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【摘要】本文介紹了注水系统管道腐蚀结垢的影响因素，得出了结垢因素有水质、温度、压力等，腐蚀因素有溶解氧、CO2、微生物等。根据管道腐蚀结垢特点筛选出了IMC - 97缓蚀剂、F21阻垢剂、杀菌剂。针对注水系统管道外腐蚀现象提出了对管道阴极保护的措施。
【关键词】结垢 腐蚀 阴极保护器
自进入高含水开发阶段以来，随着注水水质的不断恶化，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的顽症。因此有必要了解水质条件，分析结垢并提出切实有效的防护措施。
1 注水系统管道结垢原因
某厂注水水源有两种，一是地下水，也称清水；另一种是经过净化的油田采出水，即回注污水。我们在几个采油区的注水系统中有选择性地采集了水样，并在正在使用的钢管内壁选取垢样。垢样分析结果表明，两种水混注时产生的垢的主要成分是碳酸盐，而单注清水或污水时生成的垢主要为铁化合物。
1.1 注水水质的影响
1.1.1 注水管线中碳酸盐结垢分析
采用Stiff和Davis的饱和指数法计算注水的结垢因子SI，得出所有水样的SI值均大于0，即所有水样都有碳酸钙结垢倾向。1.1.2 注水管线中铁化合物结垢分析
该厂注水体系中存在大量的碳酸氢根离子，这样的水进入管线后，必然形成FeCO3垢沉积在金属表面。同时FeCO3溶解度随温度升高而降低，这正是我们在注水管线中检测到FeCO3垢的原因。
1.2 其它影响因素1.2.1 温度的影响
该厂注水水温分别为7℃（清水）和40℃（回注污水），清水的水温较低，CaCO3的溶解性好，结垢倾向小。而回注污水水温较高，CaCO3的溶解性差，结垢倾向也大。
1.2.2 压力的影响
压力升高可使CaCO3在水中的溶解度增加，不易结垢。
1.3 清水污水混注时结垢原因分析
采用清水和污水混注技术，实践中发现混注时CaCO3结垢明显加重。采用Stiff和Davis的饱和指数法，得出任何比例的混合水的碳酸钙结垢倾向均大于单一的清水和污水。这正是混注时更易结垢的原因。
2 注水系统管道腐蚀原因
（1）溶解氧引起的腐蚀：O2会产生很强的腐蚀性，在套管的局部生成4Fe（OH） 3，产生很深的腐蚀坑，长期作用，套管即被腐蚀穿孔。
（2）CO2的腐蚀作用：当水中的CO2越多，形成的H2CO3就越多，H2CO3电离后生成极化剂H+越多，地下水对油水井套管的氢去极化腐蚀就越强。
（3）微生物腐蚀作用：光谱分析发现，套管的腐蚀产物中含有部分FeS，Fe（OH）2，说明硫酸盐还原菌对套管有一定的腐蚀作用。
3 注水系统结垢腐蚀防护措施
3.1 注水系统管道内侧腐蚀结垢防护措施3.1.1 缓蚀阻垢剂评选
为了找出能普遍适用于该厂各区块的缓蚀剂，挑选了七种缓蚀剂进行初选，浓度均为100mg/ L。通过试验结果得出，IMC - 97在浓度为20 mg/ L～50 mg/ L 时，缓蚀率的变化不大，但均大于60 %，为此选用IMC -97 进入现场试验。
3.1.2 阻垢剂的评选
（1）对硫酸钙垢的阻垢率，实验结果表明F21、F02等两种阻垢剂防硫酸钙垢的能力均较强。
（2）对硫酸钡垢的阻垢率，试验表明，F21 有较好的防硫酸钡垢效果。
（3）对硫酸钙和碳酸钙混合垢的阻垢率，F21 对硫酸钙和碳酸钙混合垢有较好的阻垢能力，并且适用于防多种垢，我们把F21带入现场。
3.1.3 缓蚀剂与阻垢剂的配伍性评价
通过试验得出，阻垢剂F21和F02与缓蚀剂混合后，药剂之间的溶解性很好，由此确定缓蚀阻垢剂配方为：F21+IMC-97。
3.1.4 杀菌剂的评选
