注入水腐蚀评价在油田开发水源选择中的应用

谭先红，徐文江，姜维东

（1.中海油研究总院，北京100027；2.中国海洋石油有限公司开发生产部，北京100010）

注入水腐蚀评价在油田开发水源选择中的应用

谭先红1，徐文江2，姜维东2

（1.中海油研究总院，北京100027；2.中国海洋石油有限公司开发生产部，北京100010）

地层水与海水是海上注水开发油田的两类重要注入水水源。以A油田为例，结合区域内的地层水和海水特点，建立了海上油田注入水水源的选择方法和依据，并分析评价了不同水源对注水系统的腐蚀影响。研究结果表明，A油田如采用地层水为注入水源，存在硫化氢腐蚀风险，在满足细菌达标、溶解气达到行业标准的基础上，注水系统平均腐蚀速率低于行业标准，能够满足长期注水寿命要求；A油田如采用海水为注入水水源，存在盐和氧腐蚀问题，在满足细菌达标、溶解气达到行业标准的基础上，平均腐蚀速率仍高于行业标准。推荐该区域注入水水源采用地层水，并提出该水源条件下注水系统的腐蚀防护措施。

海上油田；注水开发；腐蚀；水源选择

注水是油井长期高产稳产的一项重要技术措施，其中注入水水质是决定注水开发效果的关键因素〔1-3〕。一般情况下，海上油田开发初期的注水水源为地层水和海水，但随着开发时间的延长和油田产出水的增加，脱油污水也可作为重要的注入水水源。渤海海域大部分油田天然能量不足，需注水补充能量进行开发，可供选择的注入水水源包括地层水和附近海域的海水。如采用地层水作水源，需要投资钻水源井进行采水；海水丰富且取水成本较低，用海水作为水源也是值得研究论证的方案。因此，选择合适的水源，降低系统的腐蚀风险，对于渤海海域注水油田的开发具有借鉴意义。

1 注入水水源选择综合评价方法

基于油田注水的基本条件、注入水源特征和注水能力，从配伍性评价和腐蚀性评价2个方面建立油田注入水源选择的综合评价方法，并依据选择结果对注水设备和水处理系统提出要求，评价方法见图1。

图1 注入水水源选择综合评价方法

前期笔者已对备选水源与油田储层、流体的配伍性进行了相关研究工作，依据综合评价方法要求，需进行腐蚀评价，内容包括：（1）考察2种水源对注水系统的腐蚀影响；（2）考虑腐蚀防护中所需技术措施。以期为后续油田开发设计注水水质方案及完善系统防腐措施提供支持与借鉴。

2 注入水腐蚀评价

渤海油田地层水主要来源于馆陶组，矿化度为15 000~18 000 mg/L，属于CaCl2水型，注水流程密闭，水中所含腐蚀性溶解气很低。而附近水域海水矿化度在27 000~33 000 mg/L，为MgCl2水型，腐蚀性气体CO2、O2、H2S含量较低，海水腐蚀主要来自氯离子。依据腐蚀性评价方法〔4-6〕，从含盐量、溶解氧、硫化氢和二氧化碳、细菌等方面开展单因素评价，并进行密闭试验评价。

2.1 含盐量

一般来讲，Cl-对缝隙腐蚀具有催化作用。腐蚀开始时，铁在阳极失去电子；随着反应的不断进行，铁不断失去电子，缝隙内大量聚积Fe2+，缝隙外的氧不易进入，迁移性强的Cl-即进入缝隙内与Fe2+形成高浓度、高导电的FeCl2，FeCl2水解产生H+，使缝隙内pH下降到3～4，从而加剧腐蚀。

采用标准NaCl盐水在不同质量浓度下进行金属挂片腐蚀实验，实验挂片为GB/T 18175—2000推荐使用的Q235A（A3）钢片（75 mm×13 mm×1.5 mm）。为排除其他因素的影响，实验采用亚硫酸钠除氧，温度控制在85℃，结果如图2所示。A油田地层水氯离子均值为1 117 mg/L，油田附近海域的海水氯离子均值为16 900 mg/L。

结果表明，地层水作为注入水源时，注入水氯离子在1 117 mg/L左右，其腐蚀速率为0.011 mm/a，注入水基本不会引起系统腐蚀；而海水作为注入水源，注入水氯离子在17000mg/L左右，腐蚀速率为0.135 4 mm/a，A油田如采用海水作为水源，注入水会引起系统腐蚀。

