长庆油田X联合站注水系统腐蚀原因分析及防治对策研究

潘文启，翁华涛，董小丽，高美芝

1.中国石油长庆油田分公司技术监测中心(陕西西安710018)

2.西安长庆化工集团有限公司(陕西西安710200)

长庆油田X联合站注水系统腐蚀原因分析及防治对策研究

潘文启1，翁华涛2，董小丽1，高美芝2

1.中国石油长庆油田分公司技术监测中心(陕西西安710018)

2.西安长庆化工集团有限公司(陕西西安710200)

针对长庆油田X联合站注水系统出现管线、设备腐蚀严重问题，对X联合站腐蚀原因进行调查分析，结果表明造成腐蚀的主要原因为较低的pH值和水中HCO3-离子含量高;根据水质的腐蚀特点，研究和制定出有效的化学防腐措施，有效缓解X联合站注水系统腐蚀严重问题。

联合站;腐蚀;注水系统;防治对策

长庆油田X联合站注水系统日注清水1 300 m3/d，采出水400m3/d。清水处理流程为“浮顶胶囊隔氧+纤维球过滤+PE烧结管精细过滤器过滤+加药杀菌”处理工艺;采出水处理流程为“一级除油+一级沉降”处理工艺，未安装过滤装置。近年来，该站注水系统出现供水汇管、水处理间设备、注水泵活塞腐蚀严重问题，长期未得到有效治理。

1 水质分析

由表1可以看出，所取水样均为硫酸钠水型，采出水矿化度约为清水矿化度2倍，采出水Cl-含量为5 376.41mg/L;HCO3-含量为682.6mg/L;SO42-含量为753.17mg/L;清水系统Cl-含量为1 165.42mg/L，HCO3-含量为233.11mg/L;SO42-含量为2 190.89mg/L;采出水与清水pH分别为6.0、6.5，均为偏弱酸性。

2 腐蚀原因分析

2.1 采出水静态腐蚀试验(50℃)［1-3］

通过实验，采出水从三相分离器出口、除油沉降罐出口到喂水泵出口的过程中，平均腐蚀速率从0.042mm/a降低至0.021 1mm/a最后升高至0.086 4 mm/a。

表1 水源井清水及采出水水质分析

2.2 清水处理系统水质静态腐蚀试验

通过实验，随着腐蚀时间的延长，水质颜色逐渐变深，水源井来水从原水罐进口、二级过滤器出口到清水喂水泵的整个过程中，平均腐蚀速率从0.134 7 mm/a升高至0.157 1mm/a最后降至0.146 1mm/a，3个水源井中ZH36-7#和ZH36-6#的腐蚀速率分别为0.157 6mm/a和0.156 9mm/a，ZH36-4#为0.114 7mm/a进入原水罐后腐蚀速率为0.134 7mm/a。

通过对采出水和清水系统的腐蚀实验说明，采出水和清水系统存在腐蚀现象。下面进行评价实验来查找造成腐蚀的原因。

2.3 清水高温处理对比试验

将所选水样在高温煮沸10min后降至室温，与所选水样在相同条件下进行腐蚀对比评价实验，实验结果如图1所示。

通过实验可以看出，处理后的水样与处理前的水样平均腐蚀速率降低10%左右，说明水质中的细菌、二氧化碳及氧气对金属有一定的腐蚀作用。

2.4 水质模拟腐蚀试验

为查明该区块水质造成腐蚀的真正原因，室内模拟现场水质矿化度进行腐蚀试验，实验结果如表2、表3所示。

通过实验可以看出，水中的HCO3-离子和较低的pH值是造成腐蚀的主要原因。

3 化学缓蚀方案的确定

回注水水质改性处理技术是近年来发展起来的一项在油田回注水中应用效果较好的水质改性技术，其通过对污水pH值和离子调整，利用絮凝沉降、金属钝化及抑制硫酸还原菌、腐生菌等腐蚀和结垢，从而达到改善注水水质的目的［4-5］。

