注水井腐蚀原因分析及防护对策

Ｈ２Ｃ０３＋ｅ—Ｈ。ｄ＋ＨＣ０ｆ 阳极过程：Ｆｅ—Ｆｅ２＋＋２ｅ一 由上式可以看出，Ｃ０ｚ溶于水中生成ＨｚＣＯａ 后，一方面生成Ｈ。０＋进行还原，另一方面直接接 受电子还原，使腐蚀的阴极过程加速。因此，当污水 中ＣＯ。增多后，设备腐蚀加剧。 （２）高矿化度Ｃ１一的影响。在含ＣＯ：的水中， 矿化度对腐蚀的影响出现极值现象，极值出现在矿 化度为６×１０４ ｍｇ／Ｌ左右，而东辛采油厂油田污水 矿化度达（４～４．５）×１０４ ｍｇ／Ｌ，属于腐蚀上升区。 Ｃｌ一高达２０ ０００ ｍｇ／Ｌ，在油管中，Ｃｌ一吸附在壁上， 使得所吸附的部位受到活化。导致金属材料的电化 学腐蚀。并且Ｃｌ一的穿透能力很强，能穿透保护 膜，从而加速对金属的腐蚀。图２为模拟东辛采油
电化学腐蚀机理如图ｌ。
图１ 金属电化学腐蚀示意图 １．２高盐高铁含量污水腐蚀原因分析
在高盐污水注水过程中，影响腐蚀的主要因素 为：高盐中Ｃｌ一、游离ＣＯｚ、ＨＣＯ；－、铁含量、含硫化 合物、ＳＲＢ及温度、流速压力等。随着注水温度的 变化，以东辛采油厂为例，其污水矿化度在（４～４．５） Ｘ１０ｔ ｍｇ／Ｌ，污水中含有较高的游离ＣＯ：、铁离子 及Ｃ１一导致在注水过程中油管腐蚀、结垢严重。表 １为东辛采油厂广利油田一典型的注高盐高铁污水 井，该井油管在井时间为３年，从起出油管垢物成分 可以看出：随着深度的变化，其腐蚀发生变化，上部
有重度均匀腐蚀和局部坑蚀。形成Ｃｌ一一ＨｚＳ— ＳＲＢ—Ｈ：０腐蚀水体，以ＳＲＢ和Ｈ２Ｓ腐蚀为主， Ｃｌ一及少量的ＣＯ。腐蚀次之，使得注水井具有较强 的腐蚀。由于回注污水中产生垢。垢下又会形成局 部腐蚀剥落和坑蚀。注水过程中随着温度的升高， 腐蚀通常从细菌腐蚀转化为Ｃｌ一的高盐腐蚀，金属
腐蚀过程并不是由某一因素单独引起的，而是众多 因素综合作用的结果。
环空保护液保护技术是针对注水井管柱外壁腐 蚀严重现象而广泛采用的一项技术，胜利现河采油 厂针对注水井管柱外壁腐蚀严重问题，研究、应用了 生物抑制环空保护技术。并在现场应用取得较好效 果，２００７年～２００８年共计实施８７井次，有效率 ９５％以上，有效期１年，取得较好防腐效果。
施工工艺：在检管作业时，安装现场腐蚀环；作 业完成后大排量洗井，至井出口水质稳定为止；现场 配备水泥车、罐车和管线接头若干，接好地面施工流
在注水井注水管柱上应用阴极保护短节，通常 根据不同注水井腐蚀情况，每隔一定距离连接相应 短节，以减少油套管腐蚀，实现保护油套管的目的。 该技术在注水井中应用较少，使用后一般有效期在 一１～２年。该技术应用中存在的问题是：不同注水井 选用不同的阴极保护块，阴极保护短节安装间距不 一，给现场的推广应用带来不便。
整个大修作业在无固相气井储层保护液中进 行，在钻开桥塞、打开主力气层、同时存在多个射孔 段的情况下循环洗井、关井观察２４ ｈ，井口压力始 终为０，无固相气井储层保护液漏失量仅为０．６ ｍ３； 打开气层后，液体体系遭到较严重气侵，液体密度最 低降低至１．３９ ｇ／ｃｍ３，在正常循环１．５～２周之后， 液体密度恢复至１．５０ ｇ／ｃｍ３，说明该体系能够迅速 脱气，恢复到最初性能；在套管补贴过程中工具提下 顺利，试压１２ ＭＰａ，套管补贴作业顺利完成。在施 工作业全过程的２１天中，液体体系密度始终保持在 １．