譚先紅，徐文江，姜維東

（1.中海油研究總院，北京100027；2.中國海洋石油有限公司開發(fā)生產(chǎn)部，北京100010）

注入水腐蝕評價在油田開發(fā)水源選擇中的應用

譚先紅1，徐文江2，姜維東2

（1.中海油研究總院，北京100027；2.中國海洋石油有限公司開發(fā)生產(chǎn)部，北京100010）

地層水與海水是海上注水開發(fā)油田的兩類重要注入水水源。以A油田為例，結合區(qū)域內的地層水和海水特點，建立了海上油田注入水水源的選擇方法和依據(jù)，并分析評價了不同水源對注水系統(tǒng)的腐蝕影響。研究結果表明，A油田如采用地層水為注入水源，存在硫化氫腐蝕風險，在滿足細菌達標、溶解氣達到行業(yè)標準的基礎上，注水系統(tǒng)平均腐蝕速率低于行業(yè)標準，能夠滿足長期注水壽命要求；A油田如采用海水為注入水水源，存在鹽和氧腐蝕問題，在滿足細菌達標、溶解氣達到行業(yè)標準的基礎上，平均腐蝕速率仍高于行業(yè)標準。推薦該區(qū)域注入水水源采用地層水，并提出該水源條件下注水系統(tǒng)的腐蝕防護措施。

海上油田；注水開發(fā)；腐蝕；水源選擇

注水是油井長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的一項重要技術措施，其中注入水水質是決定注水開發(fā)效果的關鍵因素〔1-3〕。一般情況下，海上油田開發(fā)初期的注水水源為地層水和海水，但隨著開發(fā)時間的延長和油田產(chǎn)出水的增加，脫油污水也可作為重要的注入水水源。渤海海域大部分油田天然能量不足，需注水補充能量進行開發(fā)，可供選擇的注入水水源包括地層水和附近海域的海水。如采用地層水作水源，需要投資鉆水源井進行采水；海水豐富且取水成本較低，用海水作為水源也是值得研究論證的方案。因此，選擇合適的水源，降低系統(tǒng)的腐蝕風險，對于渤海海域注水油田的開發(fā)具有借鑒意義。

1 注入水水源選擇綜合評價方法

基于油田注水的基本條件、注入水源特征和注水能力，從配伍性評價和腐蝕性評價2個方面建立油田注入水源選擇的綜合評價方法，并依據(jù)選擇結果對注水設備和水處理系統(tǒng)提出要求，評價方法見圖1。

圖1 注入水水源選擇綜合評價方法

前期筆者已對備選水源與油田儲層、流體的配伍性進行了相關研究工作，依據(jù)綜合評價方法要求，需進行腐蝕評價，內容包括：（1）考察2種水源對注水系統(tǒng)的腐蝕影響；（2）考慮腐蝕防護中所需技術措施。以期為后續(xù)油田開發(fā)設計注水水質方案及完善系統(tǒng)防腐措施提供支持與借鑒。

2 注入水腐蝕評價

渤海油田地層水主要來源于館陶組，礦化度為15 000~18 000 mg/L，屬于CaCl2水型，注水流程密閉，水中所含腐蝕性溶解氣很低。而附近水域海水礦化度在27 000~33 000 mg/L，為MgCl2水型，腐蝕性氣體CO2、O2、H2S含量較低，海水腐蝕主要來自氯離子。依據(jù)腐蝕性評價方法〔4-6〕，從含鹽量、溶解氧、硫化氫和二氧化碳、細菌等方面開展單因素評價，并進行密閉試驗評價。

2.1 含鹽量

一般來講，Cl-對縫隙腐蝕具有催化作用。腐蝕開始時，鐵在陽極失去電子；隨著反應的不斷進行，鐵不斷失去電子，縫隙內大量聚積Fe2+，縫隙外的氧不易進入，遷移性強的Cl-即進入縫隙內與Fe2+形成高濃度、高導電的FeCl2，F(xiàn)eCl2水解產(chǎn)生H+，使縫隙內pH下降到3～4，從而加劇腐蝕。