所选的杀菌剂与上述所选的缓蚀剂和阻垢剂配伍性好，互不影响各自的性能。CYD1021B的最低有效杀菌浓度为70mg/ L 。因此优先选用CYD1021B杀菌剂。
3.2 现场实施效果的分析
我们在该厂进行了现场投加缓蚀剂试验，试验前该系统现场挂片腐蚀速率为1.0mm/a以上，试片表面结垢严重，附着生长一层坚硬的黑色垢质，酸洗后试片坑蚀严重。而投加缓蚀剂IMC-97后，现场腐蚀速率仅为0.0163mm/a，缓蚀速率高达88.4%，试片光滑，使得注水系统腐蚀结垢问题得到了彻底解决。再投加缓蚀剂6个月时，对现场观察管进行了取样观察分析，投加缓蚀剂前，管线结垢严重，厚度在1.5cm左右，而投加缓蚀剂后，管线内壁光滑，无明显结垢。
3.3 大庆注水系统管道外侧腐蚀防护措施
针对套管的腐蚀问题，提出了油水井套管腐蚀的防护措施—油管阴极保护器。其原理是利用比管道电极电位更低的金属材料与管道相连，构成一个新的宏电池，根据电化学理论，电位相对较低的金属材料成为阳极，管道成为阴极。
由于国内油田在外加电流阴极保护上存在的主要问题是管理不善，且维护费用高、运行时率低，对边远井、无电源气井都很难实施。牺牲阳极保护在本质上与外加电流阴极保护等同，只是在给被保护体提供电流的方式上不同。它具有简单、不需地面设施、不需日常管理的优点，并且还适合于外部环境较差的边远井、无电源井的保护。
因此，根据国内外在这一技术领域的发展动态和大庆油田浅表层套管腐蚀的实际情况，采用经济、实用可靠的自生电流免维护防腐工艺是符合我国国情的。
4 结论
（1）针对注水系统管线内的腐蚀和结垢问题，通过实验筛选出了20mg/ L的IMC -97缓蚀剂、20mg/ L的F21+IMC-97阻垢剂。通过现场试验验证了所选的药剂适合现场应用效果理想。
（2）针对套管的腐蚀问题，提出了油管阴极保护器的防护措施。
参考文献
[1] 李福军，等.油水井套管的腐蚀及防护理论、实验与应用—油水井套管的腐蚀与防护.大庆石油学院学报2000，23（5）： 80-85
作者简介
陈丽鹤（1986.10-），女，吉林辽源市人，2009年毕业于东北石油大学，现从事机采综合分析工作。
【关键词】结垢 腐蚀 阴极保护器
自进入高含水开发阶段以来，随着注水水质的不断恶化，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的顽症。因此有必要了解水质条件，分析结垢并提出切实有效的防护措施。
1 注水系统管道结垢原因
某厂注水水源有两种，一是地下水，也称清水；另一种是经过净化的油田采出水，即回注污水。我们在几个采油区的注水系统中有选择性地采集了水样，并在正在使用的钢管内壁选取垢样。垢样分析结果表明，两种水混注时产生的垢的主要成分是碳酸盐，而单注清水或污水时生成的垢主要为铁化合物。
1.1 注水水质的影响
1.1.1 注水管线中碳酸盐结垢分析
采用Stiff和Davis的饱和指数法计算注水的结垢因子SI，得出所有水样的SI值均大于0，即所有水样都有碳酸钙结垢倾向。1.1.2 注水管线中铁化合物结垢分析
该厂注水体系中存在大量的碳酸氢根离子，这样的水进入管线后，必然形成FeCO3垢沉积在金属表面。同时FeCO3溶解度随温度升高而降低，这正是我们在注水管线中检测到FeCO3垢的原因。
1.2 其它影响因素1.2.1 温度的影响
该厂注水水温分别为7℃（清水）和40℃（回注污水），清水的水温较低，CaCO3的溶解性好，结垢倾向小。而回注污水水温较高，CaCO3的溶解性差，结垢倾向也大。
1.2.2 压力的影响
压力升高可使CaCO3在水中的溶解度增加，不易结垢。
1.3 清水污水混注时结垢原因分析
采用清水和污水混注技术，实践中发现混注时CaCO3结垢明显加重。采用Stiff和Davis的饱和指数法，得出任何比例的混合水的碳酸钙结垢倾向均大于单一的清水和污水。这正是混注时更易结垢的原因。