５０ ｇ／ｃｍ３。取样检测高温高压滤失量＜８ ｍＬ，未 出现沉淀、分层现象；修井作业结束后，采用液氮替 出井筒内储层保护液、关井，关井压力３８ ＭＰａ。试 气结果为：日产气１８．５×１０４ ｍ３，日产油１５．６ １２１３。 此次作业是国内首次尝试在高压气井深井段运用膨 胀管补贴技术。实体膨胀管补贴井段最深处达 ３５１５．４６ ｍ～３５２９．２１ ＩＴＩ，修井液密度高达１．５０ ｇ／ ｃｍ３，气井、膨胀管补贴井段深度及修井液密度三项 技术指标创国内修井行业第一，无固相储层保护液 体系避免了固相堵塞，能够有效降低液体滤失造成 的液相侵入伤害，较好地保护了储层，减小了修井液 对储层的伤害。
东辛采油厂广利污水站经过电化学预氧化改造 后，水质得到明显改善，腐蚀速率达到石油行业标 准。’但是从注水井油套环空内死水取样化验，发现 硫酸盐还原菌大量繁殖，在井下２０００ ｍ处可达到 ２５００个／ｍＬ，引发注水井油套管腐蚀现象。为此， 东辛工艺所对广利油田３３口无回水流程的注水井 制定、采取了加药防腐措施，通过对药剂的优化试 验，选取油套环空加缓蚀剂和杀菌剂，防止细菌在油 套空间的水中长期滋生，从而控制腐蚀。 ２．３．２阴极保护技术
关键词 注水井 腐蚀原因 防护对策 渗氮油管 缓蚀荆 微生物环空保护 ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７—３４２６．２０ １０．０２．０１７
在注水井注水过程中，注水水质复杂、环境多 变，造成注水井腐蚀结垢严重。经统计，胜利油田在 ５０００口注水井中，每年作业井次达１６００口，其中更 换油管超过３００ｘ １０４ ｍ，主要原因为腐蚀、结垢严 重造成，结合油田注水水质及环境变化情况，分析注 水井腐蚀原因，实施有效的腐蚀、结垢防护措施具有 重要的意义。
作者简介 曹怀山：１９６４年生。２０００年７月毕业于中国石油大学（华东） 石油工程专业，现任胜利油田华宇化工公司副经理，主要从事采油工 艺、油田化学助剂研究及生产。
收稿日期：２００９－－０５－－０５；收修改稿：２００９－－０６－－１１；编辑：冯学军
（上接第１５０页） 好，不会与地层物质反应产生固相沉淀；（５）在高产 气层打开、严重气侵情况下能很快脱气恢复液相密 度，保证施工安全、顺利地进行。
Ｅ‘表量’渗氮油管与蕾通油管的庸蚀挂片实验一二习
材明槐 质
失量
挂片，问腐蚀孳率最大点蚀 ．
ｇ
Ｏ
ｍｍ／ａ
ｎｌｍ
描馏 述压
ｚ删ｓ．，ｓ馏宴翼０ 脚１０．３４５０ ６９６
量苎：’２２３０
油管 １．５４１２
６９６吼６４５３
６９６
０．４４６０
无……明”显’点一蚀
图３是裸样和氮化层试样的极化曲线图。从图 ３可见。尽管两种试样的自腐蚀电位近似相同，但两 者在极化曲线的形状上有很大差异。在阳极极化过 程中，由于氮化层试样表面渗氮的影响，腐蚀产物或 中间反应物在氮化膜表面吸附，从而形成了一层保 护膜，使极化曲线上出现了明显的钝化现象。即随 着电位的升高，腐蚀电流密度减小，说明氮化层试样 表面的保护膜对基体具有一定的保护作用，将试样 与腐蚀介质直接隔离，使腐蚀电流密度减小，抑制腐 蚀。目前渗氮防腐油管已成为胜利油田注水井主要
３结论与建议
