MS油田注水系统结垢与腐蚀控制措施分析

唱永磊，李鹏程，王伟伟，江志华

（中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

MS油田群位于中东地区，曾因战争原因停产，实施复产增产之后，由于地层天然能量不足，地层压力下降，注水开发成为复产增产的关键。根据油藏方案，MS油田最大注水量9万m3·d-1左右，主要注入水源为油井采出水、原油洗盐污水、水源井产出的地层水，河水作为备用水源。注入水源的多样化导致水质比较恶劣，水质如果不能处理达标容易造成注水工艺系统腐蚀结垢、地层孔隙堵塞等问题，影响油藏的高效开发。

1 注水水源水质分析

根据MS油田注水水源选取了典型水样进行分析，1#水样为A区块脱气站三相分离器水相出口、2#水样为B区块脱气站三相分离器水相出口、3#水样为中心处理厂脱盐器出口以及4#水样为新鲜水厂的河水。

表1 MS油田典型水样水质分析结果

从水样分析可以看出，采出水中矿化度高，高矿化度使水的电导率增加，会加速对金属腐蚀，且高矿化度水对溶解氧含量敏感，即使微量的氧也能引起严重的腐蚀[1]。采出水中Ca2+和Ba2+含量较高，容易形成垢类沉淀物。部分油井采出水中含有较高含量的硫化物，含硫污水会加剧处理设施和注水系统的腐蚀[2]。

2 结垢影响因素分析与控制措施

2.1 结垢趋势预测与影响因素分析

参考油田生产运行中的注水水源掺混比例，选取四种典型水样进行配比作为结垢趋势预测分析的输入数据。MS油田井口采出物气相组成中会含有一定质量浓度的H2S，考虑水样分不含H2S和H2S分压为0.02%两种情况，借助结垢预测软件对水样的结垢趋势进行了模拟。模拟结果如图1和图2。

图1 不含H2S结垢预测结果

图2 含H2S（质量浓度0.02%）结垢预测结果

从图中可以看出，水样可能析出的化学垢有BaSO4、CaCO3、ZnS、FeS，不同垢的成垢特点表2。

表2 不同垢的成垢趋势与特点

2.2 阻垢剂筛选与添加浓度的确定

MS油田注水系统阻垢问题主要是阻钡垢和钙垢。阻垢剂筛选实验模拟注水系统运行条件进行，水样温度65℃，pH为5.6，实验时间24 h。初选的7种药剂阻垢效果如表3。

表3 阻垢剂筛选实验结果

从实验结果可以看出，阻垢剂Y-2和Y-6的阻垢率均比较高，阻钙、钡垢率都可以达到96%以上，是适用于MS油田的比较优异的阻垢剂。在阻垢剂筛选实验的基础上，分析阻垢剂Y-2和Y-6加药浓度对阻垢率的影响[3]。实验结果如表4。

表4 阻垢剂添加浓度实验结果

从表4可以看出，相同的加药量下，Y-6比Y-2的阻垢率更高，Y-6添加质量浓度80 mg·L-1，阻垢率＞98%，再增加药剂质量浓度无益。因此，确定Y-6是比较理想的阻垢剂，最佳质量浓度80 mg·L-1。

3 腐蚀影响因素分析与控制措施

3.1 腐蚀趋势及影响因素分析

通过静态腐蚀挂片实验对水样的腐蚀性进行检测，考查水样的硫化物质量浓度、溶解氧质量浓度、流速、温度等因素对A3碳钢腐蚀性的影响，并对腐蚀性进行了判定,实验结果如表5。

表5 腐蚀影响因素实验结果

实验表明，注水水源的腐蚀性随溶解氧浓度的升高而增大，溶解氧达到2.6 mg·L-1以上，已属高强度腐蚀介质；水样腐蚀性随着硫化物含量升高而增大，硫化物质量浓度达到10 mg·L-1以上，水样属于高强度腐蚀介质；水样的腐蚀性随流速的增加而加大，即使水中溶解氧＜1.0 mg·L-1，在流速＞0.5 m·s-1工况下，水样仍然属于高强度腐蚀介质。

