注水系统腐蚀原因和影响因素及采取措施.doc

1、注水系统腐蚀原因和影响因素及采取措施摘 要：该文调查了我所在的青海油田采油一厂注水系统腐蚀比较严重，注水系统的管线和设备腐蚀穿孔，造成环境污染，损坏设备，导致高压水注伤人或停产。增加了工人的劳动强度。注入水中有一定量的硫细菌、铁细菌 和硫酸盐还原菌是导致腐蚀的主要原因。对影响集输系统腐蚀的温度、矿化度、硫化氢、PH 值等因素进行了分析，为预防和缓解采取了措施。 关键词：注水系统 腐蚀 分析 影响因素 措施 在注入水过程中，腐蚀是一个伴随始终的严重问题。采油一厂跃进油田和尕斯油田注水是由联合站处理合格的污水，注水系统腐蚀主要包括一次沉降罐、缓冲罐等储罐腐蚀；污水处理设备腐蚀；注水管线腐蚀；注水井

2、油套管腐蚀；回水管线腐蚀；注水泵腐蚀等方面。 一、注水系统腐蚀特征 1.污水储罐腐蚀 污水储罐罐底多为大面积坑点腐蚀、点蚀。表面光滑、腐蚀产物少；罐壁腐蚀较轻，主要表现为均匀腐蚀。腐蚀产物多为黑色沉积物，表现为局部轻微的腐蚀。 2.注水管线腐蚀 注水管线腐蚀直管处基本是均匀腐蚀、局部点状腐蚀，腐蚀产物为黄褐色氧化铁和黑色硫化铁间互的沉积物；在弯管部分存在大量蜂窝状腐蚀面和腐蚀瘤，直径为 2-4cm，厚度为 1-3cm，表面呈黑褐色，内部为黑绿色并有少量糊状粘液，表现出细菌腐蚀的特征。 3.注水井油管腐蚀 注水井油管腐蚀极为严重，新油管使用寿命一般为一年左右，部分油井油管几个月就腐蚀穿孔，测算腐

3、蚀速率高达 6-12mm/a。其腐蚀特征有两个方面。 （1） 、腐蚀主要为局部点蚀穿孔，油管内外腐蚀同样严重，点蚀穿孔分段相对集中。 （2） 、油管丝扣腐蚀严重，全井段 80%的油管丝扣存在腐蚀现象，腐蚀主要是由于细菌腐蚀和应力作用；部分丝扣腐蚀表现出一定的方向性的槽状沟，主要是由于作业质量低，油管丝扣处泄露，加剧了腐蚀的程度。 二、注水系统腐蚀原因分析 1.从细菌检测的结果可知，尕斯联合站向尕斯和跃进的注水系统 存在大量的硫酸盐还原菌，该细菌是造成腐蚀的主要原因。 注水系统的含氧量很低，此时，管线的腐蚀应是很低微弱的，注入水中的含铁量有所增加，机杂上升，同时检测到井口水样硫酸盐还原菌的数量远

4、高于联合站内的水样，且 H2S 含量也远高于联合站内的水样，这表明注水管线中存在硫酸盐还原菌的腐蚀，其腐蚀机理如下： 阴极反应： 4Fe-4Fe2+8e ； 水的电离： 8H2O-8H+8OH- ；阴极反应： 8H+8e-8H ； 细菌阴极去极化反应：SO42-+8H-S2-+4H2O ；腐蚀产物： Fe2+S2-FeS ；3 Fe2+6OH-3 Fe（OH）2； 总反应式 4Fe+SO42-+4H2O-3Fe（OH）2+FeS+2OH-；这就是造成管线腐蚀的原因 2.硫细菌的存在也是产生腐蚀的重要原因之一。 由于硫细菌氧化元素硫、硫代硫酸盐、亚硫酸盐和若干连多硫酸盐产生了强酸，致使注入水的酸

5、度应增加，从而加急了管线的腐蚀。 3.铁细菌的存在也加剧了管线的腐蚀。二氧化碳高的含铁酸性水给铁细菌的生长创造了良好的生长条件。铁细菌是在与水接触中的结瘤中最常见的一种菌。一方面能附着在金属表面，另一方面具有氧化水中亚铁离子或由金属表面微电池溶解出来的亚铁成为氢氧化高铁的能力，使高铁化合物在铁细菌胶质鞘中沉积下来，这样形成了包含菌体和氢氧化高铁等组成的结瘤，使水流中的溶解氧很难扩散到瘤的金属表面。同时，由于瘤底部缺氧，还伴随着硫酸盐还原菌的腐蚀，使腐蚀加剧。 4.联合站外注水管线中溶有大量的侵蚀性气体 CO2，当水中有游离的存在时，水呈酸性反应，即： CO2+H2O H+HCO3- 水中氢离子

