樊家站污水腐蚀超标原因分析及控制措施研究

汪刚跃，张守献，徐鹏 王刚，徐闯，汪卫东 （中石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东 东营257000）

庄新峰 （中石化胜利油田分公司纯梁采油厂，山东 博兴256504）

油田污水腐蚀是油田开发过程中存在的普遍问题，影响油田污水腐蚀的因素通常有溶解氧、二氧化碳、硫化氢、矿化度、pH值、细菌等[1～3]。胜利油田樊家回注污水站采用两级重力沉降、悬浮污泥、过滤水处理工艺；处理污水量830m3/d，投加药剂有缓蚀剂、杀菌剂、除油剂、改性蒙脱土、助凝剂。樊家站流程投产后，外输水腐蚀速率长期不达标。分析2011年10月～2012年3月外输水的腐蚀情况，外输水平均腐蚀速率为0.376mm/a，是 SY/T 5329－94标准0.076mm/a的约5倍，最高时达到0.507mm/a。腐蚀不仅引起污水处理系统设备及管线腐蚀状况恶化，而且导致回注污水中次生悬浮物的生成，注水沿程水质变差，注入后伤害油藏，影响油田开发效果。通过对樊家站所用缓蚀剂、杀菌剂的缓蚀率、杀菌率和药剂配伍性指标进行评价，樊家站所用缓蚀剂、杀菌剂均合格。针对樊家站外输水腐蚀速率长期超标的问题，从注水沿程节点进行腐蚀速率测试，开展樊家污水站污水水性、腐蚀因素分析研究，确认了樊家站外输水腐蚀速率超标的主要原因，并开展了腐蚀措施研究。

1 腐蚀原因分析

1.1 水质分析

按照SY/T 5523－2006《油田水分析方法》，对樊家站来水进行水质检测，水质pH值为7.37，具体结果见表1。表1所示的这种离子特性有可能导致樊家站油田污水的强腐蚀性[4]。

表1 樊家站污水水质分析数据表 （mg/L）

1.2 注水沿程节点腐蚀速率

测试标准依据SY/T 5273－2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》，腐蚀试片规格均符合SY/5273－91标准，试片尺寸为76mm×13mm×1.5mm，材质为A3钢；腐蚀试验介质为现工艺加药条件下樊家站沿程各节点水样。目前在用水处理剂的投加情况如下：缓蚀剂和杀菌剂均为48mg/L，改性蒙脱土为60mg/L，助凝剂和除油剂均为2mg/L，加药方式为连续加药，工艺流程见图1，沿程节点来水的静态腐蚀速率为0.061mm/a，樊家站悬浮床进水测试点腐蚀速率为0.012mm/a，悬浮床出水测试点腐蚀速率为0.093mm/a，腐蚀速率大幅度升高。

图1 樊家站加药流程示意图

监测了2012年4～5月悬浮床前后腐蚀速率的变化情况，方式为停加缓蚀剂和杀菌剂后连续对悬浮床进水和悬浮床出水进行静态腐蚀速率测试，结果见表2，悬浮床出水腐蚀速率比悬浮床进水腐蚀速率高。说明污水流经悬浮床后，腐蚀速率升高了。

1.3 悬浮床出水腐蚀速率升高主要原因分析

1.3.1 腐蚀影响因素分析

樊家站沿程各节点含氧量为0，硫化物含量为0.2mg/L，侵蚀性二氧化碳、细菌、pH值沿程各节点测试值变化小 （表3），表明上述因素对悬浮床进出水的腐蚀影响小。

1.3.2 药剂对腐蚀的影响

表2 悬浮床进水、出水静态腐蚀速率对比表

表3 污水处理节点水质检测结果

从表2中可以看出，樊家站在投加缓蚀剂、杀菌剂或停加缓蚀剂、杀菌剂条件下，污水经过悬浮床后，腐蚀速率均升高，由此可见投加缓蚀剂、杀菌剂对悬浮床出水腐蚀速率升高没有影响。悬浮床进出水水样的差别是前者没加改性蒙脱土和助凝剂，而后者投加了改性蒙脱土和助凝剂。改性蒙脱土吸附性强，是引起悬浮床出水腐蚀速率升高的主要原因。

