海洋油田緩蝕劑篩選及現(xiàn)場評價

段 凡

（大慶南垣股份有限公司油氣處理廠，黑龍江大慶 163517）

海洋油田緩蝕劑篩選及現(xiàn)場評價

段 凡

（大慶南垣股份有限公司油氣處理廠，黑龍江大慶 163517）

海洋某油田注水管線發(fā)生較為嚴(yán)重的腐蝕，本文針對油田的現(xiàn)場環(huán)境，分析了油田的注水性質(zhì)，篩選出一種效果優(yōu)良的緩蝕劑配方HS-1，并通過LPR儀器探究其現(xiàn)場應(yīng)用效果?，F(xiàn)場試驗表明：在20 mg/L加注濃度條件下，緩蝕劑HS-1可將腐蝕速率控制在0.030 7 mm/a左右，具有較好的緩釋效果。

緩蝕劑；海洋油田；現(xiàn)場評價

油氣田生產(chǎn)過程中，水源井伴生氣中CO2、H2S等腐蝕因素的存在，對油氣井設(shè)備、油管、注水管線造成很大的腐蝕[1]。渤海某油田投產(chǎn)以來，在原油生產(chǎn)方面取得了一系列成就，但隨著注水組成和性質(zhì)的變化[2]，管線出現(xiàn)一定程度的腐蝕，已影響正常的油田生產(chǎn)，添加緩蝕劑是解決油氣田腐蝕問題最經(jīng)濟(jì)、有效的方法[3，4]。一般來講，加入微量或少量的緩蝕劑就可顯著降低金屬材料腐蝕速率，同時還可保持金屬材料本身的機(jī)械性能不變。本文對現(xiàn)場水樣進(jìn)行分析，參考中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5273-2000《油田采出水緩蝕劑性能評價方法》，通過旋轉(zhuǎn)掛片法對緩蝕劑進(jìn)行室內(nèi)評價，篩選出了效果較好的緩蝕劑HS-1，并采用線性極化電阻法（LPR），對緩蝕劑HS-1的現(xiàn)場使用效果進(jìn)行驗證。

1 藥劑室內(nèi)評價

室內(nèi)試驗對注水水質(zhì)和注水工況進(jìn)行分析，確定試驗緩蝕劑的類型和評價條件。

1.1 注水水質(zhì)分析

對現(xiàn)場注水水質(zhì)進(jìn)行分析，水質(zhì)情況（見表1）。根據(jù)對注水水質(zhì)中離子含量、礦化度及pH值等數(shù)據(jù)分析可知：此油田注水樣的pH值大于7，呈弱堿性，管線中發(fā)生的腐蝕類型主要為吸氧腐蝕[5]，此類腐蝕的速度主要取決于溶解氧向電極表面的傳遞速度和氧在電極表面的放電速度；Cl-的濃度較高，增大了注水電導(dǎo)率，加快腐蝕反應(yīng)，根據(jù)lador指數(shù)法[6]計算注水水樣的LI指數(shù)大于0.5，說明Cl-對腐蝕有較大影響。篩選緩蝕劑時需綜合考慮這兩方面影響。

表1 試驗期間注水水質(zhì)

表3 緩蝕劑室內(nèi)評選

圖1 LPR腐蝕速率測定流程圖

1.2 現(xiàn)場試驗測試注水工況

現(xiàn)場試驗期間，注水工況（見表2）。從表2中得知，注水水溫為64℃，有研究表明，64℃可發(fā)生嚴(yán)重腐蝕[7]。因此在評價藥劑時要關(guān)注藥劑在高溫下應(yīng)用效果。

1.3 現(xiàn)場工況下室內(nèi)試驗

根據(jù)現(xiàn)場水質(zhì)條件和工作環(huán)境，在90℃，20 mg/L試驗條件下測試緩蝕劑現(xiàn)場應(yīng)用效果（見表3）。由室內(nèi)評選試驗可知，加注緩蝕劑HS-1、HS-2、HS-4、HS-5時，均可將掛片的腐蝕速率控制在0.076 mm/a以下，其中，HS-1的緩釋效果更好。因此，推薦HS-1開展現(xiàn)場試驗。

2 緩蝕劑現(xiàn)場試驗

試驗開始時，儀器平衡12 h后，讀取注水緩沖罐水相出口的腐蝕速率，作為試驗前的空白值，加注緩蝕劑HS-1，儀器穩(wěn)定后，讀取試驗數(shù)據(jù)，并根據(jù)美標(biāo)與國標(biāo)換算值得出不同時刻的腐蝕速率。

