隨著油氣田開采需求的增長(zhǎng)，油氣田開發(fā)進(jìn)入中后期，油氣藏需要通過(guò)注水的方式提高油氣采收率。注水水源常采用地面水、采出水等，而注水中高氯離子、礦化度、腐蝕性細(xì)菌等，使得地面管線及井下管柱產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕與結(jié)垢問(wèn)題，導(dǎo)致注水系統(tǒng)管線出現(xiàn)堵塞、穿孔、泄漏等，嚴(yán)重影響了油氣的安全高效開采。

01 注水系統(tǒng)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)

在實(shí)際注水工藝過(guò)程中，為了節(jié)約資源和保護(hù)環(huán)境，采出水、地面水、海水等通常會(huì)進(jìn)行二次回注，尤其是采出水與其他水混注的方法更被廣泛應(yīng)用。

國(guó)外某油田油氣藏的注入水來(lái)自于生產(chǎn)水與河水的混注水，二者質(zhì)量比約為5∶1，水質(zhì)成分包括：11192 mg/L Ca2+，2350 mg/L Mg2+，590 mg/L HCO3-，111032 mg/L Cl-，745 mg/L SO42-，80 mg/L S，55325 mg/L K+和Na+。可以看出注入水的水質(zhì)硬度大，礦化度高（181314 mg/L），水中Cl-含量高，且含有大量細(xì)菌（2.5個(gè)/mL）。因此注水井和注水管線的穿孔比例與穿孔速率呈現(xiàn)逐年上升趨勢(shì)。該油田注水系統(tǒng)的腐蝕情況具有普遍性。

該油田注水井的井下油管失效以內(nèi)腐蝕穿孔和內(nèi)部結(jié)垢為主，部分油管存在外腐蝕。失效油管的平均穿孔年限為2.1年，平均穿孔速率達(dá)到3.6 mm/年。在全井深范圍內(nèi)自上而下腐蝕結(jié)垢呈逐漸加重的趨勢(shì)，500 m以下結(jié)垢相對(duì)較為嚴(yán)重，外壁結(jié)垢情況有所不同，封隔器以上結(jié)垢輕微，封隔器以下結(jié)垢較為嚴(yán)重，結(jié)垢導(dǎo)致平均穿孔年限逐年縮短，更換管柱的費(fèi)用也逐年升高。

地面注水管線的腐蝕與介質(zhì)含水率、流速等密切相關(guān)。隨著油氣生產(chǎn)需求增大，注水量逐年增大，注水管線及相關(guān)設(shè)備的腐蝕更加嚴(yán)重。

某油田管線流速較大，注水支線平均穿孔年限3.07年，服役2年內(nèi)穿孔管線占比21%，服役2~5年穿孔管線占比58%，平均穿孔速率3.1 mm/年，其中最短穿孔時(shí)間僅49天。注水管線穿孔位置主要分布在管線底部易積水的六點(diǎn)鐘方向，這主要是因?yàn)閮上喾謱雍笥退旌衔镏械乃嘁自诠芫€底部沉積，其腐蝕條件相對(duì)較為苛刻。

02 注水系統(tǒng)腐蝕影響因子

注水井及地面注水系統(tǒng)管線的腐蝕主要為細(xì)菌腐蝕及垢下腐蝕，注水系統(tǒng)運(yùn)行較短時(shí)間即發(fā)生“腐蝕→結(jié)垢→堵塞/穿孔”現(xiàn)象。造成腐蝕的因素主要是腐蝕介質(zhì)因素和腐蝕環(huán)境因素。

介質(zhì)因素（礦化度、結(jié)垢離子、溶解氣）

油氣田注水系統(tǒng)水質(zhì)礦化度較高，為5000~200000 mg/L，Cl-質(zhì)量分?jǐn)?shù)在幾十到150000 mg/L不等，且其中的Fe2+和S2-對(duì)水質(zhì)的穩(wěn)定性有很大影響。

采出水經(jīng)過(guò)處理后可作為回注水使用，處理后的水中Fe2+和S2-含量顯著降低，但水中依然含有大量其他陰陽(yáng)離子，如Cl-，Na+，K+等，水質(zhì)總體保持平衡，水型維持原樣，與地層水性質(zhì)相近。

同時(shí)水中還有CO32-，HCO3-，SO42-和Ca2+，Mg2+，Ba2+等易結(jié)垢離子，當(dāng)回注水溫度、壓力和pH達(dá)到特定值時(shí)，會(huì)促進(jìn)相應(yīng)的難溶化合物CaCO3，CaSO4以及BaSO4的形成，結(jié)垢物沉積并覆蓋于管道內(nèi)壁上，逐漸形成水垢，反應(yīng)式如下：