3.2 腐蚀控制措施

腐蚀实验结果表明，在氧含量和硫化含量较高的情况下，流体对碳钢的腐蚀率仍属于中、高级别，因此，即使添加缓蚀剂也必须从控制溶解氧和硫化氢含量以及材质选择方面共同考虑MS油田注水系统的腐蚀控制措施。

3.2.1 密闭隔氧及溶解氧脱除

来自地层的油井采出水本身溶解氧含量是很低的，管道输送及油水分离工艺也是密闭流程，不会有氧溶入。在进入采出水处理站的调节罐、反洗污水罐和缓冲罐等常压储罐时，必须采用隔氧措施。MS油田采出水处理站采用天然气密闭隔氧，脱酸天然气经过降压进入立式污水罐，通过调压阀控制密闭压力维持在1.5～3.5 kPa（g）范围内，并在罐顶设置呼吸阀和泄压人孔作为保护措施，防止污水储罐因负压过大而吸扁或因正压过大而破裂。呼吸阀的压力设定值为-0.4～4.5 kPa（g），泄压人孔的压力设定值为4.8 kPa（g）。

除了油井采出水，含有一定量溶解氧的河水作为洗盐水的水源也会进入注水系统，因此河水在进入洗盐流程之前必须进行脱氧。MS油田采用填料塔进行真空脱氧，将含氧质量浓度降至0.3 mg·L-1左右，由于利用真空达到彻底脱氧是不经济的，剩余的少量氧采用添加除氧剂的化学法脱除，使水中氧质量浓度达到0.1～0.05 mg·L-1或更低[4]。

3.2.2 硫化氢脱除

脱除污水中的硫化氢的方法有很多，如空气氧化法、化学沉淀法、吸收法、气提法、生化法等[5]，综合考虑能耗、操作难易程度和工程投资等因素，本工程采用天然气气提法脱除硫化氢。

气提法原理是利用天然气对污水不断吹脱以降低硫化氢的分压。使硫化氢不断析出达到分离的效果。为了提高气提效率应通过加酸调节pH值至5.0以下，使硫化物主要以硫化氢的形式存在，气提后再通过加碱恢复pH值[6]。根据污水中硫化物含量，进入气提塔的天然气量与污水流量之比维持在3∶1～5∶1。

3.2.3 材质选择

1）静设备。用于处理含油污水的聚结过滤器和斜板除油器易受潜在硫化氢腐蚀和氯离子点蚀风险，因此，至少应选用考虑一定腐蚀裕量的抗酸碳钢。气提塔的塔身和内件材料至少应选用双相钢。调节水罐、反洗污水罐、污油罐和注水罐等的大容积立式拱顶罐，应选用带有内涂层的碳钢材料。水罐在采用涂层保护以外，还应采用牺牲阳极进行辅助保护，阳极采用镁铝合金材料[7]。

2）管道系统。采出水处理系统低压埋地管道材料选用玻璃钢，部分高温和酸气管段可采用耐蚀合金材料。对于注水管道，因工作压力和尺寸限制了非金属材料的应用。因此，综合考虑壁厚、应用状况，使用加入缓蚀剂的碳钢是更合适的选择，且应考虑充足的腐蚀裕量。

4 结 论

通过对MS油田水样结垢和腐蚀趋势的模拟和实验研究，确定了硫化物浓度、温度、溶解氧浓度等关键因素对结垢和腐蚀的影响特点。通过筛选实验推荐适用的化学阻垢剂Y-6和最佳添加质量浓度80 mg·L-1，针对MS油田注水水源因高矿化高含硫易造成注水系统腐蚀的特点，推荐密闭隔氧、真空脱氧、气提脱硫化氢和抗腐蚀材料选用等控制措施。上述分析结果和应对措施对类似高矿化度高含硫化氢油田注水系统的结垢和腐蚀防控具有借鉴意义。