張港油田管網(wǎng)腐蝕機(jī)理及防治對(duì)策

鄧寺紅

（中國(guó)石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

張港油田位于江漢盆地潛江凹陷張黃單斜帶，為一西傾單斜構(gòu)造，構(gòu)造比較平緩，走向接近南北向，油藏西面受構(gòu)造控制，低部位為水，向東巖性上傾尖滅。油藏深度1 543.8～1 617.8米，含油層位潛42油組，由于鹽湖沉積，采出水礦化度高一般在250 000 mg／L左右。

1 張港油田管網(wǎng)腐蝕機(jī)理研究

油田生產(chǎn)過程中，采出液是對(duì)金屬設(shè)備設(shè)施腐蝕的主要源頭之一。油井采出液中含有溶解鹽類對(duì)金屬腐蝕有很大的影響，最常見的還有水中溶解的氧氣、二氧化碳以及硫化氫氣體，其次，油田水中存在的硫酸鹽還原菌等微生物也會(huì)對(duì)金屬產(chǎn)生嚴(yán)重腐蝕。尤其是在水處理和注水過程中，硫化物、細(xì)菌超標(biāo)，造成鋼材腐蝕加劇。

1.1 張港油田腐蝕原因分析

1.1.1 原油集輸處理系統(tǒng)

通過調(diào)查發(fā)現(xiàn)，張港油田井下管桿腐蝕輕微，而地面集輸管網(wǎng)與處理設(shè)備腐蝕嚴(yán)重。分析認(rèn)為主要是硫化氫腐蝕，硫化氫主要是SRB還原系統(tǒng)污水中SO42－形成。張港地層不具備SRB繁殖的適宜條件，井口產(chǎn)出水SRB含量很低。黃36斜 －8井口采出水分析：SRB含量?jī)H2.5個(gè)／ml。主要原因?yàn)閺埜塾吞镉筒芈癫氐妮^深（1 500 m～1 600 m），地層溫度高，不適宜SRB存活。但在原油集輸處理系統(tǒng)中，SRB大量繁殖生長(zhǎng)（見表1）。

表1 黃36斜－8產(chǎn)出水細(xì)菌含量測(cè)定數(shù)據(jù)表

隨著H2S含量增加，集輸管線的腐蝕率明顯增大（見圖1）。

圖1 張港油田產(chǎn)出污水中硫化氫對(duì)腐蝕的影響預(yù)測(cè)曲線

1.1.2 注水系統(tǒng)

張港油田注水水源是清水。雖然從站內(nèi)檢測(cè)SRB是合格的，但從注水井井口取樣分析：SRB含量達(dá)到70個(gè)／ml，說明SRB在管線中有繁殖滋生現(xiàn)象，注入井筒水SRB超標(biāo)（見表2）。

表2 張港注水系統(tǒng)沿程水中細(xì)菌含量表

1.2 腐蝕影響因素研究

1.2.1 溫度和壓力

通過模擬計(jì)算了采出水溫度在20℃ ～100℃ 范圍內(nèi)腐蝕率的變化情況，一是壓力的這種微小變化對(duì)腐蝕不產(chǎn)生影響；二是溫度對(duì)腐蝕的影響非常敏感，特別是50℃ 以后腐蝕速率急劇加快，在80℃ 左右時(shí)達(dá)到最高值，溫度超過90℃，腐蝕率迅速下降（見圖2、圖3）。張港油田系統(tǒng)運(yùn)行溫度在35℃ ～60℃ 之間，因此溫度對(duì)腐蝕的影響非常明顯。

1.2.2 p H 值

對(duì)于H2S水溶液的PH值在6時(shí)是一個(gè)臨界值，當(dāng)PH值小于6時(shí)鋼材的腐蝕速率高，腐蝕液成黑色且渾濁；而Cl－和CO2的存在又可加劇H2S的腐蝕。當(dāng)PH值小于7.0時(shí)，腐蝕速率明顯加快；p H值大于7.0時(shí)，腐蝕速率明顯減小并趨于穩(wěn)定（見圖4）。張港、代河污水PH值在6.8～7.0之間，因此PH值對(duì)腐蝕的影響較小。