Ca2++CO32- → CaCO3

Ca2++2HCO3- → CaCO3+CO2+H2O

Ca2++SO42- → CaSO4

Ba2++SO42- → BaSO4

另外，水中硫酸鹽還原菌（SRB）的存在進(jìn)一步促進(jìn)了腐蝕結(jié)垢，SRB將SO42-還原為S2-，S2-與金屬管道溶解產(chǎn)生的Fe2+結(jié)合形成FeS沉淀，F(xiàn)eS腐蝕產(chǎn)物與結(jié)垢沉積物膠黏在一起，附著在金屬管壁表面成為陰極，管道作為陽(yáng)極，在管道內(nèi)壁形成局部電池，從而加速管道內(nèi)壁的腐蝕。

水中溶解氣也是造成油田產(chǎn)出水或注水系統(tǒng)管線設(shè)備腐蝕的重要因素，一般情況下，產(chǎn)出水不含溶解氣體，但在注水工藝中，某些操作易使空氣中的CO2，O2等進(jìn)入水中，導(dǎo)致注入水中的溶解CO2、溶解O含量升高。

在分別含等量O2，CO2，H2S的環(huán)境中，碳鋼在含O2環(huán)境中的腐蝕速率是在含其他兩種氣體環(huán)境中的近百倍。O2是強(qiáng)陰極去極化劑，O2溶于水中容易促使管線發(fā)生電化學(xué)腐蝕。CO2溶于水后也具有較強(qiáng)的腐蝕性，相同pH下，低碳鋼在溶解CO2環(huán)境中的腐蝕速率為7 mm/年，在厭氧條件下的腐蝕速率高達(dá)20 mm/年，CO2也會(huì)導(dǎo)致油井管的服役壽命大幅度下降。

服役環(huán)境（溫度、流速）

管線的腐蝕環(huán)境會(huì)影響管線腐蝕動(dòng)力學(xué)速率。腐蝕溫度是影響腐蝕的重要因素，溫度變化影響著電化學(xué)反應(yīng)速率、結(jié)垢趨勢(shì)、細(xì)菌繁殖速度等。

在密閉環(huán)境中，隨著溫度的升高，金屬腐蝕速率增大，這主要是由于溫度升高加快了電化學(xué)反應(yīng)過(guò)程的傳質(zhì)速率；同時(shí)，溫度升高（>40 ℃）導(dǎo)致成垢離子的溶度積減小，在水中的溶解度降低，鹽類沉淀物更容易析出，這也解釋了在井底溫度較高時(shí)管道的易成垢現(xiàn)象；溫度也影響著細(xì)菌的生長(zhǎng)和繁殖，以SRB為例，將其分為嗜溫SRB和嗜熱SRB，嗜溫SRB的最佳生長(zhǎng)溫度為36 ℃，嗜熱SRB的最佳生長(zhǎng)溫度為40~70 ℃，溫度升高或降低都不利于細(xì)菌的生長(zhǎng)代謝，并會(huì)影響細(xì)菌對(duì)金屬的腐蝕。

LIU等研究了嗜熱SRB菌株在不同溫度下對(duì)碳鋼的腐蝕影響，結(jié)果表明60 ℃含嗜熱SRB環(huán)境中碳鋼的腐蝕速率是37 ℃時(shí)的2.2倍，表明嗜熱SRB對(duì)高溫具有依賴性。硫酸鹽的還原速率與溫度呈阿羅尼烏斯函數(shù)關(guān)系如下：

硫酸鹽還原速率 = A exp(-E/RT)

式中：A為阿羅尼烏斯常數(shù)；E為反應(yīng)活化能，J；R為氣體常數(shù)；T是環(huán)境溫度，K。

介質(zhì)流速也會(huì)影響管道腐蝕速率，其對(duì)腐蝕速率的影響主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是加快了離子的快速傳質(zhì)過(guò)程，從而加快了腐蝕進(jìn)程；二是對(duì)管道表面產(chǎn)生切向作用，破壞了腐蝕產(chǎn)物膜的完整性，改變了管道表面的電化學(xué)狀態(tài)，導(dǎo)致管道發(fā)生局部腐蝕。

萬(wàn)里平等研究表明，碳鋼的腐蝕速率隨著液體流速的增大而增大，流速增大1倍，腐蝕速率增大0.3~1倍，這主要與表面腐蝕產(chǎn)物膜的破壞有關(guān)。

此外，流速對(duì)管道結(jié)垢的影響也較大。結(jié)垢增長(zhǎng)率隨著流速增大而減小，流速較小時(shí)，介質(zhì)中攜帶的固體顆粒和微生物排泄物沉積概率增大，管道結(jié)垢概率也明顯加大，特別是在結(jié)構(gòu)突變的部位，流速越小，越有利于晶體的成核，成垢核心生長(zhǎng)的環(huán)境越穩(wěn)定，結(jié)垢趨勢(shì)越大，當(dāng)流速繼續(xù)增大時(shí)，污垢的剝蝕率增大，因而總增長(zhǎng)率減小。