近年來渤海某油田平臺上生產水處理系統的管線發生多次刺漏，尤其是2015年上半年基本上每個月都會發生一次管線的腐蝕刺漏，嚴重影響了生產水處理系統的穩定運行。且這些管線刺漏點大都無法在線隔離補焊，只能采取打卡固定、玻璃膠帶纏繞堵漏等臨時措施，大大增加了生產水處理系統運行的安全、環保風險。因此，針對現場工況，查找管線刺漏原因并提出解決方案及預防措施意義重大。

    現場油田群中，采取的是在某平臺上加注緩蝕劑A和防垢劑A，注入濃度均為18×10-6，流經13.5Km的海管到達下游生產水系統中。添加緩蝕劑是油田常用的控制腐蝕的措施，加入微量或少量緩蝕劑可顯著降低金屬材料在該介質中的腐蝕速率，還可保持金屬材料原來的物理機械性能不變。因此，該平臺上生產水處理系統腐蝕刺漏的原因需要通過室內模擬實驗，研究該系統中現場工況下的腐蝕情況，并推測系統中殘留緩蝕劑A和防垢劑A的緩蝕及防垢效果，以此得到現場藥劑的性能及注入濃度是否滿足性能需求的結論。

    本研究分別采用高溫高壓釜動態模擬評價實驗裝置以及EDTA滴定法測定鈣離子，參考一系列行業標準規范分別進行緩蝕劑評價和防垢劑評價。并另外選取緩蝕劑B和防垢劑B作為對比藥劑，進行現場在用防腐防垢化學藥劑性能評價。

    1 實驗內容

    1.1 腐蝕產物分析

    對現場水處理系統中腐蝕掛片上取得的腐蝕產物開展X射線衍射（XRD）分析，以此得到主要腐蝕產物種類及含量，并確定現場腐蝕機理。

    1.2 藥劑性能評價

    1.2.1實驗原料

    化學試劑：Na2SO4、NaCl、NaHCO3、FeCl3?6H2O、KCl、MgCl2?6H2O、無水CaCl2、濃鹽酸、無水乙醇、石油醚：以上均為分析純；油田現場在用緩蝕劑A、對比緩蝕劑B、油田現場在用防垢藥劑A、對比防垢劑B、EDTA標準液（濃度為0.02mol/L）、NaOH溶液（濃度為2mol/L）、羧酸鈣指示劑（根據標準自配）、高純CO2氣瓶、高純N2氣瓶。

    1.2.2 實驗過程

    緩蝕劑評價實驗過程中，實驗條件根據現場工況制定，現場水處理系統溫度為65℃，壓力為常壓，CO2含量為4%，H2S含量為200×10-6。首先取現場水樣或按實驗要求配制實驗模擬水樣2L，倒入高溫高壓釜內。利用N2對釜內進行除氧10min，抽真空合格，按實驗要求向釜內通入CO2和N2調節釜內壓力，并設置高壓釜控制柜上的實驗溫度及實驗轉速。實驗完成后將已達到實驗周期的試片取出，觀察、記錄表面腐蝕狀態及腐蝕產物粘附情況后，按要求進行掛片清洗工作，然后用濾紙將試片包好，貯于干燥器中，放置4h后稱量，精確至0.lmg。觀察并記錄試片表面的腐蝕狀況，若有點蝕，記錄單位面積的點蝕個數，并用點蝕測深儀測量出最深的點蝕深度。

    防垢劑評價實驗首先要按照該油田斜板除油器出口的現場條件和水質分析結果配制模擬水溶液，成垢陽離子MgCl2.6H2O、CaCl2、NaCl、KCl配成陽離子溶液500mL；成垢陰離子Na2SO4、 NaHCO3配成陰離子溶液500mL，分別放入廣口玻璃瓶中，在恒溫水浴中通CO2 0.5h后塞緊瓶塞減少空氣接觸。按次序量取陽離子溶液50ml、一定濃度的待評防垢劑、陰離子溶液50ml置于100mL具塞比色管中，加塞密封，并分別標記為A-0、A-1、A-2，B-0、B-1、B-2、KB。其中A-0、A-1、A-2分別代表防垢劑A添加濃度為0、18×10-6、36×10-6；B-0、B-1、B-2分別代表防垢劑B添加濃度為0、18×10-6、36×10-6；KB為空白溶液。將7個比色管放入烘箱中，65℃，恒溫24h。從烘箱取出后觀察比色管內介質結垢情況并拍照記錄，待溫度降至室溫后過濾留待滴定。

    1.2.3 實驗條件

    根據水質分析結果，配制某油田斜板除油器出口模擬水，配方如表1。

表1  渤海某油田模擬生產水水樣配方表

    根據該油田取樣現場工況，確定實驗條件如表2所示。

    表2 緩蝕劑和防垢劑評價實驗條件

    2 結果與討論

    由于本研究中現場設備的斜板除油器和預過濾罐處腐蝕掛片的腐蝕程度都較為嚴重，表面附著厚厚一層腐蝕產物（或混雜有油泥），因此對腐蝕產物開展XRD分析，得到腐蝕產物主要為SiO2、CaCO3、MgCO3、FeCO3，未發現FeS等含硫化合物，由此確定現場環境中H2S氣體對腐蝕影響不大，腐蝕機理主要為CO2腐蝕。

