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摘 要：随着孤岛油田开发程度的深入，污水的性质发生了很大的变化，采出污水总矿化度在5000～70000mg/L，氯离子含量达到3×104mg/L，污水中溶解氧，二氧化碳，硫化物等腐蚀性极强的物质、硫酸盐还原菌、油层出砂等都加剧了管道的内腐蚀；同时由于孤岛油田地处滨海地区，土壤含盐量高，因此，金属管道的外腐蚀也很严重；加上管道设备大都超过金属的疲劳极限，地面工程系统金属管道和设备的内外腐蚀非常严重。
关键词：油田 腐蚀 污水水质 外防腐 内防腐
分类号：TE980.5
前 言
目前孤岛油田生产已进入高含水期，地面集输系统基本上是一个高含油污水系统。采出水总矿化度高，一般在5000～70000mg/L，易产生水垢的离子多，还有溶解氧、二氧化碳、硫化物等腐蚀性介质和大量的SRB、TGB细菌以及泥砂，致使高含水集油管、污水处理及回注系统管道腐蚀、结垢、磨蚀非常严重，管道平均腐蚀速度为1～1.7mm/a。某含油污水处理站投产6个月就开始腐蚀穿孔，平均腐蚀速率为0.76mm/a，点蚀率达到14mm/a。
1 油田集输系统腐蚀原因分析
1.1外腐蚀
油田大部分位于渤海湾海滨平原，土壤含盐以氯化物为主。氯离子含量最高可达5225.5mg/L，土壤电阻率都在20Ω.m，地下水位一般为1～3米。按土壤腐蚀性标准判断，油田属极强腐蚀区。钢质设施的外腐蚀主要受海洋腐蚀环境的影响。海洋腐蚀环境一般分为海洋大气、浪溅、潮差、全浸和海泥区，腐蚀因素复杂多变，钢结构在不同区带腐蚀特点不同。
1.2内腐蚀
油田在用管网主要采用钢质管材，当与电解质溶液接触时，由于不同材料相间电位差不同，它们和可以导电的电解质一起构成了成千上万的腐蚀微电池。除了金属材料本身的杂质以外，不同金属相互接触，新旧管子连接，焊点焊缝都会造成材料性质的不均匀性，从而导致腐蚀。除去管材本身的因素外，影响内腐蚀的主要原因有以下几种。
1.2.1化学因素
（1）矿化度。水的矿化度高则水的导电性强，油田采出水的矿化度一般都比较高，例如首站污水的矿化度就超过了20000mg/L，这是腐蚀速率高的主要原因。（2）pH值。油田采出水的pH在6～8之间。水的腐蚀性随着pH值降低而增加，在比较高的pH下，钢表面容易形成保护性的氢氧化铁、碳酸钙垢，有助于减轻腐蚀。（3）溶解氧。溶解氧是设备腐蚀的主要原因之一，在无氧的条件下，把pH保持在中性或碱性，就很少出现腐蚀问题。油田采出水的pH通常大于6，在此条件下，氧气能迅速把Fe2+氧化成Fe3+，并从溶液中沉淀出来。采出水中高含量氯离子对保护膜的形成有破坏作用，使氢氧化铁的垢疏松多孔。这些都使得Fe2+迅速被消耗，从而造成腐蚀反应剧烈进行。氧气的去极化作用也会造成其它溶解气体（H2S、CO2）所引起的腐蚀急剧增加。在裂缝、结垢的地方，氧的浓度总会存在差异，这也造成了局部腐蚀的加剧。（4）硫化氢。硫化氢很容易溶于水，呈弱酸性，一般造成点蚀。CO2存在时，H2S的腐蚀性更大。硫化氢的特点是即使在没有氧存在的条件下，也会与铁反应生成硫化亚铁沉淀；硫化氢腐蚀产生的部分氢会进入钢体内，产生氢腐蚀或者氢脆。（5）二氧化碳。二氧化碳溶于水引起pH降低，通常造成点蚀。它的腐蚀性和pH直接相关，并
有氧存在下腐蚀性加大。
1.2.2物理因素