采用標準NaCl鹽水在不同質量濃度下進行金屬掛片腐蝕實驗，實驗掛片為GB/T 18175—2000推薦使用的Q235A（A3）鋼片（75 mm×13 mm×1.5 mm）。為排除其他因素的影響，實驗采用亞硫酸鈉除氧，溫度控制在85℃，結果如圖2所示。A油田地層水氯離子均值為1 117 mg/L，油田附近海域的海水氯離子均值為16 900 mg/L。

結果表明，地層水作為注入水源時，注入水氯離子在1 117 mg/L左右，其腐蝕速率為0.011 mm/a，注入水基本不會引起系統(tǒng)腐蝕；而海水作為注入水源，注入水氯離子在17000mg/L左右，腐蝕速率為0.135 4 mm/a，A油田如采用海水作為水源，注入水會引起系統(tǒng)腐蝕。

圖2 氯離子質量濃度對系統(tǒng)腐蝕的影響

2.2 溶解氧

溶解氧本身不會對系統(tǒng)造成嚴重的腐蝕傷害，但當混合注入水中還含有大量H2S、CO2和Cl-時，將使氧的腐蝕進一步加劇。通常情況下采出水中不含氧，但水采出地面后會與空氣接觸而含氧。水中溶解氧是造成油田污水處理系統(tǒng)設備及管線腐蝕的最主要原因之一，溶解氧先將Fe氧化成Fe2+，F(xiàn)e2+在水中生成Fe（OH）2，進一步氧化為Fe（OH）3沉淀。地層水pH為7.0～8.5，在該pH范圍內Fe（OH）3沉淀呈凝膠狀，堵塞地層的危險性很大。

當?shù)V化度很高時，即使少量的溶解氧也會帶來很大的腐蝕。高礦化度（100 000 mg/L以上）海水中溶解氧與腐蝕速率的關系如圖3所示?？梢钥闯?，溶解氧為0.05 mg/L時腐蝕速率已達0.15 mm/a。

因此，需嚴格控制注入水中的O2。由于地層水檢測不到含氧，且采出后進入水處理流程為密閉流程，沒有加氧機會，因此不存在溶解氧引起的腐蝕；如果采用海水（實測海水中含氧0.05 mg/L），溶解氧給系統(tǒng)帶來的腐蝕速率約為0.15 mm/a，較為嚴重。

圖3 高礦化度下溶解氧對系統(tǒng)腐蝕的影響

2.3 硫化氫和二氧化碳

硫化氫給系統(tǒng)帶來的腐蝕十分嚴重，其腐蝕產(chǎn)物硫化鐵還會造成地層堵塞。研究表明，一般硫化氫含量低時形成保護膜式的FeS沉淀，含量高時將向鋼鐵內部滲透形成氫脆，引起鋼鐵晶格變異性破壞。但注入水在流動狀態(tài)時FeS不容易沉積下來形成保護膜，而是被流水帶走，硫化氫腐蝕將進一步加劇。二氧化碳的腐蝕機理主要是重碳酸分解使水中氫離子增加而產(chǎn)生氫的去極化作用。二氧化碳在水中與碳酸根、重碳酸根按一定比例共存，如表1所示。

表1 二氧化碳在水中與碳酸根、重碳酸根共存比例

在pH恒定的水中，其三者存在比例是固定的也是穩(wěn)定的。大約以pH=8.5為限，pH＞8.5時二氧化碳很少存在，pH＜8.5的水中碳酸根為零。故單獨二氧化碳對鋼鐵的腐蝕并不嚴重，腐蝕量甚小，當與其他腐蝕性氣體如氧氣、H2S共存時，將進一步加劇腐蝕作用。