6、量的增多，就会产生氢的去极化腐蚀。由游离二氧化碳腐蚀而生成的腐蚀产物都是易溶的，在金属表面不会形成保护膜，将加剧管线的腐蚀。 三、跃进和尕斯油田水腐蚀因素 尕斯和跃进油田注入水具有成垢阳离子含量高、氯离子含量高、矿化度高、PH 值低（呈弱酸性） ，同时含有腐蚀性的硫化氢、二氧化碳和细菌的特征。表明注入水具有较强的腐蚀趋势。 1.矿化度对腐蚀速率的影响 取原始矿化度为 127455mg/L 的注入水，稀释成不同矿化度的溶液，加热除去硫化氢、二氧化碳腐蚀性气体和溶解氧，考察不同矿化度对腐蚀速率的影响，实验结果见表 1。 表 注入水矿化度对腐蚀速率的影响（60 ） 以上实验表明，随着矿化度升高，注入

7、水腐蚀速率增大，这主要是由于矿化度增加致使注入水导电性增大，电化学腐蚀加剧。同时由于氯离子具有较高的极性和穿透性，其含量增加加剧了局部腐蚀，使腐蚀速率加快。 2.温度对腐蚀速率的影响 取相同的注入水在不同实验温度下考察腐蚀速率的变化，实验结果见表 2。 表 2 注入水温度对腐蚀速率的影响 以上实验表明，腐蚀速率随温度变化十分明显，60的腐蚀速率是40的近 2 倍，90的腐蚀速率是 40的 4 倍，因此高矿化度的注入水在较高的运行温度下腐蚀性很强。 3.PH 值对腐蚀速率的影响 由于酸碱性是影响注入水腐蚀的重要因素，因而，找出注入水合适的 PH 值是十分重要的。水质在酸性范围内，腐蚀速率均较高，

8、同时， PH 在大于 8 后，腐蚀率也较高，因此，无论是联合站内水样还是井口水样都存在一最佳的 PH 值，即 PH 在 7-8 的范围内注入水中的腐蚀率最低。因此，注入水的最佳 PH 值范围定为 7-8。 4.硫化氢对腐蚀速率的影响 取注入水在隔氧条件下，加入硫化钠溶液，调节含硫量，硫化氢浓度升高，注入水腐蚀速率增大。 四、注水系统防腐蚀措施 目前我油田注水系统主要采取的防腐蚀有：（1）化学防腐：联合站在处理水过程中使用缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等化学药品。 （2）阴极保护：阴极保护技术是用一种电位比所要保护的金属还要负的金属或合金与被保护的金属电性连接在一起，依靠电位比较负的金属不断地腐蚀溶解所

9、产生的电流来保护其它金属。 （3）采用玻璃钢管材。 （4）镀层保护：是一种经济合理的防腐措施，现在已被油田广泛应用。钢铁镀层保护就是利用电镀、喷渡、热镀、渗镀等技术。将耐腐蚀的金属镀敷到钢铁表面形成的，镀层有阳极性和阴极性两种。 （5）新型环氧改性聚氨酯重防腐涂料：该涂料的漆基是由液体环氧树脂与甲苯二异氰酸酯（TDI）反应生成的含有一定量羟基的共聚物，与研制的固化剂匹配，完全满足室温固化的技术要求，既保持了环氧类涂料耐酸碱附着加强的性能，又具有聚氨酯类涂料耐油类、耐化学介质、涂膜强度和耐磨性能好的优点。在我油田使用寿命均达到 5 年以上。 五、结束语 针对注系统腐蚀的分析结果和腐蚀因素的实际情况，采用最经济、最简单的防腐技术。既保证了人员的安全和设备的安全，又减轻了工人的劳动强度。 参考文献 1青海油田采油一厂. 油砂山油田管线腐蚀防治技术研究及应用.内部资料，2000，12. 2郝胜勇、郑逢仁等。重防腐蚀环氧粉末涂料的研究与应用。材料保护。2003、36（8）：58-59 3杨德、郝智平，新型环氧氨酯重防腐涂料的研制和应用。现代涂料与涂装。2002。 （1）：11-12 作者简介：周建新，男，生于 1978 年，大学本科学历，油气储运专业，集输技师。青海油田公司采油一厂工作。