图2 氯离子质量浓度对系统腐蚀的影响

2.2 溶解氧

溶解氧本身不会对系统造成严重的腐蚀伤害，但当混合注入水中还含有大量H2S、CO2和Cl-时，将使氧的腐蚀进一步加剧。通常情况下采出水中不含氧，但水采出地面后会与空气接触而含氧。水中溶解氧是造成油田污水处理系统设备及管线腐蚀的最主要原因之一，溶解氧先将Fe氧化成Fe2+，Fe2+在水中生成Fe（OH）2，进一步氧化为Fe（OH）3沉淀。地层水pH为7.0～8.5，在该pH范围内Fe（OH）3沉淀呈凝胶状，堵塞地层的危险性很大。

当矿化度很高时，即使少量的溶解氧也会带来很大的腐蚀。高矿化度（100 000 mg/L以上）海水中溶解氧与腐蚀速率的关系如图3所示。可以看出，溶解氧为0.05 mg/L时腐蚀速率已达0.15 mm/a。

因此，需严格控制注入水中的O2。由于地层水检测不到含氧，且采出后进入水处理流程为密闭流程，没有加氧机会，因此不存在溶解氧引起的腐蚀；如果采用海水（实测海水中含氧0.05 mg/L），溶解氧给系统带来的腐蚀速率约为0.15 mm/a，较为严重。

图3 高矿化度下溶解氧对系统腐蚀的影响

2.3 硫化氢和二氧化碳

硫化氢给系统带来的腐蚀十分严重，其腐蚀产物硫化铁还会造成地层堵塞。研究表明，一般硫化氢含量低时形成保护膜式的FeS沉淀，含量高时将向钢铁内部渗透形成氢脆，引起钢铁晶格变异性破坏。但注入水在流动状态时FeS不容易沉积下来形成保护膜，而是被流水带走，硫化氢腐蚀将进一步加剧。二氧化碳的腐蚀机理主要是重碳酸分解使水中氢离子增加而产生氢的去极化作用。二氧化碳在水中与碳酸根、重碳酸根按一定比例共存，如表1所示。

表1 二氧化碳在水中与碳酸根、重碳酸根共存比例

在pH恒定的水中，其三者存在比例是固定的也是稳定的。大约以pH=8.5为限，pH＞8.5时二氧化碳很少存在，pH＜8.5的水中碳酸根为零。故单独二氧化碳对钢铁的腐蚀并不严重，腐蚀量甚小，当与其他腐蚀性气体如氧气、H2S共存时，将进一步加剧腐蚀作用。

A油田地层水pH为7，含有一定量的溶解硫化氢（0.05 mg/L），同时在溶解天然气中检测出一定量的硫化氢，质量浓度为4～15 mg/L，表明在A油田地层水中存在硫化氢对管线的腐蚀。海水中未检测到硫化氢，因此不存在硫化氢对注水系统的腐蚀。

2.4 细菌

注入水中含有的细菌（SRB、腐生菌、铁细菌）在注水系统和油层中繁殖将引起储层孔隙的堵塞。除菌体本身会造成地层堵塞外，细菌代谢作用生成的硫化亚铁及氢氧化铁沉淀也会堵塞地层。同时，细菌存在增加了固悬物含量和粒径中值，水中微生物的生长和繁殖会加剧结晶和沉降作用，含机械杂质和悬浮油的油田污水进入回注系统，给细菌提供了良好的营养源，加速了细菌繁殖。

由A油田地层水和油田所在海域海水的常规水质分析结果可知，油田注入水中细菌含量低，地层水中的铁细菌、腐生菌、SRB含量均为0。总的来讲，A油田地层水和油田所在海域海水作为注入水时，细菌不会对注水系统造成伤害，但地面注水管道中由于后续脱油污水的掺入，存在风险。

2.5 注入水腐蚀综合评价

在注水系统腐蚀单因素分析基础上，在油田实际注入水和水温条件下，进行密闭试验评价，给出注入水的综合腐蚀率。试验挂片采用SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》推荐使用的标准A3钢片，尺寸为75 mm×13 mm× 1.5 mm。

（1）地层水水源。试验条件：温度85℃、压力2.6 MPa、转速600 r/min、时间72 h，结果见表2。

表2 地层水腐蚀综合评价试验结果

结果表明，地层水为注入水的无氧平均腐蚀速率为0.056 7 mm/a，有氧平均腐蚀速率为0.135 4 mm/a。无氧腐蚀达到了行业标准的要求，而有氧时的腐蚀速率不能满足要求，因此注水系统应考虑投加少量缓蚀剂及控制氧含量，防止腐蚀及其堵塞产物可能带来的注水井堵塞问题。在满足细菌达标、溶解气达到行业标准的基础上，采用地层水为注入水源，A油田注水系统的平均腐蚀速率低于行业标准要求，能够满足长期注水要求。