2 注水系统管道腐蚀原因
（1）溶解氧引起的腐蚀：O2会产生很强的腐蚀性，在套管的局部生成4Fe（OH） 3，产生很深的腐蚀坑，长期作用，套管即被腐蚀穿孔。
（2）CO2的腐蚀作用：当水中的CO2越多，形成的H2CO3就越多，H2CO3电离后生成极化剂H+越多，地下水对油水井套管的氢去极化腐蚀就越强。
（3）微生物腐蚀作用：光谱分析发现，套管的腐蚀产物中含有部分FeS，Fe（OH）2，说明硫酸盐还原菌对套管有一定的腐蚀作用。
3 注水系统结垢腐蚀防护措施
3.1 注水系统管道内侧腐蚀结垢防护措施3.1.1 缓蚀阻垢剂评选
为了找出能普遍适用于该厂各区块的缓蚀剂，挑选了七种缓蚀剂进行初选，浓度均为100mg/ L。通过试验结果得出，IMC - 97在浓度为20 mg/ L～50 mg/ L 时，缓蚀率的变化不大，但均大于60 %，为此选用IMC -97 进入现场试验。
3.1.2 阻垢剂的评选
（1）对硫酸钙垢的阻垢率，实验结果表明F21、F02等两种阻垢剂防硫酸钙垢的能力均较强。
（2）对硫酸钡垢的阻垢率，试验表明，F21 有较好的防硫酸钡垢效果。
（3）对硫酸钙和碳酸钙混合垢的阻垢率，F21 对硫酸钙和碳酸钙混合垢有较好的阻垢能力，并且适用于防多种垢，我们把F21带入现场。
3.1.3 缓蚀剂与阻垢剂的配伍性评价
通过试验得出，阻垢剂F21和F02与缓蚀剂混合后，药剂之间的溶解性很好，由此确定缓蚀阻垢剂配方为：F21+IMC-97。
3.1.4 杀菌剂的评选
所选的杀菌剂与上述所选的缓蚀剂和阻垢剂配伍性好，互不影响各自的性能。CYD1021B的最低有效杀菌浓度为70mg/ L 。因此优先选用CYD1021B杀菌剂。
3.2 现场实施效果的分析
我们在该厂进行了现场投加缓蚀剂试验，试验前该系统现场挂片腐蚀速率为1.0mm/a以上，试片表面结垢严重，附着生长一层坚硬的黑色垢质，酸洗后试片坑蚀严重。而投加缓蚀剂IMC-97后，现场腐蚀速率仅为0.0163mm/a，缓蚀速率高达88.4%，试片光滑，使得注水系统腐蚀结垢问题得到了彻底解决。再投加缓蚀剂6个月时，对现场观察管进行了取样观察分析，投加缓蚀剂前，管线结垢严重，厚度在1.5cm左右，而投加缓蚀剂后，管线内壁光滑，无明显结垢。
3.3 大庆注水系统管道外侧腐蚀防护措施
针对套管的腐蚀问题，提出了油水井套管腐蚀的防护措施—油管阴极保护器。其原理是利用比管道电极电位更低的金属材料与管道相连，构成一个新的宏电池，根据电化学理论，电位相对较低的金属材料成为阳极，管道成为阴极。
由于国内油田在外加电流阴极保护上存在的主要问题是管理不善，且维护费用高、运行时率低，对边远井、无电源气井都很难实施。牺牲阳极保护在本质上与外加电流阴极保护等同，只是在给被保护体提供电流的方式上不同。它具有简单、不需地面设施、不需日常管理的优点，并且还适合于外部环境较差的边远井、无电源井的保护。
因此，根据国内外在这一技术领域的发展动态和大庆油田浅表层套管腐蚀的实际情况，采用经济、实用可靠的自生电流免维护防腐工艺是符合我国国情的。
4 结论
（1）针对注水系统管线内的腐蚀和结垢问题，通过实验筛选出了20mg/ L的IMC -97缓蚀剂、20mg/ L的F21+IMC-97阻垢剂。通过现场试验验证了所选的药剂适合现场应用效果理想。
（2）针对套管的腐蚀问题，提出了油管阴极保护器的防护措施。
参考文献
[1] 李福军，等.油水井套管的腐蚀及防护理论、实验与应用—油水井套管的腐蚀与防护.大庆石油学院学报2000，23（5）： 80-85
作者简介
陈丽鹤（1986.10-），女，吉林辽源市人，2009年毕业于东北石油大学，现从事机采综合分析工作。