（1）温度。温度升高腐蚀速度加快。如果系统不处于密闭状态，温度升高时，水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等可能从水中逸出可减少腐蚀。油田污水大多为密闭流程，一般温度升高腐蚀加剧。（2）压力。系统压力升高，气体溶解度加大，腐蚀加剧。（3）水的流速。通常静止或低流速下腐蚀程度小；随着流速变大，金属表面层流层变薄，氧更容易接近金属表面，腐蚀加大；流速进一步增大，金属表面的保护膜被冲刷，留下极易受腐蚀裸露的金
属表面；在流速不同的两个相邻区域，也会造成金属表面含氧量的差异，从而造成腐蚀。
1.2.3生物因素
（1）硫酸盐还原菌（SRB）。油田注水系统中，硫酸盐还原菌的腐蚀比其它任何细菌都更严
重。它通过把SO42+还原为S2-来获取能量。S2-与Fe2+反应生成硫化亚铁沉淀，既造成了钢铁的腐蚀，又产生了垢或者堵塞的物质。（2）铁细菌。铁细菌通过催化亚铁氧化成三价
铁的反应来获取能量，在其周围通常存在氢氧化铁的保护层，而该保护层下面又给硫酸盐还原菌提供了生长的温床，从而造成腐蚀。或者由于保护层下氧浓度的差异造成浓差腐蚀。此外铁细菌往往造成大量的氢氧化铁沉淀，从而引起结垢和堵塞。（3）腐生菌。腐生菌在设备内壁能产生致密的粘液或者粘泥，造成腐蚀的原因和铁细菌类似，同时粘泥也是造成堵塞的主要物质。
2 目前应用的防腐技术系列
形成以下主要防腐技术系列。（1）钢质管道的外防腐。包覆聚乙烯夹克和硬质聚氨酯泡沫夹克是油田应用比较成熟的防腐技术。（2）钢质管道容器的内防腐。涂料因其防腐性能优良、施工简单、应用范围广等特点，近年来一直是油田钢制管道、容器设备内防腐主要材料。环氧型及聚氨酯型涂料的耐油、耐温、耐含油污水性能较好，目前内防腐采用的基本上都是环氧类涂料。环氧树脂具有优良的耐碱酸盐、耐水、耐油性性能，附着力突出，涂层有良好的机械性能。（3）玻璃钢及复合管。玻璃钢质量轻强度高，具有优异的耐腐蚀性，绝热性好，流体阻力小，运输安装简便，使用寿命长。目前油田采出水腐蚀较严重的地区、污水站大都采用玻璃钢管。（4）阴极保护技术。油田先后对长输或较长的输油管线多条实施了阴极保护。目前阴极保护技术已成为埋地管道和储罐罐底板外壁保护不可缺少的措施。（5）污水处理及回注系统密闭隔氧、配套投加化学药剂工艺技术。油田以形成了一套适应油田水质特点的水质稳定处理工艺。通过控制环境与添加水质稳定剂的方法，来减缓腐蚀、防止结垢、抑制细菌繁殖。控制环境即采用隔氧措施，避免空气中氧进入采出水处理系统而导致腐蚀加剧；配套投加的稳定剂包括防垢剂、缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等化学药剂。
3 需攻关的技术
面对金属腐蚀的复杂性和多变性，几乎没有任何一种腐蚀控制方法可以解决所有的腐蚀问题。每种方法都有其适用范围，实际应用中往往需要多种腐蚀控制手段的联合应用。通常要针对不同的腐蚀体系，在了解导致腐蚀主要因素基础上，有的放矢的选择腐蚀控制技术，才能达到良好的效果。从发展来看，采用先进防腐蚀技术、提高施工质量、降低建设成本，是今后腐蚀控制及配套技术的主要攻关方向。（1）防腐材料应用方面。加强油气水混输管道内涂层防腐技术、输气管道减阻技术的研究；在强腐蚀区推广非金属材料管道，进行相关技术的研究及配套，并制定完善的设计、施工和验收标准；针对腐蚀位置前移的状况，配合腐蚀控制工艺系统，开发适用于单井和集油管道的药剂；进一步开发和推广管道清洗和修复技术。（2）管道腐蚀监测与检测。管道腐蚀监测与检测是管道腐蚀控制技术中不可忽视的重要环节。通过早期的监测和准确的度量，可以及时预防腐蚀破坏事故的发生；研究腐蚀原因、判断和评价腐蚀控制措施的效果，为后期治理提供依据。
