塔中四油田注水管線結垢腐蝕影響因素分析

李淑英

（西南石油大學）

塔中四油田注水管線結垢腐蝕影響因素分析

李淑英

（西南石油大學）

文章對塔中四油田注水管線結垢腐蝕影響因素進行分析，結果表明：影響結垢的主要因素為回注水中高濃度的鈣離子、碳酸氫根離子形成的碳酸鈣垢；影響腐蝕的主要因素為回注水質呈弱酸性，氯離子和硫化物含量高，氯離子和硫化氫的協(xié)同作用加劇了管道的腐蝕。另外，注水管線中井口流速慢，壓力降低，注入水質不配伍等因素都會導致結垢腐蝕。因此，應主要選擇針對碳酸鈣類型的阻垢劑和防氯腐蝕緩蝕劑以減緩塔中四油田管道結垢腐蝕。

結垢；腐蝕；阻垢劑；緩蝕劑

0 引 言

塔中四油田產(chǎn)出介質腐蝕性較強、采出水礦化度較高，造成注水干線腐蝕結垢嚴重、刺漏頻繁，從而導致管線壓降大、井口壓力低，實際注水量達不到配注量的要求。塔中作業(yè)區(qū)管線腐蝕穿孔頻頻發(fā)生，不僅嚴重影響油氣田的正常生產(chǎn)，而且威脅管線途經(jīng)區(qū)域的環(huán)境安全。

本文以塔中四注水管線為研究對象，通過實驗分析流速、壓力、水質、溫度和p H值等因素對注水管線結垢、腐蝕的影響，為油田制定針對性的防垢、防腐措施提供依據(jù)。

1 塔中四油田注水系統(tǒng)概況

塔中四油田注水系統(tǒng)建于1998年，包括3條注水干線，材質采用無縫鋼管，管線已運行13年。1號、2號注水干線腐蝕結垢嚴重，刺漏頻繁，按金屬腐蝕性評價指標，此兩條干線腐蝕程度為中度腐蝕［1］。

對回注水的水質分析見表1。

表1 塔中四回注水水樣水質分析結果 mg／L

由表1可看出，回注水中含有較高的Ca2＋、SO42－、Ba2＋等，易生成碳酸鈣、硫酸鈣、硫酸鋇、硫酸鍶等沉淀。由于實際注水量遠小于設計值，回注管線內(nèi)流速低，剪切力小，懸浮物質易沉積在管道內(nèi)壁，成為結晶核，為結垢創(chuàng)造了條件。此外，水中含有較多的硫化物、氯離子，呈酸性，存在極大的腐蝕風險。

2 注水管線結垢影響因素研究

對塔中四油田回注水管線水質和垢樣成分分析表明，主要成垢離子為鈣離子，結垢主要是碳酸鈣垢?，F(xiàn)以鈣離子濃度表征回注水結垢風險，通過各水樣的對比實驗，分析流速和流態(tài)、壓力變化、水質、溫度和p H值等因素對注水管線結垢的影響［2-3］。

2.1 流速和流態(tài)的影響

流速對結垢的影響表現(xiàn)為：流速快時，流體對管道的剪切力大，水中的懸浮物和垢晶離子，不會在管壁上聚集，因此不能在管壁上形成垢；流速慢時，水中的懸浮物沉降在管壁表面，垢晶離子在管壁上聚集生長，逐漸結垢。塔中四油井前期注水量小，水的配注量低，生產(chǎn)中有些管道常停止配注水，造成水中懸浮物沉降結垢。

由于受塔中四油井產(chǎn)液量的不穩(wěn)定性、含氣量、管線走向、變徑、彎頭等因素的影響，導致管線輸液流態(tài)的變化，破壞了成垢離子的平衡狀態(tài)，使其結晶析出，固結在鋼管內(nèi)壁，這是造成集油管線結垢點主要集中在彎頭、變徑處的主要原因。特別是在結構突變部位，當流速降低，介質中攜帶的固體顆粒和微生物排泄物沉積概率增大，管道結垢概率也明顯加大。流速的突變也可以解釋為壓力的變化，如果流速突然加大，引起局部脫氣，使CO2分壓降低，式（1）平衡向右移動，引起CaCO3結垢［4］。