A油田地層水pH為7，含有一定量的溶解硫化氫（0.05 mg/L），同時在溶解天然氣中檢測出一定量的硫化氫，質量濃度為4～15 mg/L，表明在A油田地層水中存在硫化氫對管線的腐蝕。海水中未檢測到硫化氫，因此不存在硫化氫對注水系統(tǒng)的腐蝕。

2.4 細菌

注入水中含有的細菌（SRB、腐生菌、鐵細菌）在注水系統(tǒng)和油層中繁殖將引起儲層孔隙的堵塞。除菌體本身會造成地層堵塞外，細菌代謝作用生成的硫化亞鐵及氫氧化鐵沉淀也會堵塞地層。同時，細菌存在增加了固懸物含量和粒徑中值，水中微生物的生長和繁殖會加劇結晶和沉降作用，含機械雜質和懸浮油的油田污水進入回注系統(tǒng)，給細菌提供了良好的營養(yǎng)源，加速了細菌繁殖。

由A油田地層水和油田所在海域海水的常規(guī)水質分析結果可知，油田注入水中細菌含量低，地層水中的鐵細菌、腐生菌、SRB含量均為0。總的來講，A油田地層水和油田所在海域海水作為注入水時，細菌不會對注水系統(tǒng)造成傷害，但地面注水管道中由于后續(xù)脫油污水的摻入，存在風險。

2.5 注入水腐蝕綜合評價

在注水系統(tǒng)腐蝕單因素分析基礎上，在油田實際注入水和水溫條件下，進行密閉試驗評價，給出注入水的綜合腐蝕率。試驗掛片采用SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》推薦使用的標準A3鋼片，尺寸為75 mm×13 mm× 1.5 mm。

（1）地層水水源。試驗條件：溫度85℃、壓力2.6 MPa、轉速600 r/min、時間72 h，結果見表2。

表2 地層水腐蝕綜合評價試驗結果

結果表明，地層水為注入水的無氧平均腐蝕速率為0.056 7 mm/a，有氧平均腐蝕速率為0.135 4 mm/a。無氧腐蝕達到了行業(yè)標準的要求，而有氧時的腐蝕速率不能滿足要求，因此注水系統(tǒng)應考慮投加少量緩蝕劑及控制氧含量，防止腐蝕及其堵塞產(chǎn)物可能帶來的注水井堵塞問題。在滿足細菌達標、溶解氣達到行業(yè)標準的基礎上，采用地層水為注入水源，A油田注水系統(tǒng)的平均腐蝕速率低于行業(yè)標準要求，能夠滿足長期注水要求。

（2）海水水源。試驗條件：溫度85℃、壓力2.5 MPa、轉速250 r/min、時間72 h，結果見表3。

結果表明，海水為注入水的無氧平均腐蝕速率為0.177 5~0.248 4 mm/a。以海水為注入水源，注水系統(tǒng)的平均腐蝕速率高于行業(yè)標準要求，為了滿足長期注水要求，需做好腐蝕防護工作。

表3 海水腐蝕綜合評價試驗結果

3 水源選擇及腐蝕防護措施

3.1 水源選擇

表4對比了2種水源的腐蝕情況，考慮相應的防腐投入和技術實施風險，從腐蝕評價角度推薦地層水作為A油田的注入水水源。

表4 2種水源的腐蝕速率對比

3.2 腐蝕防護措施

通過注入水水源的評價，確定了地層水作為注入水源，考慮到地層水特點及對流程的腐蝕影響，應在開發(fā)方案設計和后期生產(chǎn)運營階段開展腐蝕防護措施。

3.2.1 設計階段

（1）考慮到地層水存在硫化氫腐蝕的風險，在開發(fā)方案設計中應優(yōu)先選用抗硫化氫材料，并考慮添加緩蝕劑，控制溶液酸堿度，外加陰極保護等防腐措施。對于緩蝕劑的性能應進行系統(tǒng)評價和優(yōu)選。（2）工藝上應優(yōu)選13Cr的防腐材料，考慮到溶解氧會加速腐蝕速度，應采取注入流程的閉環(huán)設計。（3）應考慮各種化學藥劑加裝口，如緩蝕劑、防腐劑和殺菌劑等，并設計相應注入設施。（4）定期檢測腐蝕掛片，對于特殊要求的防腐工藝設計，應考慮旁路式監(jiān)測和檢測裝置。