    采用動態高溫高壓釜進行腐蝕模擬評價實驗，實驗所用水樣為現場水和模擬水，模擬水配方表如表1所示。經過對實驗后掛片進行觀察，并結合腐蝕實驗數據進行分析得到均勻腐蝕速率和緩蝕率，參照海油企業標準Q/HS2064-2011《海上油氣田生產工藝系統內腐蝕控制及效果評價要求》對生產設備及管道的內腐蝕程度進行劃分：平均腐蝕速率CR<0.025mm/a的為低度腐蝕，0.025≤CR＜0.125mm/a的為中度腐蝕，0.125≤CR＜0.250mm/a的為高度腐蝕，CR≥0.250mm/a的為嚴重腐蝕。

    對現場3處取樣位置（分別為氣浮選器A、氣浮選器B、斜板除油器處）取得水樣進行同樣工況條件下的腐蝕對比實驗，結果如表3、表4所示。由結果得知在其他相同工況條件下，由于斜板除油器處水體流速最大，導致腐蝕速率最高，因此后續的緩蝕劑和防垢劑的評價實驗圍繞斜板除油器水質展開。

    表3 空白條件下氣浮選器A、氣浮選器B、斜板水質腐蝕評價實驗

    表4  斜板除油器處水質腐蝕評價對比

    根據表4得到在斜板除油器處無論是現場水質還是模擬水質，掛片的腐蝕速率均很高，分別為0.9336mm/a和0.7114mm/a，均達到了嚴重腐蝕程度，因此排除了水質組分差異的問題，推測現場設備管道穿孔的主要原因是現場水緩蝕劑有效成分不足或緩蝕劑性能方面存在問題。

    圖1 模擬水加入現場緩蝕劑A腐蝕評價實驗

    圖1為向模擬水中加入不同濃度的現場緩蝕劑A后的腐蝕評價結果。從圖中可以看出，隨著現場緩蝕劑A的加注以及加注濃度的升高（從18×10-6提高到36×10-6），腐蝕速率分別降至0.4585mm/a和0.3443mm/a。腐蝕速率雖有所下降，但緩蝕效果較差，分別為35.56%和51.60%。由于掛片腐蝕速率仍然較高，屬于嚴重腐蝕，因此排除緩蝕劑加注濃度不足導致緩蝕率較低的因素，基本確定現場緩蝕劑A性能存在一定問題，需要使用對比藥劑進行進一步驗證。

    圖2 現場水中不同緩蝕劑的腐蝕評價

   如圖2為在現場水質中進行現場緩蝕劑A和緩蝕劑B的對比效果評價。加注18×10-6的現場藥緩蝕劑A時，腐蝕速率為0.2619mm/a，緩蝕率僅為71.94%，屬于嚴重腐蝕；而加注18×10-6的緩蝕劑B后，腐蝕速率大幅下降，腐蝕速率降至0.0871mm/a，為中度腐蝕，緩蝕率達到90.67%。驗證了現場緩蝕劑A的性能存在問題。

    為了確定現場水樣中防垢劑的含量與種類是否符合現場防垢需求，選取現場所用防垢劑A和對比防垢劑B進行防垢劑評價實驗，防垢率計算結果如表5所示。通過實驗結果可以看出，當加注現場防垢劑A 18×10-6的情況下，防垢率為23.3%，即使將防垢劑濃度提高一倍至36×10-6時，防垢率也僅為56.7%；而對比相同條件下的防垢劑B，發現防垢劑B的防垢效果要遠遠好于現場防垢劑A，可以判斷現場防垢劑存在一定的性能問題，而并非防垢濃度加注不足。

表5 防垢劑A與防垢劑B的防垢率

    3 結語

    通過對某油田水處理管線的腐蝕產物的某RD表征結果可知，管道內的腐蝕產物主要為SiO2、CaCO3、MgCO3、FeCO3，未發現FeS等H2S腐蝕產物，說明現場的腐蝕形式以CO2腐蝕為主。

    通過動態高溫高壓釜實驗對緩蝕劑性能進行評價，隨著現場藥劑的加注以及加注量從18×10-6升高到36×10-6，腐蝕速率分別降至0.4585mm/a和0.2619mm/a，緩蝕率僅為35.56%和51.60%，仍然屬于嚴重腐蝕，因此造成現場刺漏的主要原因是現場藥劑性能本身存在問題，無法滿足平臺設備、管線的防腐、防垢需求。

    針對現場腐蝕產物中發現CaCO3、MgCO3等結垢產物，通過EDTA鈣離子滴定法防垢劑性能評價實驗發現，現場濃度防垢劑A防垢率僅為23.3%，將濃度增加一倍至36×10-6后防垢率也僅提高到56.7%，對比防垢劑B則防垢率分別提升至73.4%和86.7%，因此得出現場防垢劑性能不足，存在垢下腐蝕的風險，建議現場優化防腐防垢藥劑，改善腐蝕刺漏現狀。

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責任編輯：王元

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