2.2 壓力的影響

塔中四管道輸送過程中壓降大、支線多，造成始端與末端壓差大，壓力降低，CO2溢出，并生成CaCO3垢。輸送過程中離子的飽和狀態(tài)改變，導致成垢離子結晶析出。輸液管線結垢后，管徑縮小，輸液阻力增大，特別在彎頭處結垢較為嚴重，出現(xiàn)截流現(xiàn)象，造成前端干線壓力升高，影響生產(chǎn)。壓力對CaCO3、CaSO4、BaSO4結垢均有影響，CaCO3結垢有氣體參加反應，壓力對其影響相對較大，壓力降低，可以促進結垢。在管道輸送過程中，壓力一般都是降低的，因此結垢呈上升趨勢［4］。

2.3 水質的影響

水質不配伍主要表現(xiàn)在水質的離子強度、懸浮物含量。含油量不同的水經(jīng)混合后，離子平衡條件發(fā)生變化而結垢。塔中四聯(lián)合水站處理水來源復雜，外圍作業(yè)區(qū)某些水中含有很高的鈣離子或者碳酸根離子，引入后可能導致結垢趨勢增大。采用oddo-tomson飽和指數(shù)法計算高鈣離子水和高碳酸根離子水與塔中四各井采出水的配伍性，飽和指數(shù)大于0，即表示有結垢趨勢，指數(shù)越大結垢趨勢越大［5］。

根據(jù)水質檢測結果，塔中四的采出水鈣離子濃度最高。外圍作業(yè)區(qū)中，混塔中721-2H的鈣離子濃度最高，混塔中63C的碳酸根離子最高。通過油田無機結垢預測軟件得到塔中四的結垢趨勢［6-7］，以及與最高鈣離子水和最高碳酸根離子水1∶1混合后結垢趨勢，見圖1。預測結果顯示，塔中四采出水飽和指數(shù)為2.78，有結垢趨勢，外圍作業(yè)區(qū)最高鈣離子水和最高碳酸根離子水1∶1混合后，飽和指數(shù)增加到3.8以上，結垢趨勢顯著增大。因此，可以考慮修建調(diào)蓄池，外圍作業(yè)區(qū)采出水混入時，應考慮鈣離子濃度和碳酸根離子濃度，高濃度的來水要與低離子濃度來水進行混合，濃度降低后再進入回注系統(tǒng)。

圖1 聯(lián)合水站回注水配伍結垢預測

2.4 溫度和p H值的影響

2.4.1 實驗設計

通過對塔中四注水管線水樣垢樣分析，表明回注水管線的主要結垢類型為碳酸鹽垢。碳酸鹽垢的結垢過程主要受溫度、p H值、壓力、結晶動力學、流體動力學等因素的影響，其中以溫度影響較為嚴重。溫度升高會降低碳酸鈣在水中的溶解度，而且還會使碳酸氫鈣加速分解生成碳酸鈣垢。注水管線溫度為50～60℃，地層溫度隨深度的增加而增加，當回注水從管線注入地層時，溫度會高于90℃，結垢趨勢顯著增強［8-9］。

本研究主要考察溫度和p H值對管線結垢的影響。以采自3號注水管線塔中聯(lián)合站內(nèi)水樣1＃為例，固定其它條件，分別改變溫度和p H值，進行對比實驗，討論不同溫度和不同p H值條件下注水管線結垢量，分析注水管線不同位置由于溫度的不同，帶來的結垢趨勢的不同。

①考察p H值影響時，通過在原水樣加入酸堿來調(diào)控對比實驗的p H值分別為5，6，7，8；

②考察溫度影響時，用恒溫水浴鍋控制對比實驗溫度分別為50，60，70，80和100℃。

2.4.2 實驗結果及分析

實驗結果如圖2、圖3所示。

圖2 回注水結垢量隨pH值的變化

圖3 回注水結垢量隨溫度的變化

由圖2、圖3可看出，在設定的溫度區(qū)間和p H值范圍內(nèi)，結垢量都較大，均大于5g／L，水樣結垢趨勢嚴重，需要采取防垢措施。隨p H值增加，水樣結垢量增大，且在考察的p H值范圍內(nèi)，二者基本呈線性關系。隨溫度升高，水樣結垢量增大，在70～80℃，結垢程度加劇，說明該溫度區(qū)間是水樣溫度敏感帶，是結垢趨勢最大的溫度帶。

由上述實驗可以得到結垢的影響規(guī)律：隨著溫度和p H值的升高，水樣的原始硬度減小，即成垢離子含量降低，說明結垢趨于嚴重，即水溫越高，p H值越大，結垢趨勢越大［10］。

