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油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施(一)

时间：2008-07-15 09:05     来源： 中国管道商务网       文字选择：大  中  小

摘要：综合论述了油田注水管道的腐蚀现状、腐蚀因素和常用的防腐措施，并着重介绍以环氧树脂为基料的防腐涂层的种类及其在油田注水管道中的防腐性能、应用效果。
关键词。油田注水；管道；腐蚀；防腐；环氧树脂
1 前言
      注水采油技术是国内各大油田提高原油采收率的主要方法，随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的'顽症'，所造成的严重损失令人触目惊心。据2003 年 9 月对我国第二大油 田— —胜利油田的调查发现， 11 个采油厂 8 000 余口注水井、总长度 1 583 万 m 的统计，平均腐蚀速度达 1 ． 5mm ／ a ，平均穿孔率达 2 ． 4 次／ (km · a) 。在部分严重损失区块，管线换新周期不足 3a ，最短的仅 (3 ～ 4) 个月，所报废的注水管柱中有 90 ％以上是因腐蚀、结垢而造成，整个胜利油田由于腐蚀引起的管柱、管 线材料费直接经济损失就达 3 亿元，并由于更换管柱、管线影响作业和生产，导致间接经济损失达 10 亿元左右。而全国各大油田的管线和管柱到 2001 年 年底，总计高达 10亿余米，这方面的损失更分别高达 100 亿元和 1 000 亿元之多。因此，研究注水系统 的腐蚀规律及防腐蚀措施刻不容缓，具有重要的意义。
2 油田注水管道腐蚀的影响因素
       油田注水管道的腐蚀也符合金属腐蚀的一般规律，主要影响因素有：
(1)pH 值。一般情况下，当 pH 值在 4 ～ 10 时， 腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，腐蚀速率不受 PH 值影响。在PH 值不大于 4 的酸性范围内，碳 钢表面的氧化物覆盖膜将完全溶解，致使钢铁表面和酸性介质直接接触。因此，提高注水 PH值，可以解决酸蚀问题，但不一定能解决其它腐蚀类型。从理论上讲，注水的最佳 pH 值应为 7 。当 pH 值在 10 ～ 13的碱性范围内时，随碳钢表面的 pH 值升高， Fe2 O3 覆盖膜逐渐转化为具有钝化性能的 r— Fe2 O3保护膜，腐蚀速率会有所下降。但是当 pH 值过高时，腐蚀速率又会上升，其原因是碳钢表面的钝 化膜溶解成可溶性的铁酸钠 (NaFeO2 ) 。
(2) 溶解氧。氧腐蚀是油田注水系统的主要腐 蚀形式之一。溶液中含有极低浓度的氧 ( 低于 1 mg ／ L) 就可造成极为严重的腐蚀，如果同时有 H 2 S 或 CO 2气体存在，腐蚀速度会急剧升高。 O 2在水中的溶解度取决于温度、压力和水中Cl -的含量。 O 2的腐蚀一般为局部腐蚀，其局部腐蚀速率为其平均腐蚀 速率的 (2 ～ 4) 倍。
(3) 二氧化碳。 CO 2可以溶解在水中，生成碳酸， 引起电化学腐蚀。特别是在深处地层水中含有大量的CO2，对油管等井下设备具有较大的腐蚀性。钢材 二氧化碳腐蚀的产物都是易溶的，不易形成保护膜， 因此随 CO2浓度的增加，腐蚀速度增加非常快。二氧 化碳的溶解度是温度、压力以及水的组成的函数。 
(4) 硫化氢。 H 2s 溶于水呈酸性，增加水的腐蚀 性； H2 S 具有很强的还原性，可以被水中的溶解氧氧化为硫而沉积析出。随 H2 s 浓度的增加，腐蚀速度增大；达到一定浓度时，腐蚀速度达到最大值；然后随浓度的增加而减小，最后趋于恒定。水中的溶解盐类和溶解的二氧化碳对硫化氢的腐蚀也有一定的影响。
(5) 溶解盐。油田水中常见的 Ca2+、 Cl- 对腐蚀速率的影响实验表明， A3 钢的腐蚀速率随Cl-浓度的增加呈先升后降的抛物线形式，这是电导率和溶解氧共同作用的结果。即随 Cl- 浓度增加，介 质电导率增加，腐蚀速率随之增加；当Cl -浓度增 加至 5 000mg ／ L 时，溶解氧含量减少，因此腐蚀速度有所下降。Cl-对腐蚀的影响，主要是通过它不均匀地吸附在金属局部某些点上，从而使得吸附部位的金属表面得到活化。 Cl-具有很强的穿透力，能够透过保护膜层，加速腐蚀的进行。
(6) 细菌。大量研究结果表明，细菌经常是造成
　　油田注水系统腐蚀的重要因素。细菌的生长繁殖，会导致腐蚀速率明显上升。据报道，美国发生的腐蚀有 70 ％是由硫酸盐还原菌 (SRB) 所造成。除硫酸盐还原菌外，在油气开采过程中造成腐蚀的菌种还有腐生菌 (TGB)和铁细菌。
(7) 温度。实验研究表明，在敞口体系中，温 度在到达 80℃前，腐蚀速率随温度升高而增加，然后又逐渐降低；而在封闭系统中，腐蚀速率随温度升高而不断增加。油田注水管所处的温度范围从 地表的温度 (低至几度 ) 至澡层的高达 1 50 ℃ ，因此温度是影响腐蚀的重要因素。

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