（１）油田污水成分复杂，矿化度高，在注水过程 中压力、流速不断变化，环境多变是引起注水井腐 蚀、结垢严重的主要原因。
（２）硫酸盐还原菌的生长、繁殖是造成注水井 油套环空腐蚀的主要原因。
（３）根据腐蚀原因，实施相对应的防腐保护措 施是解决注水井腐蚀的根本措施。
（４）使用防腐材料油管是延长注水井管柱使用 寿命、有效期的最有效的措施。
Ｏ～１０ ３８．４２ ４９．６３ １０～ｉ００ ２２．８２ ４７．３２
３．２３ １６．ＩＩ
５．９５ ２．８２
氧腐蚀
１２．０５ Ｉ．７０ ０２及Ｃ０２腐蚀
１００—１０００ ２６，６６ ２４．２６ ６，７３ ２４，３８ １２，４
５，５７Ｃ０２及ＳＲＢ腐蚀
１０００—２０００ ２６．５５ ３２．０６ ６．２７ ２４．５２
程管线并试压，由套管反挤２％～５％环套空间防 护液；开井正常注水，注水过程中切勿洗井，加药有 效期为一年。
典型井例：河５０一１５井，油层中深２２００ ｍ，管 柱腐蚀、结垢严重，通过分析为油套环空微生物腐蚀 严重，于２００６年１０月在油套环空中投加微生物控 制剂，同时进行挂环试验，于２００７年１１月起出观 察，挂环无明显点蚀、坑蚀。分析认为生物腐蚀得到 了较好的控制。
１注水井腐蚀原因分析［１－４１
在油田注污水井中影响腐蚀的因素较多，如游 离ＣＯ。、溶解氧、Ｈ。Ｓ、ＳＲＢ（硫酸盐还原菌）、污垢、 矿化度、温度、流速等，不同水质腐蚀的主要原因不 同，胜利油田腐蚀严重的污水通常有两类，一类是含 硫化合物污水，二是高盐高铁含量污水。
１．１高硫化物、含细菌污水腐蚀原因分析 在含硫化合物污水注水中，注水井腐蚀严重的
万方数据
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注水井腐蚀原因分析ห้องสมุดไป่ตู้防护对策
２０１０
主要以氧及Ｃ０。腐蚀为主，ｉ００ ｍ～１０００ ｍ则以细 菌腐蚀为主，下部温度较高，转化为高温下的电化学 腐蚀。腐蚀因素分析与垢物成分分析结果一致。
＿誉囊要蕉ｌ≥拜缀淡水井绪塬、囊饿产物分蒋‘习
井深
ｍ
产物成分分析，“
腐蚀因素
Ｏ Ｆｅ Ｃａ Ｃ Ｓ Ｃｌ 其它 分析结果
７．６５ ２．９５ Ｃ０２及垢下腐蚀
（１）游离Ｃ０：的影响。东辛采油厂污水中含 有较高的Ｃ０２，其含量在１４０ ｍｇ／Ｌ～２５０ ｍｇ／Ｌ，对 腐蚀有着重要的影响。
其基本过程可表示如下： Ｃ０２（气）舒Ｃ０２（液） Ｃ０２（液）＋Ｈ２０舒Ｈ２Ｃ０３ Ｈ２Ｃ０３＋Ｈ：０筒Ｈ３０＋＋ＨＣ０ｆ 阴极过程：Ｈ３０＋＋ｅ‘一Ｈ。ｄ＋Ｈ２０
厂油田污水离子组成，在室内配制不同矿化度污水 所测试的腐蚀速率结果，污水矿化度在６×１０４ ｍｇ／ Ｌ以内时，随着矿化度的增加腐蚀速率不断增大，大 于６×１０４ ｍｇ／Ｌ后，随着矿化度的增加腐蚀速率逐 渐降低。
２注水井防护技术实施
国内解决注污水井井下管柱的腐蚀问题，途径 主要有三个‘引：一是利用物理和化学方法除去污水 中的腐蚀介质，降低对注水管柱的腐蚀。二是更换 注水管柱，解决管柱的腐蚀问题。三是提高油管自 身防腐性能，主要有Ｎｉ—Ｐ镀管、高压玻璃钢管、不锈 钢管、氮化油管、环氧粉末涂层防腐油管等。
第３９卷第２期
石油与天然气化工
ＯＨＥＭＩＣＡＬ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ ＯＦ ＯＩＬ＆ＧＡＳ