2.5 注水管線結垢影響研究結論

◆流速的影響 塔中四前期注水量小，水的配注量低。從生產(chǎn)狀況看，有些管道通常停止配注水，造成水中懸浮沉降結垢。

◆壓力變化的影響 塔中四管道長距離輸送過程中壓降大、支線多，造成始末端壓差大，壓力降低，結垢嚴重。

◆水的配伍性 外圍作業(yè)區(qū)某些水中含有很高的鈣離子或者碳酸根離子，引入后可能引起結垢趨勢增大。

◆溫度和p H的影響 隨著溫度升高，水樣結垢量增大程度加劇；隨著p H增加，結垢量增大，二者基本呈線性關系。

3 注水管線腐蝕影響因素研究

從實驗室水質分析及塔中四水質分析結果看，塔中四注水管線礦化度高，氯離子和硫化物含量高，水質p H隨時間變化，呈弱酸性，這些都是導致腐蝕的主要因素。本研究主要從流速、p H、溫度及水的配伍方面來說明影響注水管線腐蝕的因素。

3.1 流速的影響

流速對注水管線的影響主要表現(xiàn)腐蝕速度和腐蝕產(chǎn)物的沉降方面。流速快時，管道壓力大，硫化氫來不及擴散到管壁表面，對管道的腐蝕很?。涣魉俾龝r，壓力降低，硫化氫從水溶液中溢出，擴散到管壁表面，會很快腐蝕鋼鐵表面，形成硫化亞鐵腐蝕垢［11］。

流速對懸浮物的沉淀影響很大，流速快時，溶液中生成硫化亞鐵小顆粒不會沉積在管壁表面生成硫化亞鐵沉淀；溶液流速減慢時，硫化亞鐵沉淀將沉積在管壁表面，形成腐蝕垢［12］。

3.2 配伍性的影響

塔中四外圍作業(yè)區(qū)有幾十口油井，油水分離后，水經(jīng)簡單脫氣后，引入塔中四聯(lián)合水站回注，經(jīng)簡單沉降后，便回注到注水管線。這些回注水可能引入不配伍的腐蝕物質，表現(xiàn)在以下幾方面：

◆含高水溶性硫化物的引入 從水質分析結果看出，有些油井的可溶性硫化物含量高，這些水的引入增加注水管線中硫化物的含量，在弱酸性環(huán)境中會生成硫化氫，產(chǎn)生硫化亞鐵腐蝕垢，腐蝕管線［13］。

◆含高氯注水的引入 外圍作業(yè)區(qū)某些水中氯離子含量很高，達100 g／L以上。氯離子具有很強的腐蝕性和穿透性，而且氯離子和硫化氫腐蝕具有協(xié)同效應，增強腐蝕［14］。

3.3 溫度和p H的影響

3.3.1 腐蝕評價方法

目前最常用的腐蝕評價方法為標準失重法，均勻腐蝕速率按式（2）計算：

式中，γcorr為均勻腐蝕速率，mm／a；m為試驗前的鋼片質量，g；mt為試驗后的試片質量，g；S1為試片的面積，cm2；ρ為試片材料的密度，8 g／cm3；t為試驗時間，h。

3.3.2 實驗設計

油田回注水組成比較復雜，因此影響腐蝕的因素較多，且相互交錯重疊。一般來說，溫度升高，有利于腐蝕反應的進行，但在現(xiàn)場情況下，溫度對腐蝕的影響比較復雜，溫度升高通常對氫去極化腐蝕起加速作用，而對氧去極化腐蝕起抑制作用，因此有必要考察溫度變化對金屬腐蝕的影響［15］。

此外，油田產(chǎn)出水含CO2，p H值約為5.6，存在酸性腐蝕。其腐蝕機理為［16］：

因此，本研究采用標準失重法對5個水樣進行對比實驗，考察溫度以及p H值對金屬腐蝕的影響。固定其它條件，分別改變溫度和p H值，討論不同溫度和不同p H值條件下注水管線腐蝕量，分析注水管線不同位置由于溫度的不同，帶來的腐蝕趨勢的不同。

為考察溫度和p H值對腐蝕趨勢的影響，令水樣處于40，50，60，70，80℃幾種溫度條件下，加入酸堿使對比樣品p H值分別為5，6，7，8；做交叉實驗。

3.3.3 實驗結果及分析

由于5個水樣對金屬的腐蝕速率受溫度和p H值的影響，呈現(xiàn)出相同的特征，因此以1＃樣為例，作圖展示p H值和溫度對腐蝕速率的影響，見圖4。

圖4 pH值和溫度對腐蝕速率的影響（1＃）

根據(jù)金屬腐蝕性評價指標，實驗結果表明，塔中四回注水對金屬腐蝕嚴重，需要進行防腐工藝研究。隨著p H值升高，回注水對A3鋼片腐蝕速率降低。當采出水p H值由5.0升高到8.0左右時，碳鋼腐蝕速率由0.12～0.14 mm／a降低為0.08～0.135 mm／a左右。

