李祿勝，張 莎，周 雪

(1.延長油田股份有限公司 志丹采油廠，陜西 延安 717500;2.延長油田股份有限公司 勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000)

腐蝕是油田水質(zhì)控制中遇到的最嚴(yán)重的問題之一, 給生產(chǎn)帶來極大危害[1-2]。隨著油田產(chǎn)出液含水的逐步上升，注水開發(fā)規(guī)模的加大以及注水管網(wǎng)使用年限的增加，注水管線結(jié)垢、腐蝕情況逐年加劇，造成注水阻力增加甚至堵塞，站內(nèi)提壓后管線破損刺漏，不僅嚴(yán)重影響注水工作正常運(yùn)行，也會(huì)使地面管線大面積損壞，造成管線維護(hù)成本的增加。因此，防腐蝕問題成為了油田二次采油關(guān)注的重點(diǎn)問題。針對(duì)志丹油田南部高壓注水開采的低滲透油田進(jìn)行腐蝕機(jī)理研究，主要從各個(gè)流程節(jié)點(diǎn)水質(zhì)進(jìn)行分析以及室內(nèi)的腐蝕分析評(píng)價(jià)工作，因地制宜地采取有效的預(yù)防措施。

1 注水管線腐蝕機(jī)理研究

1.1 室外采樣分析

抽檢志丹油田南部注水站各流程節(jié)點(diǎn)水樣6瓶，現(xiàn)場化驗(yàn)溶解氧18次，具體情況見表1。

1.1.1 懸浮物固體含量分析

如表1所示，懸浮物固體含量先降低后上升，在過濾器出口時(shí)含量最低，則表明過濾器性能較高，但是經(jīng)過濾器后注水管線懸浮固體含量逐漸升高，說明產(chǎn)生結(jié)垢，水流通過時(shí)攜帶部分結(jié)垢組織。

1.1.2 腐生菌含量分析

腐生菌從井口的1.5×102個(gè)上升至儲(chǔ)水罐出口的1.4×104個(gè)，經(jīng)過濾器后又下降至1.5×102個(gè)，過濾器的成分為石英砂加核桃殼，其中石英砂可以有效地除去水中的懸浮物、有機(jī)物、微生物、氯、嗅味及部分重金屬離子等。腐生菌為厭氧型，經(jīng)過過濾器后的溶解氧為0，可能是腐生菌數(shù)量未增加的原因。

表1 志丹油田南部水質(zhì)化驗(yàn)報(bào)告

1.1.3 鐵細(xì)菌含量分析

鐵細(xì)菌由井口的2個(gè)上升至2×102個(gè)，經(jīng)過濾器后又下降至9.5個(gè)，原理同上，由石英砂去除了部分鐵細(xì)菌，但至配水間又升高到45×102個(gè)。鐵細(xì)菌是好氧細(xì)菌，能催化亞鐵合成高價(jià)鐵化合物，并利用亞鐵氧化釋放出的能量生存：

不溶性的高價(jià)鐵從細(xì)菌體排出后，形成棕色黏泥，使水質(zhì)變差，為管線設(shè)備的腐蝕和結(jié)垢提供了條件[1]。

1.1.4 溶解氧含量分析

氧腐蝕是油田注水系統(tǒng)的主要腐蝕形式之一，溶解了含有極低濃度的氧(低于1 mg/L)就可造成極為嚴(yán)重的腐蝕，該站選取的各監(jiān)測點(diǎn)溶解氧在逐步消耗，并且過濾器出口至井口均未檢測到。在經(jīng)過儲(chǔ)水罐后仍未增加，說明儲(chǔ)水罐隔氧裝置完好。

1.1.5 pH值分析

注水管道理論上最佳pH值應(yīng)為7[3]，當(dāng)pH值在4～10時(shí)，其結(jié)構(gòu)內(nèi)部就會(huì)由于氧擴(kuò)散作用而被牽制，當(dāng)pH值在酸性范圍時(shí)，碳鋼表層氧化物的覆蓋膜就會(huì)被溶解，材質(zhì)表面和酸性介質(zhì)接觸，這就需要將注水的pH值進(jìn)一步提升。

