強(qiáng)，因區(qū)塊、層位不同差異比較大，C3 和C8 層采出水腐蝕速率分別高達(dá)1.511 mm/a 和1.226 mm/a，C4+5 層和C10 層采出水腐蝕速率相對(duì)較低。

油田采出水系統(tǒng)現(xiàn)場(chǎng)腐蝕掛環(huán)結(jié)垢和點(diǎn)蝕情況（見表3）。由表3 可以看出：管線結(jié)垢對(duì)局部點(diǎn)蝕影響非常大，結(jié)垢輕微的3 套掛環(huán)清洗干凈后基本無點(diǎn)蝕發(fā)生，隨著結(jié)垢程度的加重，點(diǎn)蝕程度明顯增大，有8套掛環(huán)表面結(jié)垢嚴(yán)重，而點(diǎn)蝕程度較重3 套，嚴(yán)重點(diǎn)蝕3 套，極嚴(yán)重點(diǎn)蝕2 套，說明垢下腐蝕導(dǎo)致的局部點(diǎn)蝕是油田采出水管線穿孔破壞的主要原因。

表2 油田各層位采出水腐蝕情況

表3 采出水系統(tǒng)現(xiàn)場(chǎng)腐蝕掛環(huán)結(jié)垢和點(diǎn)蝕情況

部分站點(diǎn)掛環(huán)結(jié)垢和局部點(diǎn)蝕情況（見圖1）。

圖1 腐蝕掛環(huán)結(jié)垢和局部點(diǎn)蝕照片

從上到下分別為華X 注、薛Y 聯(lián)、高Z 聯(lián)掛環(huán)樣，左為清洗前，右為清洗后。

對(duì)比表4 油田部分站點(diǎn)采出水水質(zhì)離子，可以看到，長慶油田采出水礦化度高，Ca2+、Mg2+、Sr2+、Ba2+成垢陽離子含量高，各層采出水配伍性差，部分站點(diǎn)混層集輸，采出水系統(tǒng)有嚴(yán)重的結(jié)垢傾向。各層Cl-含量高，平均達(dá)21 724 mg/L。

水中含有的高礦化度、高氯根加速腐蝕反應(yīng)，主要表現(xiàn)為以Cl-為主導(dǎo)致的點(diǎn)蝕和鈣鹽、鋇鹽為主的垢下腐蝕。

Cl-本身不具有腐蝕性，但對(duì)垢及腐蝕產(chǎn)物膜穿透性強(qiáng)，易吸附在鐵的表面，阻礙保護(hù)性膜在鋼鐵表面的形成；并通過鋼鐵表面膜的細(xì)孔和缺陷滲入膜內(nèi)，使膜發(fā)生微開裂，形成孔蝕核。由于Cl-的不斷移入，在閉塞電池的作用下，加速了孔蝕形成（見圖2）。

2 采出水管道腐蝕原因分析

2.1 采出水中腐蝕因素測(cè)試

測(cè)試內(nèi)容：pH 值、二價(jià)硫、侵蝕性CO2、腐蝕性細(xì)菌（SRB、TGB、FB）。

測(cè)試方法：參照標(biāo)準(zhǔn)SY/T5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法》。

pH 值、侵蝕性CO2、二價(jià)硫含量現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，采用梅特勒SG98-FK5 多參數(shù)測(cè)試儀，配套對(duì)應(yīng)的離子電極；腐蝕性細(xì)菌：細(xì)菌瓶現(xiàn)場(chǎng)接種，室內(nèi)細(xì)菌培養(yǎng)箱培養(yǎng)，測(cè)試結(jié)果（見表5）。

主要腐蝕性因素：CO2、H2S、腐蝕性細(xì)菌等在油田都有存在。油氣管道中CO2、H2S 等酸性氣體、溶解氧、水質(zhì)礦化度及各種細(xì)菌是產(chǎn)生內(nèi)腐蝕的主要因素。

2.1.1 CO2腐蝕 CO2可以溶解在水中，生成碳酸，引起電化學(xué)腐蝕。特別是在深處地層水中含有大量的CO2，對(duì)油管等井下設(shè)備具有較大的腐蝕性。鋼材CO2腐蝕的產(chǎn)物都是易溶的，不易形成保護(hù)膜，因此隨CO2濃度的增加，腐蝕速度增加非?？?。CO2的溶解度是溫度、壓力以及水的組成的函數(shù)。CO2常常造成坑點(diǎn)腐蝕、片狀腐蝕等局部腐蝕。

表4 采出水水質(zhì)離子數(shù)據(jù)表（mg/L）

圖2 管道局部腐蝕、坑蝕示意圖

表5 采出水中腐蝕性物質(zhì)測(cè)試結(jié)果

2.1.2 H2S 腐蝕 H2S 主要來自儲(chǔ)層的氣體或伴生氣，SRB 和化學(xué)反應(yīng)也會(huì)釋放出H2S。

H2S 溶于水顯弱酸性，腐蝕反應(yīng)為：

產(chǎn)生FeS 膜對(duì)金屬基體有一定的保護(hù)作用，但作為陰極，促進(jìn)點(diǎn)蝕。

S2-會(huì)減慢H+復(fù)合速率，造成H2積累，為H 進(jìn)入金屬提供動(dòng)力。

H2S 腐蝕易造成點(diǎn)蝕，還經(jīng)常導(dǎo)致金屬開裂。

2.1.3 細(xì)菌腐蝕 油田采出水中含有大量細(xì)菌，對(duì)注水系統(tǒng)的腐蝕影響較大。危害最為嚴(yán)重的是硫酸鹽還原菌，其產(chǎn)物H2S 對(duì)金屬腐蝕嚴(yán)重。其次是腐生菌及鐵細(xì)菌。

2.2 掛片產(chǎn)物微觀分析

采用JSM-6360LV 掃描電鏡和QUEST L2 X-射線能譜儀對(duì)掛片表面進(jìn)行觀察，結(jié)果（見圖3）。

圖3 采出水系統(tǒng)腐蝕監(jiān)測(cè)掛環(huán)表面產(chǎn)物能譜分析

3 研究認(rèn)識(shí)

（1）長慶油田采出水高氯根、高礦化度，富含成垢離子，腐蝕形態(tài)主要表現(xiàn)為以Cl-為主導(dǎo)致的點(diǎn)蝕和鈣鹽、鋇鹽為主的垢下腐蝕。

（2）CO2、H2S、腐蝕性細(xì)菌等在油田采出水系統(tǒng)普遍存在，腐蝕類型以CO2腐蝕為主，同時(shí)還有一定的硫化氫腐蝕，應(yīng)重視采出水中殺菌措施。

（3）采出水的高腐蝕性和流體的沖刷作用，造成現(xiàn)場(chǎng)采出水碳鋼管道腐蝕破漏嚴(yán)重，建議加強(qiáng)耐腐蝕非金屬管材的研究與應(yīng)用力度。