4 结束语
管道和容器的腐蚀是直接关系到油田安全生产的大问题，腐蚀控制也不是一朝一夕的事，而是一项伴随油田开发建设、长期的、系统的工程，需要不断研究开发防腐新工艺技术，进行系统的管理，持续投入，保证设备设施健康安全运行。
关键词：油田 腐蚀 污水水质 外防腐 内防腐
分类号：TE980.5
前 言
目前孤岛油田生产已进入高含水期，地面集输系统基本上是一个高含油污水系统。采出水总矿化度高，一般在5000～70000mg/L，易产生水垢的离子多，还有溶解氧、二氧化碳、硫化物等腐蚀性介质和大量的SRB、TGB细菌以及泥砂，致使高含水集油管、污水处理及回注系统管道腐蚀、结垢、磨蚀非常严重，管道平均腐蚀速度为1～1.7mm/a。某含油污水处理站投产6个月就开始腐蚀穿孔，平均腐蚀速率为0.76mm/a，点蚀率达到14mm/a。
1 油田集输系统腐蚀原因分析
1.1外腐蚀
油田大部分位于渤海湾海滨平原，土壤含盐以氯化物为主。氯离子含量最高可达5225.5mg/L，土壤电阻率都在20Ω.m，地下水位一般为1～3米。按土壤腐蚀性标准判断，油田属极强腐蚀区。钢质设施的外腐蚀主要受海洋腐蚀环境的影响。海洋腐蚀环境一般分为海洋大气、浪溅、潮差、全浸和海泥区，腐蚀因素复杂多变，钢结构在不同区带腐蚀特点不同。
1.2内腐蚀
油田在用管网主要采用钢质管材，当与电解质溶液接触时，由于不同材料相间电位差不同，它们和可以导电的电解质一起构成了成千上万的腐蚀微电池。除了金属材料本身的杂质以外，不同金属相互接触，新旧管子连接，焊点焊缝都会造成材料性质的不均匀性，从而导致腐蚀。除去管材本身的因素外，影响内腐蚀的主要原因有以下几种。
1.2.1化学因素
（1）矿化度。水的矿化度高则水的导电性强，油田采出水的矿化度一般都比较高，例如首站污水的矿化度就超过了20000mg/L，这是腐蚀速率高的主要原因。（2）pH值。油田采出水的pH在6～8之间。水的腐蚀性随着pH值降低而增加，在比较高的pH下，钢表面容易形成保护性的氢氧化铁、碳酸钙垢，有助于减轻腐蚀。（3）溶解氧。溶解氧是设备腐蚀的主要原因之一，在无氧的条件下，把pH保持在中性或碱性，就很少出现腐蚀问题。油田采出水的pH通常大于6，在此条件下，氧气能迅速把Fe2+氧化成Fe3+，并从溶液中沉淀出来。采出水中高含量氯离子对保护膜的形成有破坏作用，使氢氧化铁的垢疏松多孔。这些都使得Fe2+迅速被消耗，从而造成腐蚀反应剧烈进行。氧气的去极化作用也会造成其它溶解气体（H2S、CO2）所引起的腐蚀急剧增加。在裂缝、结垢的地方，氧的浓度总会存在差异，这也造成了局部腐蚀的加剧。（4）硫化氢。硫化氢很容易溶于水，呈弱酸性，一般造成点蚀。CO2存在时，H2S的腐蚀性更大。硫化氢的特点是即使在没有氧存在的条件下，也会与铁反应生成硫化亚铁沉淀；硫化氢腐蚀产生的部分氢会进入钢体内，产生氢腐蚀或者氢脆。（5）二氧化碳。二氧化碳溶于水引起pH降低，通常造成点蚀。它的腐蚀性和pH直接相关，并
有氧存在下腐蚀性加大。
1.2.2物理因素
（1）温度。温度升高腐蚀速度加快。如果系统不处于密闭状态，温度升高时，水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等可能从水中逸出可减少腐蚀。油田污水大多为密闭流程，一般温度升高腐蚀加剧。（2）压力。系统压力升高，气体溶解度加大，腐蚀加剧。（3）水的流速。通常静止或低流速下腐蚀程度小；随着流速变大，金属表面层流层变薄，氧更容易接近金属表面，腐蚀加大；流速进一步增大，金属表面的保护膜被冲刷，留下极易受腐蚀裸露的金