由金屬腐蝕理論可知，在不含溶解氧的溶液中，鋼鐵發(fā)生腐蝕時，其腐蝕反應的陰極過程只有一個去極化過程，即氫離子的去極化而無氧的去極化：

由能斯特方程可知，隨著油田采出水p H值的增加，水中氫離子濃度的降低，引起陰極電極電位下降，金屬腐蝕過程中氫離子去極化的陰極反應受到抑制，故油田水對碳鋼的腐蝕速率隨其p H值的增加而降低。腐蝕速率隨溫度的升高呈現(xiàn)先升高再降低的趨勢，在50℃左右達到最高值。

在環(huán)境溫度較低時，通過加速腐蝕的陰極反應而加快腐蝕的進行［17］；溫度在50℃以下時，鋼片腐蝕速率增加；隨著溫度繼續(xù)上升金屬表面會形成FeS和FeCO3保護膜，降低腐蝕速率。溫度對腐蝕速率的影響主要體現(xiàn)在兩個方面：溫度升高，各電極反應速率加快，促進腐蝕；腐蝕產(chǎn)物的成膜機制以及在介質中的溶解度發(fā)生變化，可以促進腐蝕，也可以抑制腐蝕。正是溫度在這兩個方面所起的綜合作用，A3鋼的腐蝕速率出現(xiàn)了先增加后降低的變化規(guī)律。

3.4 注水管線腐蝕影響研究結論

◆流速 塔中四注水管線尤其是井口注水管線流速慢，使硫化亞鐵沉淀在管壁表面，形成腐蝕垢。

◆水的配伍性 高油井含有高含量可溶性硫化物，在弱酸性環(huán)境中生成硫化亞鐵腐蝕垢，腐蝕管線。含高氯注水的引入，使外圍作業(yè)區(qū)某些水中氯離子濃度很高，而且氯離子和硫化氫腐蝕具有協(xié)同效應，增強腐蝕。

◆溫度和p H變化 溫度和p H對腐蝕速率的協(xié)同影響規(guī)律表現(xiàn)為：p H值低時，腐蝕速率隨溫度變化程度較?。籶 H值高時，腐蝕速率隨溫度變化程度增大。這是p H值和溫度對腐蝕速率影響機理的綜合體現(xiàn)。

4 結論與建議

通過對塔中四油田注水管線結垢腐蝕影響因素分析，表明油田注水管線結垢腐蝕嚴重，主要原因為注水管線水中的鈣離子和碳酸氫根離子濃度高，礦化度高及氯離子、硫化物含量高；其次井口注水管線流速慢，壓力降低，注入水質不配伍這些都是導致腐蝕結垢的影響因素；而溫度和p H值對結垢腐蝕有著不同的影響：水溫越高，p H值越大，結垢趨勢越大；而溫度和p H變化對腐蝕速率的影響有著協(xié)同規(guī)律。針對以上研究結果，對塔中四油田注水管線提出如下阻垢防腐建議。

◆對現(xiàn)有結垢管道清洗除垢 采用有機酸清洗除垢，注水管線加入濃度為1%～2%苯磺酸水溶液，控制反應速度，加入硫化氫抑制劑（如二氧化氯），硫化氫的抑制率可達80%以上，保證清洗過程的安全。利用zhqxj-06無酸清洗劑，從根本上防止硫化亞鐵垢的產(chǎn)生。

◆加入阻垢劑和防腐劑 可在處理站處理裝置之后、注水罐之前，連續(xù)加入防碳酸鈣垢阻垢劑，與防氯腐蝕緩蝕劑，根據(jù)實際回注水量連續(xù)加藥。

◆水質配伍情況的改進 不配伍來水加劇腐蝕：可對高硫來水進行熱脫硫處理；不配伍來水加劇結垢：可適當增大沉降罐容積，緩沖過高濃度的鈣離子、碳酸根離子。

◆回注管線低配注量和停注對策 建議流速控制在0.6 m／s以上，當流速小于0.6 m／s，可以增加臨時擾流措施，加大局部流速。

◆對處理站進行工藝改造 可加入絮凝劑使懸浮物和原油聚集，去除大部分懸浮物和含油量。

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1005-3158（2014）03-0022-05

2013-10-18）

（編輯 張爽）

10.3969／j.issn.1005-3158.2014.03.008

李淑英，西南石油大學土木與建筑工程學院市政工程專業(yè)在讀碩士。通信地址：四川省成都市新都區(qū)新都大道8號西南石油大學，610500