3.2.2 后期生產(chǎn)運營階段

（1）定期評估防腐效果，定期取樣測定鐵離子含量。（2）油田生產(chǎn)污水多使用曝氧殺菌方式去除硫酸鹽還原菌等厭氧細菌，導致生產(chǎn)污水中存在溶解氧，硫化氫的存在也將加速氧腐蝕速率，需考慮投加除氧劑等降低氧腐蝕風險。（3）地面注水管線和注水系統(tǒng)中由于后續(xù)生產(chǎn)污水的摻入，會產(chǎn)生細菌腐蝕風險，需要考慮投加防腐劑和殺菌劑。

4 結論與建議

（1）A油田以地層水為注入水水源，無氧平均腐蝕速率為0.011 mm/a，水源未檢測到氧，不會引起氧腐蝕；水源含有硫化氫，存在硫化氫腐蝕風險。

（2）A油田以海水為注入水水源，無氧平均腐蝕速率為0.135 4 mm/a，有氧平均腐蝕速率為0.15 mm/a，系統(tǒng)存在嚴重腐蝕風險；水源中未檢測出硫化氫，不會引起硫化氫腐蝕。

（3）注入水中的細菌不會對注水系統(tǒng)造成傷害，但考慮到后期脫油污水的摻入，地面注水管道中仍需加入防腐劑和殺菌劑，確保抑制細菌腐蝕和堵塞，防止腐蝕及堵塞產(chǎn)物可能帶來的注水井堵塞問題。

（4）對比2種水源的腐蝕情況，考慮相應的防腐投入和技術實施風險，從腐蝕評價角度推薦地層水作為A油田的注入水水源。

［1］繆旭光，周如祿.混凝沉淀工藝處理玻璃纖維生產(chǎn)廢水試驗研究［J］.環(huán)境污染與防治，1998（6）：8-10.

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［5］郭省學，潘勝友，杜春安，等．采油污水生化－絮凝－超濾處理技術研究［J］.石油與天然氣化工，2009，38（1）：78-80．

［6］曹懷山，譚云賢，羅楊，等．注水井腐蝕原因分析及防護對策［J］.石油與天然氣化工，2010，39（2）：151-154．

Application of injection water corrosion evaluation to the selection of water source in oilfield development

Tan Xianhong1，Xu Wenjiang2，Jiang Weidong2
（1.Research Center，CNOOC Ltd.，Beijing 100027，China；2.D&P Department，CNOOC Ltd.，Beijing 100010，China）

Formation water and sea water are two kinds of important water sources for the development of offshore fields.Taking Oilfield A as an example，combined with the characteristics of formation water and sea water within that region，the selection method and basis of injection water sources in the offshore field are established，and the corrosion influences of different water sources on the injection water system are analyzed and evaluated.The results show that if Oilfield A uses formation water as the source of injection water，there is a risk of corrosion caused by hydrogen sulfide.In terms of reaching the standards of bacteria and the industry standard of dissolved gas，the injection water system corrosion rate is lower than the requirements specified in industry standard，and can meet the requirements of long-term injection water life span.If Oilfield A uses sea water as the source of injection water，there are problems with salt and oxygen corrosion.On the basis of reaching the bacteria standard，and industry standard of dissolved gas，the comprehensive corrosion rate is still higher than that specified in the industry standard.It is recommended that the formation water should be used for injection water in that region.In addition，some corrosion protection measures for the injection water system are presented，under the water source conditions.

offshore oilfield；injection water development；corrosion；water source selection

TG17

A

1005-829X（2016）12-0097-04

譚先紅（1971—），高級工程師，主任，首席工程師。E-mail：tanxh@cnooc.com.cn。

2016-11-30（修改稿）