属表面；在流速不同的两个相邻区域，也会造成金属表面含氧量的差异，从而造成腐蚀。
1.2.3生物因素
（1）硫酸盐还原菌（SRB）。油田注水系统中，硫酸盐还原菌的腐蚀比其它任何细菌都更严
重。它通过把SO42+还原为S2-来获取能量。S2-与Fe2+反应生成硫化亚铁沉淀，既造成了钢铁的腐蚀，又产生了垢或者堵塞的物质。（2）铁细菌。铁细菌通过催化亚铁氧化成三价
铁的反应来获取能量，在其周围通常存在氢氧化铁的保护层，而该保护层下面又给硫酸盐还原菌提供了生长的温床，从而造成腐蚀。或者由于保护层下氧浓度的差异造成浓差腐蚀。此外铁细菌往往造成大量的氢氧化铁沉淀，从而引起结垢和堵塞。（3）腐生菌。腐生菌在设备内壁能产生致密的粘液或者粘泥，造成腐蚀的原因和铁细菌类似，同时粘泥也是造成堵塞的主要物质。
2 目前应用的防腐技术系列
形成以下主要防腐技术系列。（1）钢质管道的外防腐。包覆聚乙烯夹克和硬质聚氨酯泡沫夹克是油田应用比较成熟的防腐技术。（2）钢质管道容器的内防腐。涂料因其防腐性能优良、施工简单、应用范围广等特点，近年来一直是油田钢制管道、容器设备内防腐主要材料。环氧型及聚氨酯型涂料的耐油、耐温、耐含油污水性能较好，目前内防腐采用的基本上都是环氧类涂料。环氧树脂具有优良的耐碱酸盐、耐水、耐油性性能，附着力突出，涂层有良好的机械性能。（3）玻璃钢及复合管。玻璃钢质量轻强度高，具有优异的耐腐蚀性，绝热性好，流体阻力小，运输安装简便，使用寿命长。目前油田采出水腐蚀较严重的地区、污水站大都采用玻璃钢管。（4）阴极保护技术。油田先后对长输或较长的输油管线多条实施了阴极保护。目前阴极保护技术已成为埋地管道和储罐罐底板外壁保护不可缺少的措施。（5）污水处理及回注系统密闭隔氧、配套投加化学药剂工艺技术。油田以形成了一套适应油田水质特点的水质稳定处理工艺。通过控制环境与添加水质稳定剂的方法，来减缓腐蚀、防止结垢、抑制细菌繁殖。控制环境即采用隔氧措施，避免空气中氧进入采出水处理系统而导致腐蚀加剧；配套投加的稳定剂包括防垢剂、缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等化学药剂。
3 需攻关的技术
面对金属腐蚀的复杂性和多变性，几乎没有任何一种腐蚀控制方法可以解决所有的腐蚀问题。每种方法都有其适用范围，实际应用中往往需要多种腐蚀控制手段的联合应用。通常要针对不同的腐蚀体系，在了解导致腐蚀主要因素基础上，有的放矢的选择腐蚀控制技术，才能达到良好的效果。从发展来看，采用先进防腐蚀技术、提高施工质量、降低建设成本，是今后腐蚀控制及配套技术的主要攻关方向。（1）防腐材料应用方面。加强油气水混输管道内涂层防腐技术、输气管道减阻技术的研究；在强腐蚀区推广非金属材料管道，进行相关技术的研究及配套，并制定完善的设计、施工和验收标准；针对腐蚀位置前移的状况，配合腐蚀控制工艺系统，开发适用于单井和集油管道的药剂；进一步开发和推广管道清洗和修复技术。（2）管道腐蚀监测与检测。管道腐蚀监测与检测是管道腐蚀控制技术中不可忽视的重要环节。通过早期的监测和准确的度量，可以及时预防腐蚀破坏事故的发生；研究腐蚀原因、判断和评价腐蚀控制措施的效果，为后期治理提供依据。
4 结束语
管道和容器的腐蚀是直接关系到油田安全生产的大问题，腐蚀控制也不是一朝一夕的事，而是一项伴随油田开发建设、长期的、系统的工程，需要不断研究开发防腐新工艺技术，进行系统的管理，持续投入，保证设备设施健康安全运行。