油田注水管道的腐蚀致因和“反腐”策略研究
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摘 要：该文分析了当前我国大部分油田注水管道腐蚀的致因，并给出了“反腐”策略，希望该文的分析能为油田注水管道的“反腐”提供一定的理论借鉴和实践参考。
关键词：油田注水管道 腐蚀致因 反腐
中图分类号：TE98；TG172.5 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）01（c）-0085-01
当前，我国多数油田的主要开发方式都是采用注水开发，而注水管道一旦被腐蚀，腐蚀物会随井筒进入地层，造成油管断裂对地层造成再次伤害，降低地层渗透率和注水管道的承受能力，加大腐蚀监测和维修费用，进而影响管道的寿命和可靠性，最终影响注水开发的效果。因此，对油田注水管道的腐蚀致因和防腐反腐的策略进行研究，对于油田资源可持续开发具有重要意义，该文将就这一问题进行分析和探讨。
1 油田注水管道腐蚀致因分析
总体来说，造成油田注水管道腐蚀的致因主要以下几点。
1.1 化学pH值
通常，当油田酸性环境pH值小于4，注水管道碳钢表面氧化物覆盖膜会直接接触酸性介质，进而完全溶化分解其表面氧化物覆盖面，大大增加腐蚀速度。因此，提高pH值能在一定程度缓解酸腐。注水管道pH理论最佳值是7，当注水管道pH值达10～13碱性范围，碳钢表面FeO3会成钝化保护膜，大大降低腐蚀速率，但过高的pH值会溶解注水管道碳钢表面为可溶性的铁酸钠（NaFeOZ），大大提高腐蚀速率。
1.2 溶解氧
溶解氧腐蚀主要作用过程是油田注水生产过程中携带大量处于溶解状态的氧气对注水管道的腐蚀，腐蚀程度取决于压力、温度和水里CO2、H2S等含量，尽管这种氧气浓度会很小，通常低于l mg/L，但会对注水管道产生严重局部腐蚀，是平均腐蚀速率的2～4倍，以产生垢物和腐蚀产物下氧浓差腐蚀的形态最常见，具有很强的腐蚀性。
1.3 CO2
油田污水中通常会有地质化学过程中产生的CO2溶解其内，进而生成碳酸，严重腐蚀深埋于地层水环境中的油田注水管道，CO2溶解度与压力值成正比，而与温度值成反比。腐蚀过程主要是氢去极化，其反应公式CO2+HO2H++HCO-3，此式表明，水在CO2作用下呈弱酸环境，继续电离的弱酸会补充被消耗的H+，破坏注水管道的碳钢表面保护膜，且CO2腐蚀的产物都易溶，使注水管道碳钢表面难以形成保护膜。
1.4 H2S（硫化氢）
油田污水中的硫酸盐还原菌会分解硫酸根离子而产生H2S，干燥下的H2S不会对注水管道碳钢表面产生腐蚀破坏，但溶于水的H2S在电离作用下会释放具有极强去极化剂的氢离子，阴极处会夺取电子加速阳极的铁溶解反应，对碳钢表面形成全面腐蚀，同时，此过程还会产生渗透于钢铁内部的氢，使金属在极低的拉应力下就破裂，有极强的腐蚀性。
1.5 溶解盐
油田采出水里大都会含有大量水溶性溶解盐如氯化物、硫酸盐、重碳酸盐等。这些溶解盐会提高采出水矿化度，增加水导电性，使较远的阴阳离子也会在金属表面发生作用并阻碍形成致密附着物，进而增加水对金属的腐蚀，同时变差的碳钢表面保护膜质量也会增加腐蚀速率。通常，油田污水中的CL-、SO42-溶解盐具有较强的腐蚀性，特别是极性较强、半径较小且穿透力极强的CL-离子会在碳钢表面保护膜缺陷或结构地方被吸附，严重腐蚀破坏金属应力，形成破坏性极强的点蚀。
1.6 细菌
细菌也是造成油田注水管道的重要腐蚀致因，这种细菌如FB、TGB、SRB等通常会存在于油田采出水中，以SRB的腐蚀危害最大。据相关报道显示，美国70%的油田注水管道腐蚀致因是SRB。
1.7 温度
通常，温度的提高会使得化学反应速率增加，油田注水管道的腐蚀反应也一样，一般油田注水管道的温度范围从很低的几度地表温度到高达150 ℃的深层，因此，在水温较高的油田中，温度也是油田注水管道的主要腐蚀致因之一。
2 油田注水管道的“反腐”策略
当前，我国油田注水管道主要“反腐”策略除通常的加强沉降和过滤，以减少破坏油田储藏；加强管线的清洗和添加阻垢剂，阻止沉积膜形成；调整pH值，除氧和脱盐，减少H2S、CO2、氧含量对注水管道碳钢表面腐蚀；继续保持对TGB、FB和SRB的控制，如添加缓蚀剂和杀菌剂等外，本文认为还包括：
2.1 外“反腐”策略
2.1.1 涂层防护
一是可通过表面处理技术，采用物理或化学方法，如幼稚、衬里、包裹层和金属镀层等钝化系统表层，使其不易被腐蚀。二是可通过在管道外壁涂抹防腐材料，隔离管道和腐蚀物质获得“反腐”效果。这些防腐材料如“反腐”常用的环氧粉末涂料；由H87-1、H87-2、H87-3配套组成的H87环氧耐温涂料；采用最新的无毒固化涂层的8701环氧树脂涂料等。
2.1.2 及时更新管道，使用配套防腐注水井工具
一是要研制应用防腐性能强的油田注水管道如SK-54防腐油管、氮化油管、镍磷镀油管和普通涂料油管等以改善注水管道工作性能。二是要使用配套防腐注水井工具，如防砂管、注水阀和封隔器等。
2.2 内“反腐”策略
2.2.1 阴极保护
阴极保护是电化学处理技术的主要方式，其原理是发送适当的直流电流到金属管道，极化阴极金属管道，当处于一定水平的电位值能消除金属表面电化学不均匀性，以有效控制阴极被腐蚀溶解，从而最大限度保护注水管道碳钢表面。
2.2.2 氮化防护
一定温度下通过向管柱基体渗入0.015～0.06 mm氮化物耐蚀层形成氮化管。氮化管采用渗氮工艺使管道表面光洁，且氮化管硬度较高，耐腐蚀性能良好，会极大提高氮化后的耐腐蚀能力且管柱内外螺纹的密封和连接性能均能在不受影响情况下得到氮化处理。管柱表面硬度也会因氮化处理被提高，达HV1000左右，使作业中的管柱表面不易破坏。
2.2.3 管线除垢
（1）物理策略：采用由独特发泡工艺和优质进口聚氨酯原料制造而成的聚氨酯软体除垢器对一般管道进行除垢作业；或用带有高强度钢钉加强型软体除垢器对付垢质较硬的管道。其原理是利用压力下除垢器对管道内壁的刮削作用，解决管道结垢对回注水的二次污染问题。
（2）化学策略：利用油田注水管道水系统和作为母本载体的有机络合物组成的派迪除垢清洗液或油污清洗剂溶解各种污垢如油污、灰污等。其原理是通过化合物和Ca2+、Mg2+水垢等作用形成稳定化合物，将Ca2+、Mg2+的物质溶解，达到除垢目的。
注：硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌（FB）、腐生菌（TGB）。
参考文献
[1] 李晓刚，郭兴蓬，何业东.材料腐蚀与防护[M].长沙：中南大学出版社，2009.
[2] 陈星，郑云萍，李蕾，等.油气管道的腐蚀与防护技术研究[J].管道技术与设备，2010（2）：49-51.