圖4 張港油田采出污水PH值對(duì)腐蝕的影響

1.2.3 二氧化碳

研究發(fā)現(xiàn)張港油田采出污水隨著CO2含量的增加腐蝕速率直線上升（見圖5）。

圖5 張港油田采出污水CO2含量對(duì)腐蝕的影響

2 張港油田防腐對(duì)策研究

2.1 原油集輸與處理系統(tǒng)

從上文分析來(lái)看，張港油田采出污水腐蝕的主要原因是H2S和硫酸鹽還原菌（SRB）。針對(duì)H2S和SRB，參考目前國(guó)內(nèi)防腐蝕技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用情況，綜合考慮，地面集輸系統(tǒng)采用投加防腐、殺菌藥劑，并結(jié)合特殊管材進(jìn)行防腐。

2.1.1 殺菌劑評(píng)價(jià)

緩蝕劑評(píng)價(jià)依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY／T 5890，通過測(cè)試加殺菌劑前后水樣中細(xì)菌的含量，來(lái)計(jì)算殺菌劑的殺菌率。代河站及張港站采用 HC－407殺菌劑和KD－S06殺菌劑均有較好的殺菌效果（見表3）。綜合考慮殺菌效果和藥劑通用性，采取在張港和代河站投加HC－407的方案。

表3 張港站殺菌劑評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

2.1.2 緩蝕劑評(píng)價(jià)

緩蝕劑評(píng)價(jià)依據(jù)的是行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY／T 5273油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法－－靜態(tài)掛片法。經(jīng)多次篩選，代河采用KD－H03緩蝕劑，張港站采用SB9806緩蝕劑可獲得較好防腐效果（見表4）。

表4 張港站緩蝕劑評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

2.1.3 藥劑投加方案

張港站每日在加藥點(diǎn)投加殺菌劑 HC 407，100 mg／L，緩蝕劑SB 9806，50 mg／L（見圖6）。

圖6 張港站藥劑投加工藝流程

2.2 注水系統(tǒng)

注水系統(tǒng)腐蝕率超標(biāo)的主要原因是細(xì)菌對(duì)藥劑產(chǎn)生抗藥性，根據(jù)藥劑評(píng)價(jià)結(jié)果，將殺菌劑由SS313＋1427調(diào)整為 HC407，投加濃度100 mg／L。實(shí)施后，張港站污水SRB含量和平均腐蝕率有明顯下降，SRB含量由250個(gè)／ml下降到4.5個(gè)／ml，輸油泵出口腐蝕率由0.1467 mm／a下降到0.045 mm／a。注水系統(tǒng)水質(zhì)達(dá)標(biāo)率大幅提高，F(xiàn)B、TGB兩項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到要求，平均腐蝕率由0.193 2 mm／a下降到0.052 mm／a。

3 結(jié)論和建議

1）張港油田腐蝕的主要原因是硫化氫腐蝕，硫化氫主要產(chǎn)生于硫酸鹽還原菌還原污水中硫酸根離子；系統(tǒng)溫度的升高、PH值的降低加劇系統(tǒng)的腐蝕。

2）投加防腐藥劑是解決張港腐蝕的有效方法，通過評(píng)價(jià)選用的殺菌劑和緩蝕劑，可達(dá)到系統(tǒng)防腐和節(jié)約成本的目的。

3）在地面集輸管線設(shè)施更新改造時(shí)可以考慮采用防腐的復(fù)合管材。

［1］羅英俊，萬(wàn)仁溥.采油技術(shù)手冊(cè)（第三版）（下冊(cè)）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2012：1334.

［2］李建海，李中和.油田污水處理水質(zhì)影響因素與改善措施［J］.油氣田環(huán)境保護(hù)，2012（05）：55－59.