3.1 pH调节剂

采用常用、低成本的NaOH作为pH值调节剂。配制成4%NaOH溶液，分别将1 000mL现场污水pH值调节至7.0、7.5、8.0、8.5，充分搅拌，观察实验现象(表4)。

图1 清水高温处理前后腐蚀速率测试对比实验结果

表2 模拟水离子含量

表3 模拟水50℃腐蚀试验/(mm·a-1)

采用NaOH溶液调节废水的pH值达7.5以上时，水体中出现大量黑色小絮体，从絮体生成和沉降的速度来看，当废水的pH值为7.5和8.0时，产生的絮体沉降较快;在加碱20min后，pH值为7.5的处理清液黑色小絮体含量明显较其他处理要少。由于随着废水pH值的增加，生成絮体量增多，最终生成的污泥量增大。另外，考虑到pH对腐蚀速率的影响和与废水结垢性间存在的矛盾关系，因此实验选用NaOH溶液调节采出水的pH值至7.5～8.0作为最终处理后废水的适宜pH值。

表4 采出水的pH值调节实验现象

3.2 缓蚀剂优选

实验采用SY/T 5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》进行评价实验，实验温度为50℃，实验选用挂片为A3钢片，规格为(50mm×13mm× 1.5mm)，实验时间为7天。

收集了长庆油田常用的9种不同的缓蚀剂，分别为样品1#-9#。

3.2.1 缓蚀剂对比评价实验

由表5可以看出，在50℃条件下、加药浓度为75mg/L，投加了1#缓蚀剂、2#缓蚀剂、7#缓蚀剂的水样年腐蚀速率达到标准要求(≤0.076mm/a)，因此考虑进行缓蚀对比试验，筛选最佳的缓蚀药剂及加药浓度。

表5 不同缓蚀剂的评价实验(加药浓度为:75m g/L)

3.2.2 不同浓度条件下的缓蚀对比实验

由表6实验数据可以看出，1#缓蚀剂，投加浓度为100mg/L，缓蚀效果最好。

4 结论及建议

1)长庆油田X联合站注水系统腐蚀主要是由水中的HCO3-离子含量高、水偏弱酸性造成的。

2)建议投加pH调节剂(NaOH)将弱酸性水调整为弱碱性水，pH值控制在7.5～8.0，碱性环境金属被钝化，起到防腐蚀的作用。

3)缓蚀药剂选择1#缓蚀剂，投加浓度100mg/L。

表6 不同浓度下缓蚀实验

4)建议下步优选出杀菌、阻垢药剂，防治细菌腐蚀及结垢造成的腐蚀，系统缓解腐蚀。

［1］黄廷林，赵建伟，吴宗福，等.陇东油田采出水系统的腐蚀及防护［J］.西安建筑科技大学学报:自然科学版，2002，34(4): 320-321.

［2］冯叔初，郭揆常.油气集输与矿场加工［M］.东营:中国石油大学出版社，2006:555-556.

［3］杨怀玉，陈家坚，曹楚南.H2S水溶液中的腐蚀与缓蚀作用机理的研究［J］.中国腐蚀与防护学报，2000，20(2):97-100.

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［5］史春轩，赵中华，张新杰，等.注水井管柱腐蚀分析及防护措施的应用［J］.石油矿场机械，2006，35(3):87-89.

The causes leading to the serious corrosion of the pipelines and equipments of the water injection system of X Union Station in Changqing Oilfield are investigated and analyzed.The results show that themain causes are low pH value and high HCO3-content of the injected water.Some effective chemical corrosion preventionmeasures are put forward according to the characteristics of the corrosion，which effectively alleviate the corrosion of the pipelines and equipments of the water injection system.

union station;corrosion;water injection system;prevention countermeasures

尉立岗

2014-06-04

潘文启(1962-)，男，高级工程师，现主要从事油气田环境监测、环境管理、环境影响评价工作。