注水井腐蚀原因分析及防护对策
曹怀山１谭云贤２ 罗 杨２ 王 磊２ （１．胜利油田华宇化工公司 ２．胜利油田采油工艺研究院）
摘要胜利油田注水井腐蚀严重，结合注水水质，分析了腐蚀严重原因：注水井的腐蚀主要 是回注污水中Ｃｌ一含量高、细茵滋生严重、含较高的ＨＣ０ｆ及硫化物造成，且随着注水井温度的升 高，腐蚀因素在不断变化。主要分析了东辛采油厂污水中高矿化度、高游离ＣＯ：对注水井造成的 腐蚀；在现河采油厂注水井油套环空腐蚀主要是由于细菌滋生、繁殖造成的腐蚀。结合注水井实际 现状，实施相对应的防护措施：在注水井管柱上应用渗氮油管，延长了管线使用寿命；在回注污水过 程中有选择性地投加缓蚀荆、杀菌荆；在油套环空中实施环空保护技术，实施后取得较好的效果，对 延长注水井有效寿命具有重要意义。
（５）实施注水井环空保护技术是延长油套管使 用寿命的有效保护措施。根据不同的腐蚀原因实施 相对应的保护措施，从而可延长注水井油、套管有效
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注水井腐蚀原因分析及防护对策
使用寿命。
参考文献 １余 吴。等．宝浪油田注水井油管内壁腐蚀原因研究．石油与天然
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报，２００７。４：２４７－－２５１
５谢先平。等．注污水井下油管腐蚀特点及防腐对策．试采技术。２００７ 年增刊：１５８—１６０
２．１使用渗氮防腐油管 渗氮油管是在油管表面形成一层厚十几个微米
的氮化层和扩散层，对腐蚀介质的侵蚀有很好的防 护作用，具有耐温、耐压、防腐性能好的特点。表２
为渗氮防腐油管与普通ｊ５５油管试片在东辛采油厂 污水挂片实验情况，室内挂片温度：５０℃。试验表 明：渗氮防腐油管平均腐蚀率较普通油管低５倍以
上，使用渗氮防腐油管会大大延长注水井管柱的有 效使用寿命。
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第３９卷第２期
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在用油管，全油田４０％以上注水井均采用渗氮防腐 油管。
２．２投加缓蚀剂保护技术 投加缓蚀剂是油田注水系统常用的防腐措施。
胜利油田回注污水处理站中除临盘、纯梁、滨南由于 回注污水应用的是改性水处理技术而不需投加缓蚀 剂外，其余均在站内投加适合的缓蚀剂，投加浓度一 般为３０ ｍｇ／Ｌ～５０ ｍｇ／Ｌ，对注水管线、设备、注水 井管柱起到了较好的保护作用。
以胜利东辛采油厂某站回注污水为例，通常不 投加缓蚀剂时平均腐蚀率为０．３ ｍｍ／ａ，经优选缓 蚀剂，投加浓度为５０ ｍｇ／Ｌ时。其腐蚀率达到０．０７６ ｍｍ／ａ。注水井油管规格为外径７８．０ ｍｍ、壁厚 ５．５０ ｍｍ，以设计安全系数为１．２５计，则壁厚减少 １．１ ｍｍ可认为达到使用年限。经计算：不加缓蚀 剂３．６年就达到使用年限，投加缓蚀剂后，年限延长 至１４．５年。由此可见，缓蚀剂的加入可以使油管的 使用寿命增加数倍。因此投加缓蚀剂防腐不仅方便 易行，而且效果显著。 ２．３油套环空保护技术 ２．３．１环空保护液保护技术