观察樊家站外输现场动态腐蚀挂片上的沉积物，发现其为黑色；在沉积物上加几滴10%的稀盐酸，有臭鸡蛋气味产生，表明沉积物中有硫化亚铁成分[4]。动态腐蚀挂片上的沉积物由SRB（硫酸盐还原菌）、H2S腐蚀造成；沉积物下面发生了垢下腐蚀，显示为明显的点蚀。主要原因是由于投加吸附性强的改性蒙脱土，降低了缓蚀剂在腐蚀试片上的成膜质量，水中的氧化性物质会渗透到金属基体的表面引起腐蚀，腐蚀垢不断从小变大[5]。垢下的环境相对密闭，由于垢层的阻塞作用，杀菌剂通过缝隙或垢层微孔扩散进入垢层下的金属界面十分困难，有利于SRB等细菌繁殖，发生细菌腐蚀，导致外输水腐蚀速率超标。

针对樊家站投加改性蒙脱土引起悬浮床出水腐蚀速率升高的问题，进行了改性蒙脱土对樊家站污水腐蚀影响的室内研究，用樊家站来水和现场用药剂。结果表明投加改性蒙脱土会加大樊家站污水腐蚀性；改性蒙脱土和缓蚀剂同时投加，缓蚀率仅为7.2%（表4），缓蚀效果差。

表4 樊家站污水药剂腐蚀试验结果

2 现场防腐措施优化试验

针对樊家站外输水腐蚀速率超标的主要原因，结合樊家站现场加药工艺流程，现场试验方案如表5，药剂为连续加入；将缓蚀剂加药点位置调整到流程中二级缓冲罐进口处，其他药剂加药位置不变，试验周期均为21d，现场试验加药流程见图2。

表5 樊家站药剂优化现场试验结果

图2 樊家站现场试验加药流程示意图

方案一：将原方案中缓蚀剂加药点位置调整到二级缓冲罐进口，改性蒙脱土、助凝剂、缓蚀剂的加药量和加药方式与原方案相同。樊家站外输腐蚀速率从0.391mm/a，降到0.253mm/a，降低35.3%。

方案二：比方案一中改性蒙脱土投加量减少50%，其他药剂投加量、加药方式不变，樊家站外输腐蚀速率从0.391mm/a，降到0.167mm/a，降低57.3%；方案二比方案一外输水腐蚀速率降低，从0.253mm/a降到0.167mm/a，说明改性蒙脱土对樊家站污水腐蚀影响大。

方案三：比方案二缓蚀剂投加量增加1倍，缓蚀剂投加量为60mg/L，其他药剂投加量、加药方式不变。外输水腐蚀速率从0.391mm/a降到0.087mm/a，降低77.7%，表明樊家站现场防腐试验效果良好。

3 结 论

引起油田回注污水腐蚀超标的原因很多，其中水质与处理工艺是主要影响因素，需要针对具体情况进行分析，确定引起腐蚀超标的主要原因，采取相应的措施，优选加药方案。研究结果表明，樊家站投加改性蒙脱土水处理药剂引起悬浮床出水腐蚀速率升高，从而导致外输水腐蚀速率超标。通过优化加药流程，可有效地控制腐蚀速率，腐蚀速率降到0.087mm/a，较改进前降低77.7%，达到生产要求的控制指标。

[1]陈新民 .滨二污水站处理系统腐蚀成因分析及对策研究 [J].油田化学，2009，26（1）：46～50.

[2]曹怀山，姜红 .纯化油田回注污水腐蚀原因分析及治理治施 [J].石油化工腐蚀与防护，2005，22（6）：38～40.

[3]张新丽，赵朝成 .广利联合站污水处理系统的腐蚀与防护 [J].油气田环境保护，2004，11（1）：45～47.

[4]万泰力，刘可金，门秀华 .大庆油田采油污水腐蚀因素分析 [J].油气田地面工程，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.