海洋油田缓蚀剂筛选及现场评价

段 凡

（大庆南垣股份有限公司油气处理厂，黑龙江大庆 163517）

海洋油田缓蚀剂筛选及现场评价

段 凡

（大庆南垣股份有限公司油气处理厂，黑龙江大庆 163517）

海洋某油田注水管线发生较为严重的腐蚀，本文针对油田的现场环境，分析了油田的注水性质，筛选出一种效果优良的缓蚀剂配方HS-1，并通过LPR仪器探究其现场应用效果。现场试验表明：在20 mg/L加注浓度条件下，缓蚀剂HS-1可将腐蚀速率控制在0.030 7 mm/a左右，具有较好的缓释效果。

缓蚀剂；海洋油田；现场评价

油气田生产过程中，水源井伴生气中CO2、H2S等腐蚀因素的存在，对油气井设备、油管、注水管线造成很大的腐蚀[1]。渤海某油田投产以来，在原油生产方面取得了一系列成就，但随着注水组成和性质的变化[2]，管线出现一定程度的腐蚀，已影响正常的油田生产，添加缓蚀剂是解决油气田腐蚀问题最经济、有效的方法[3，4]。一般来讲，加入微量或少量的缓蚀剂就可显著降低金属材料腐蚀速率，同时还可保持金属材料本身的机械性能不变。本文对现场水样进行分析，参考中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5273-2000《油田采出水缓蚀剂性能评价方法》，通过旋转挂片法对缓蚀剂进行室内评价，筛选出了效果较好的缓蚀剂HS-1，并采用线性极化电阻法（LPR），对缓蚀剂HS-1的现场使用效果进行验证。

1 药剂室内评价

室内试验对注水水质和注水工况进行分析，确定试验缓蚀剂的类型和评价条件。

1.1 注水水质分析

对现场注水水质进行分析，水质情况（见表1）。根据对注水水质中离子含量、矿化度及pH值等数据分析可知：此油田注水样的pH值大于7，呈弱碱性，管线中发生的腐蚀类型主要为吸氧腐蚀[5]，此类腐蚀的速度主要取决于溶解氧向电极表面的传递速度和氧在电极表面的放电速度；Cl-的浓度较高，增大了注水电导率，加快腐蚀反应，根据lador指数法[6]计算注水水样的LI指数大于0.5，说明Cl-对腐蚀有较大影响。筛选缓蚀剂时需综合考虑这两方面影响。

表1 试验期间注水水质

表3 缓蚀剂室内评选

图1 LPR腐蚀速率测定流程图

1.2 现场试验测试注水工况

现场试验期间，注水工况（见表2）。从表2中得知，注水水温为64℃，有研究表明，64℃可发生严重腐蚀[7]。因此在评价药剂时要关注药剂在高温下应用效果。

1.3 现场工况下室内试验

根据现场水质条件和工作环境，在90℃，20 mg/L试验条件下测试缓蚀剂现场应用效果（见表3）。由室内评选试验可知，加注缓蚀剂HS-1、HS-2、HS-4、HS-5时，均可将挂片的腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下，其中，HS-1的缓释效果更好。因此，推荐HS-1开展现场试验。

2 缓蚀剂现场试验

试验开始时，仪器平衡12 h后，读取注水缓冲罐水相出口的腐蚀速率，作为试验前的空白值，加注缓蚀剂HS-1，仪器稳定后，读取试验数据，并根据美标与国标换算值得出不同时刻的腐蚀速率。

2.1 试验仪器及工作原理

根据《ASTM G59-97》[8]，现场采用 ROHRACK COSASCO公司生产的MateⅡ腐蚀速率测定仪监测腐蚀速率。腐蚀速率测定流程示意图（见图1）。

2.2 相同加注浓度试验

在20 mg/L加注浓度下，待仪器稳定后测试空白数据和加注缓蚀剂HS-1条件下腐蚀速率（见表4、图2）。

表4 20 mg/L缓蚀剂现场试验

图2 相同加量下试验缓蚀剂与空白效果对比图

表5 不同加注浓度下腐蚀速率

由图2可知，在未加注注水缓蚀剂的条件下，管线的腐蚀速率均值为0.237 5 mm/a，而在注水加注缓蚀剂后，腐蚀速率则将为0.030 7 mm/a，远低于国家注水水质均匀腐蚀平均腐蚀速率0.076 mm/a[9]，试验缓蚀剂具有很好的缓释速率。

2.3 浓度梯度试验

测试了试验缓蚀剂HS-1在不同加注浓度条件时的腐蚀速率，验证缓蚀剂HS-1的最佳加注浓度。试验结果（见表 5）。

由表5可知，腐蚀速率随着加注浓度的降低而升高。当加注浓度由25 mg/L降低至20 mg/L时,缓释速率变化不大，而当加注浓度由20 mg/L降低至15 mg/L时，缓释速率降低较明显，于是推荐20 mg/L为试验加注浓度。

3 试验结论

（1）注水管线受温度、矿化度影响，空白腐蚀高达0.237 5 mm/a，远高于油田腐蚀速率标准，试验缓蚀剂可以显著降低管线的腐蚀速率。

（2）室内试验表明，20 mg/L加注条件下，缓蚀剂HS-1可以显著降低腐蚀速率，有效缓释率维持在85%以上。

（3）现场浓度梯度试验表明，20 mg/L加注浓度下，缓蚀剂HS-1可将腐蚀速率控制在0.030 7 mm/a左右。增加加注浓度，腐蚀速率下降不明显；而浓度降低时，腐蚀速率降低较大。结合经济效益分析，推荐加注浓度为20 mg/L。

［1］ 刘秀晨，安成强.金属腐蚀学［M］.北京∶国防工业出版社，2002：138-139.

［2］ 吕群.金属腐蚀机理与腐蚀形态［J］.九江师专学报，1997，15（5）：71-75.

［3］ 舒作静，刘志德，谷坛.气液两相缓蚀剂在油气田开发中的应用［J］.石油与天然气化工，2001，30（4）：200-201.

［4］ 朱苓.缓蚀剂缓蚀作用的研究方法［J］.腐蚀与防护，1999，20（7）：300-302.

［5］ 吕德东，孙艳红，尹春峰，等.胜利油田典型区块埋地混输管道腐蚀结垢原因分析与防护措施［J］.石油工程建设，2009，35（4）：52-54.

［6］ 杨群英.电化学方法评价缓蚀剂性能的可行性研究［D］.西安：西安石油大学（应用化学），2010.

［7］ 彭德迟，余良旺.水泵叶轮腐蚀因素分析与防腐对策［J］.给水排水，2007，33（6）：98.

［8］ ASTM G59-97.Standard Practice for Conducting Potentiodynamic Polarization Resistance Measurements［S］.ASTM.

［9］ 中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5329-1994.碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法［S］.中国石油天然气总公司.

Screening and field evaluation of inhibitors for offshore oilfield

DUAN Fan
（Short for Handle Factory Nanyuan Limited Company，Daqing Heilongjiang 163517，China）

Severe corrosion occurred in the water injection pipeline of offshore oilfield.This paper analyzes the environment of oilfield and water injection properties,screened an excellent corrosion inhibitor formula HS-1.And through the LPR instrument to explore its application effect.Field tests show that under the condition of 20 mg/L concentration of HS-1，the corrosion rate can be controlled at 0.030 7 mm/a and has a good slow-release effect.

corrosion inhibitor；offshore oilfield；field application

TE39

A

1673-5285（2017）07-0133-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.031

2017－06-19