2.1 試驗儀器及工作原理

根據(jù)《ASTM G59-97》[8]，現(xiàn)場采用 ROHRACK COSASCO公司生產(chǎn)的MateⅡ腐蝕速率測定儀監(jiān)測腐蝕速率。腐蝕速率測定流程示意圖（見圖1）。

2.2 相同加注濃度試驗

在20 mg/L加注濃度下，待儀器穩(wěn)定后測試空白數(shù)據(jù)和加注緩蝕劑HS-1條件下腐蝕速率（見表4、圖2）。

表4 20 mg/L緩蝕劑現(xiàn)場試驗

圖2 相同加量下試驗緩蝕劑與空白效果對比圖

表5 不同加注濃度下腐蝕速率

由圖2可知，在未加注注水緩蝕劑的條件下，管線的腐蝕速率均值為0.237 5 mm/a，而在注水加注緩蝕劑后，腐蝕速率則將為0.030 7 mm/a，遠(yuǎn)低于國家注水水質(zhì)均勻腐蝕平均腐蝕速率0.076 mm/a[9]，試驗緩蝕劑具有很好的緩釋速率。

2.3 濃度梯度試驗

測試了試驗緩蝕劑HS-1在不同加注濃度條件時的腐蝕速率，驗證緩蝕劑HS-1的最佳加注濃度。試驗結(jié)果（見表 5）。

由表5可知，腐蝕速率隨著加注濃度的降低而升高。當(dāng)加注濃度由25 mg/L降低至20 mg/L時,緩釋速率變化不大，而當(dāng)加注濃度由20 mg/L降低至15 mg/L時，緩釋速率降低較明顯，于是推薦20 mg/L為試驗加注濃度。

3 試驗結(jié)論

（1）注水管線受溫度、礦化度影響，空白腐蝕高達(dá)0.237 5 mm/a，遠(yuǎn)高于油田腐蝕速率標(biāo)準(zhǔn)，試驗緩蝕劑可以顯著降低管線的腐蝕速率。

（2）室內(nèi)試驗表明，20 mg/L加注條件下，緩蝕劑HS-1可以顯著降低腐蝕速率，有效緩釋率維持在85%以上。

（3）現(xiàn)場濃度梯度試驗表明，20 mg/L加注濃度下，緩蝕劑HS-1可將腐蝕速率控制在0.030 7 mm/a左右。增加加注濃度，腐蝕速率下降不明顯；而濃度降低時，腐蝕速率降低較大。結(jié)合經(jīng)濟(jì)效益分析，推薦加注濃度為20 mg/L。

［1］ 劉秀晨，安成強(qiáng).金屬腐蝕學(xué)［M］.北京∶國防工業(yè)出版社，2002：138-139.

［2］ 呂群.金屬腐蝕機(jī)理與腐蝕形態(tài)［J］.九江師專學(xué)報，1997，15（5）：71-75.

［3］ 舒作靜，劉志德，谷壇.氣液兩相緩蝕劑在油氣田開發(fā)中的應(yīng)用［J］.石油與天然氣化工，2001，30（4）：200-201.

［4］ 朱苓.緩蝕劑緩蝕作用的研究方法［J］.腐蝕與防護(hù)，1999，20（7）：300-302.

［5］ 呂德東，孫艷紅，尹春峰，等.勝利油田典型區(qū)塊埋地混輸管道腐蝕結(jié)垢原因分析與防護(hù)措施［J］.石油工程建設(shè)，2009，35（4）：52-54.

［6］ 楊群英.電化學(xué)方法評價緩蝕劑性能的可行性研究［D］.西安：西安石油大學(xué)（應(yīng)用化學(xué)），2010.

［7］ 彭德遲，余良旺.水泵葉輪腐蝕因素分析與防腐對策［J］.給水排水，2007，33（6）：98.

［8］ ASTM G59-97.Standard Practice for Conducting Potentiodynamic Polarization Resistance Measurements［S］.ASTM.

［9］ 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5329-1994.碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法［S］.中國石油天然氣總公司.

Screening and field evaluation of inhibitors for offshore oilfield

DUAN Fan
（Short for Handle Factory Nanyuan Limited Company，Daqing Heilongjiang 163517，China）

Severe corrosion occurred in the water injection pipeline of offshore oilfield.This paper analyzes the environment of oilfield and water injection properties,screened an excellent corrosion inhibitor formula HS-1.And through the LPR instrument to explore its application effect.Field tests show that under the condition of 20 mg/L concentration of HS-1，the corrosion rate can be controlled at 0.030 7 mm/a and has a good slow-release effect.

corrosion inhibitor；offshore oilfield；field application

TE39

A

1673-5285（2017）07-0133-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.031

2017－06-19