1.2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析

1.2.1 水源井水質(zhì)分析

水源井水樣分析結(jié)果見表2。

表2 志丹油田南部水源井水樣調(diào)查

1.2.2 水源井結(jié)垢趨勢分析

根據(jù)表2水源井水樣分析、注水站管線運(yùn)行壓力、生產(chǎn)數(shù)據(jù)及SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合相關(guān)結(jié)垢預(yù)測的參數(shù)計(jì)算[5]，設(shè)定溫度24 ℃，壓力12 MPa， pH在實(shí)際條件下，進(jìn)行模擬分析預(yù)測。

CaCO3結(jié)垢指數(shù)判斷標(biāo)準(zhǔn)：07，腐蝕性水質(zhì)，無結(jié)垢趨勢。

CaSO4結(jié)垢指標(biāo)：飽和指數(shù)值SI<0，處于溶解狀態(tài)，沒有結(jié)垢趨勢，不會(huì)出現(xiàn)沉淀；SI=0，硫酸鹽處于固液平衡狀態(tài)，沒有結(jié)垢趨勢；SI>0，處于過飽和狀態(tài)，有結(jié)垢趨勢，會(huì)出現(xiàn)沉淀。

溫度24 ℃、壓力12 MPa條件下，志丹油田南部水源井水樣CaCO3(Cl=8.952 5)和CaSO4(SI=-2.233 7)均無結(jié)垢趨勢。

2 注水管線腐蝕因素分析

用掛片法對(duì)志丹油田南部注水站水源井水樣進(jìn)行靜態(tài)、動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)，用除氧劑進(jìn)行除氧評(píng)價(jià)，來判斷流速和氧氣對(duì)腐蝕的影響。

2.1 流速對(duì)腐蝕的影響

志丹油田南部現(xiàn)場管線運(yùn)行條件見表3。

表3 志丹油田南部現(xiàn)場管線運(yùn)行條件

在未除氧的狀態(tài)下，室溫，鋼片材質(zhì)20#鋼，靜態(tài)和線速度1.1 m/s進(jìn)行評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，動(dòng)態(tài)線速度為1.1 m/s時(shí)的腐蝕速率接近靜態(tài)腐蝕速率的3倍(見表4)。

2.2 氧氣對(duì)腐蝕的影響

志丹油田南部水源井水樣中含有溶解氧0.5～1 mg/kg，室內(nèi)靜態(tài)評(píng)價(jià)了不除氧、加100 mg/kg除氧劑除氧、加500 mg/kg除氧劑除氧后的腐蝕速率，進(jìn)一步證實(shí)了氧腐蝕的存在，詳見表5。

表4 志丹油田南部水源井水樣靜態(tài)動(dòng)態(tài)腐蝕速率對(duì)比

表5 除氧劑加量對(duì)水源井水樣腐蝕性能影響

3 注水管線防腐措施分析評(píng)價(jià)

在實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行多種類型緩蝕劑效果篩選實(shí)驗(yàn)，最后通過嫁接改性季胺化、復(fù)配增效等工藝，優(yōu)化確定出最終的藥劑體系，在靜態(tài)除氧的條件下加量50 mg/kg可將腐蝕速率降低至0.005 6 mm/a(見表6)。

表6 緩蝕劑對(duì)水源井水樣腐蝕性能影響

評(píng)價(jià)條件：500 mg/kg除氧劑，20#鋼，室溫，緩蝕劑加量50 mg/kg。

4 結(jié)論

2)開發(fā)出一種針對(duì)志丹油田南部注水站水源井水樣的緩蝕劑，靜態(tài)腐蝕速率可降至0.005 6 mm/a，動(dòng)態(tài)(線速度1.1 m/s)腐蝕速率可降至0.030 2 mm/a。

3)從井口-儲(chǔ)水罐進(jìn)口-儲(chǔ)水罐出口腐生菌、鐵細(xì)菌的含量逐步升高、溶解氧含量逐步下降的情況看，溶解氧為細(xì)菌提供了可繁殖條件。先清理儲(chǔ)水罐和注水管線，交替使用殺菌劑，再采取沖擊加藥結(jié)合連續(xù)加藥方式加藥，方能徹底殺菌。