CFD油田注水管线腐蚀分析及缓蚀剂评价

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(1. 中海油有限公司天津分公司曹妃甸作业公司，天津 300461；2. 中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，天津 300452)

CFD油田注水管线腐蚀分析及缓蚀剂评价

田 楠1刘 晖1杨 秘1黄晓东1张继伟1胡富强2禹 盟2*

(1. 中海油有限公司天津分公司曹妃甸作业公司，天津 300461；2. 中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，天津 300452)

为了控制CFD油田注水管线腐蚀情况，通过水样及管线运行工况分析，研究了管线腐蚀主要影响因素，分析表明CFD油田注水管线腐蚀受温度、Cl-及水体流动影响较大。为缓解管线腐蚀，采用旋转挂片法考察了几种缓蚀剂的缓蚀效果。室内试验表明在90℃，0.3MPaCO2+3.0MPaN2，转速451转/分的条件下，缓蚀剂YFHC-093具有良好的缓蚀效果。现场试验结果表明缓蚀剂YFHC-093加注浓度在25mg·L-1时，可将注水管线腐蚀速率控制在0.0366mm·a-1以下，低于油田腐蚀标准。

注水管线 腐蚀 缓蚀剂 海上油田 腐蚀分析

0 引言

CFD油田的原油开采已进入注水开发阶段。近年来由于注入水组成和性质变化等原因造成的注水管线腐蚀[1,2]的问题日趋严重，显著影响了正常生产。因此针对CFD油田实际情况，分析注水管线的腐蚀机理原因,并采取针对性的措施加以防护，对保证油田的正常生产将起到巨大促进作用。添加缓蚀剂是油田常用的控制腐蚀的措施[3-7]。一般来说，在腐蚀体系中，加入微量或少量的缓蚀剂就可显著降低金属材料在该介质中的腐蚀速率，同时还可保持金属材料原来的物理机械性能不变。本文首先对注水管线的腐蚀情况进行了分析，然后参考中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5273-2000《油田采出水缓蚀剂性能评价方法》，用旋转挂片法考察几种缓蚀剂的缓蚀效果。同时在现场检验了缓蚀剂的缓蚀效果，并与现场在用缓蚀剂SRN-5443进行了比较。

表1 注水管线工况

表2 水样分析数据

1 油田腐蚀现状分析

1.1 注水管线工况分析

CFD油田注水系统的基本资料见表1。

从表1中得知，注水水温为60℃，根据相关文献[8-11]等研究表明：60℃位于严重腐蚀的温度区间。此外，注水管线中流体流动处于湍流状态，实践证明[12-14]，当流体流速处湍流时，腐蚀速率明显增加。水体流动主要通过两种方式加速腐蚀，一方面水体流动可以增强氧气的扩散能力，使得溶解氧更容易到达金属表面，从而加快氧的去极化反应速度；另一方面，水体流动能冲刷掉金属表面的腐蚀产物膜，使基体表面暴露，从而增大了腐蚀反应面积，削弱了沉积物对腐蚀反应的阻滞作用，加剧腐蚀问题。

1.2 水样分析

对现场注水水质进行全分析，主要包括水样中各类离子的含量、pH值、矿化度及水中溶解氧的含量等，实验数据见表2。

由表2可知：注水样的pH值呈弱碱性，因此管材的主要腐蚀类型为吸氧腐蚀[15]。金属发生氧去极化腐蚀时，多数情况下阳极过程发生金属活性溶解，腐蚀过程处于阴极控制之下。氧去极化腐蚀的速度主要取决于溶解氧向电极表面的传递速度和氧在电极表面的放电速度。

1.3 腐蚀趋势预测

采用lador指数法[16]预测Cl-对金属的腐蚀倾向。

其中[Cl-]、[SO42-]及总碱度[A]的单位均为mmol·L-1以(1/2 CaCO3计)。随着LI值的增大，注水对金属的腐蚀性增强，LI>0.5时，其腐蚀性较明显。采用lador指数法预测海水、水源井水、采出水的腐蚀倾向，预测结果见表3。

表3 Cl-对金属的腐蚀倾向预测

从表中可以看出注水样的LI值大于0.5，说明Cl-对注水的腐蚀性有明显影响；

氯离子[17]含量是影响腐蚀的重要因素。有理论指出：氯离子原子半径小，可以穿透金属的表面膜，从金属表面膜的底部将膜破坏，使金属失去保护而加重腐蚀。同时氯离子的浓度越高，水样的电导率就越大，从而加快了腐蚀电化学反应中的电荷迁移速度，使得腐蚀反应加快。

2 缓蚀剂评价

2.1 药品和仪器

药品：缓蚀剂YFHC-093、YFHC-090、BHH-01C、H20A、BHH-20、HYH-201F、BHH-15、BHH-19、BHH-01B均为采技服公司产品(工业级)；SRN-4543为强品公司药剂(工业级)。

氢氧化钠、盐酸、丙酮、石油醚、无水乙醇、六亚甲基四胺均为分析纯。

仪器：FA1004电子分析天平(0.0001g)；游标卡尺(0.02mm)；高压动态腐蚀评价仪；CS202A型电热保温干燥箱、细线；漏斗；镊子；烧杯(200mL)；干燥器；氮气瓶；20#钢片。