（2）海水水源。试验条件：温度85℃、压力2.5 MPa、转速250 r/min、时间72 h，结果见表3。

结果表明，海水为注入水的无氧平均腐蚀速率为0.177 5~0.248 4 mm/a。以海水为注入水源，注水系统的平均腐蚀速率高于行业标准要求，为了满足长期注水要求，需做好腐蚀防护工作。

表3 海水腐蚀综合评价试验结果

3 水源选择及腐蚀防护措施

3.1 水源选择

表4对比了2种水源的腐蚀情况，考虑相应的防腐投入和技术实施风险，从腐蚀评价角度推荐地层水作为A油田的注入水水源。

表4 2种水源的腐蚀速率对比

3.2 腐蚀防护措施

通过注入水水源的评价，确定了地层水作为注入水源，考虑到地层水特点及对流程的腐蚀影响，应在开发方案设计和后期生产运营阶段开展腐蚀防护措施。

3.2.1 设计阶段

（1）考虑到地层水存在硫化氢腐蚀的风险，在开发方案设计中应优先选用抗硫化氢材料，并考虑添加缓蚀剂，控制溶液酸碱度，外加阴极保护等防腐措施。对于缓蚀剂的性能应进行系统评价和优选。（2）工艺上应优选13Cr的防腐材料，考虑到溶解氧会加速腐蚀速度，应采取注入流程的闭环设计。（3）应考虑各种化学药剂加装口，如缓蚀剂、防腐剂和杀菌剂等，并设计相应注入设施。（4）定期检测腐蚀挂片，对于特殊要求的防腐工艺设计，应考虑旁路式监测和检测装置。

3.2.2 后期生产运营阶段

（1）定期评估防腐效果，定期取样测定铁离子含量。（2）油田生产污水多使用曝氧杀菌方式去除硫酸盐还原菌等厌氧细菌，导致生产污水中存在溶解氧，硫化氢的存在也将加速氧腐蚀速率，需考虑投加除氧剂等降低氧腐蚀风险。（3）地面注水管线和注水系统中由于后续生产污水的掺入，会产生细菌腐蚀风险，需要考虑投加防腐剂和杀菌剂。

4 结论与建议

（1）A油田以地层水为注入水水源，无氧平均腐蚀速率为0.011 mm/a，水源未检测到氧，不会引起氧腐蚀；水源含有硫化氢，存在硫化氢腐蚀风险。

（2）A油田以海水为注入水水源，无氧平均腐蚀速率为0.135 4 mm/a，有氧平均腐蚀速率为0.15 mm/a，系统存在严重腐蚀风险；水源中未检测出硫化氢，不会引起硫化氢腐蚀。

（3）注入水中的细菌不会对注水系统造成伤害，但考虑到后期脱油污水的掺入，地面注水管道中仍需加入防腐剂和杀菌剂，确保抑制细菌腐蚀和堵塞，防止腐蚀及堵塞产物可能带来的注水井堵塞问题。

（4）对比2种水源的腐蚀情况，考虑相应的防腐投入和技术实施风险，从腐蚀评价角度推荐地层水作为A油田的注入水水源。

［1］缪旭光，周如禄.混凝沉淀工艺处理玻璃纤维生产废水试验研究［J］.环境污染与防治，1998（6）：8-10.

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Application of injection water corrosion evaluation to the selection of water source in oilfield development

Tan Xianhong1，Xu Wenjiang2，Jiang Weidong2
（1.Research Center，CNOOC Ltd.，Beijing 100027，China；2.D&P Department，CNOOC Ltd.，Beijing 100010，China）

Formation water and sea water are two kinds of important water sources for the development of offshore fields.Taking Oilfield A as an example，combined with the characteristics of formation water and sea water within that region，the selection method and basis of injection water sources in the offshore field are established，and the corrosion influences of different water sources on the injection water system are analyzed and evaluated.The results show that if Oilfield A uses formation water as the source of injection water，there is a risk of corrosion caused by hydrogen sulfide.In terms of reaching the standards of bacteria and the industry standard of dissolved gas，the injection water system corrosion rate is lower than the requirements specified in industry standard，and can meet the requirements of long-term injection water life span.If Oilfield A uses sea water as the source of injection water，there are problems with salt and oxygen corrosion.On the basis of reaching the bacteria standard，and industry standard of dissolved gas，the comprehensive corrosion rate is still higher than that specified in the industry standard.It is recommended that the formation water should be used for injection water in that region.In addition，some corrosion protection measures for the injection water system are presented，under the water source conditions.

offshore oilfield；injection water development；corrosion；water source selection

TG17

A

1005-829X（2016）12-0097-04

谭先红（1971—），高级工程师，主任，首席工程师。E-mail：tanxh@cnooc.com.cn。

2016-11-30（修改稿）