2.2 实验条件

温度：90℃，压力：0.3MPaCO2+3.0MPaN2，转速：451转/分，周期：20h，加药浓度：25 mg·L-1、30 mg·L-1、40 mg·L-1，试验介质：现场注水水样。

2.3 评选方法

将注水水样装到350ml高压釜中，参考中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5273-2000《油田采出水缓蚀剂性能评价方法》预处理钢片并称重，然后将钢片悬挂在仪器上并保证挂片全面没入水中，然后按照浓度要求加入待评药剂，密封装置，并充入0.3MPaCO2+3.0MPaN2加热至90℃恒温20h。实验结束后取出挂片，观察挂片腐蚀情况，并按照标准处理挂片称重，腐蚀速率计算参照评价标准。缓蚀剂的缓蚀率按下列公式计算：

缓蚀率计算公式：

式中：

q—缓蚀率，%；

△m—空白实验中试片的质量损失 △m = ma－mb，g；

△ m’—加药实验中试片的质量损失 △m’ = m0－ m1，g。

2.4 结果与讨论

2.4.1 缓蚀剂室内评价

针对现场水质特点筛选了多种缓蚀剂，并进行室内评选。实验条件：90℃，0.3MPaCO2+3.0MPaN2，转速451转/分，反应时间为20h，加药浓度为40 mg·L-1，实验结果如表4：

表4 缓蚀剂初选试验

实验结果表明YFHC-093，YFHC-090，BHH-01C，BHH-01C，H20A缓蚀效果较好，可将挂片腐蚀速率控制在0.076 mm·a-1以下。因此针对上述药剂开展浓度梯度试验，考察不同浓度下药剂缓蚀效果，试验结果见表5。

表5中结果进一步表明YFHC-093，YFHC-090，BHH-01C，H20A效果较好，并能将腐蚀速率控制在低于0.076 mm·a-1。其中，YFHC-093缓蚀剂缓蚀效果最优。该种药剂的主要成分为咪唑啉衍生物，其主要缓蚀机理为吸附机理：咪唑啉中的季铵阳离子以及含有大π键的苯环可以与铁原子形成配位键，吸附在金属表面，起到缓蚀作用，此外咪唑啉分子还可利用苯环的空间位阻以及疏水性，提高吸附膜的致密程度，从而抑制腐蚀。

2.4.2 缓蚀剂现场评价

在相同工艺条件下，考察缓蚀剂SRN-4543与缓蚀剂YFFG-093(25 mg·L-1)在CFD油田注水系统中的缓蚀剂效果，现场采用LPR设备连续监测注水管线腐蚀速率，试验监测结果如表6。

表5 不同浓度缓蚀剂评选

从表6中数据可以看出：注水管线在不加入任何缓蚀剂的情况下平均腐蚀速率为0.1899mm·a-1，远高于油田腐蚀标准0.076mm·a-1，腐蚀情况严重。缓蚀剂SRN-4543加注浓度为25mg·L-1时，平均缓蚀率为71.25%，缓蚀剂YFHC-093加注浓度为25mg·L-1时，平均缓蚀率高达83%，可将注水管线的腐蚀速率降低至0.0317mm·a-1，远低于油田腐蚀标准0.076mm·a-1。缓蚀剂YFHC-093加注浓度为25mg·L-1时，缓蚀效果优于现场在用药剂SRN-4543，可满足现场需求。2013年7月份，YFHC-093正式应用在CFD油田，截止目前现场稳定运行。

3 结论

a) CFD油田注水管线腐蚀受温度、Cl-及水体流动影响较大，其空白腐蚀速率高于0.1899mm·a-1，远高于油田腐蚀速率标准0.076 mm·a-1，腐蚀严重。

b) 室内评价结果表明，YFHC-093加药浓度为40 mg·L-1时，可将腐蚀速率控制在0.0325mm·a-1以下，低于油田腐蚀标准0.076 mm·a-1，缓蚀效果良好。

c) 现场试验表明，缓蚀剂YFHC-093加注浓度为25mg·L-1时，可将油田注水管线的腐蚀速率降低至0.0317mm·a-1，低于油田腐蚀标准0.076mm·a-1，满足现场需求。

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Study on Corrosion of Injection Water Pipe and its Corrosion Inhibitor

TIAN Nan1, LIU Hui1, YANG Mi1, HUANG Xiao-dong1, ZHANG Ji-wei1, Hu-Fuqiang2, YU Meng2*
(1. CNOOC China Limited CFD Operating Company, Tianjin 300461, China; 2. CNOOC Energy Technology & Services —oilf i eld Technology Services Co. Tianjin 300452, China)

In this paper, the operation of injection pipe and injection water was analysed through different methods. On this basis, a squeezing adsorptive corrosion inhibitor (YFHC-093) was synthesized in laboratory, the corrosion inhibition effect of YFHC-093 was attested to be good on injection water The corrosion rate of injection water could be limited under the standard (0.076mm·a-1) range, when the optimal concentration of YFHC-093was 25 mg·L-1.

injection pipe; corrosion; corrosion inhibitor; oilf i eld; corrosion analysis

TQ320.79

A< class="emphasis_bold">文章编号：1008-7818(2014)03-0084-04

1008-7818(2014)03-0084-04

田楠 (1957－) , 男，四川成都人，高级工程师，硕士，主要从事油田开发研究工作。