白驹油田位于浙江省苏北盆地东台坳陷的东北部和建湖隆起的东南部，其主体部位白驹凹陷是一个中新生代沉积凹陷。原油具有凝固点高、含蜡高、胶质沥青质含量高的特点。油田集输系统采用掺热水集油流程，水源为油田采出污水。主要工艺为：含水原油在沉降罐脱水后，污水通过掺水泵，经换热器换热达到80℃左右，输向单井井口与采出油混合为其进行伴热，回输至联合站。该系统自2008年投运以来，掺水泵腐蚀结垢严重，掺水管线多次发生腐蚀穿孔，现场截取管材中垢厚6 mm，影响了油田的正常生产(图 1)。
为了系统地分析腐蚀结垢机理，开展了集输系统腐蚀结垢现状分析，借助水质水性分析、腐蚀电化学分析、X射线衍射分析等手段对伴热水在集输管线内运行状态下的腐蚀结垢情况进行研究，并提出相应的防护对策。
白驹油田集输系统水样离子成分分析和沿程水样离子含量见表 1和图 2，从集输系统沿程离子含量变化情况可以看出：
(1) 掺水矿化度偏高，特别是Cl-含量较高(8000 mg/L~10000 mg/L)，易于构成氧浓差电池，电化学腐蚀性强。
(2) pH值为7.85~7.95，呈弱碱性。在弱碱性体系中，排除析氢腐蚀的可能。
(3) Ca2+、Mg2+含量沿程变化下降明显，失Ca2+ 20.7%，失Mg2+ 35.5%，初步判断存在结CaCO3和MgCO3垢现象。
对沿程水样溶解氧、含硫化合物、总铁、细菌等造成腐蚀结垢的主要水质指标进行检测(见表 2)，结果表明：
(1) 接受水箱出口、掺水泵出口溶解氧含量分别为0.55 mg/L、0.42 mg/L。对腐蚀过程存在一定危害。
(2) SRB含量≥1.1×104个/mL，大大超出标准要求。SRB腐蚀过程[1-2]主要表现为将SO42-还原为S2-，对应的Fe氧化成Fe2+。
(3) DO、SRB引起的腐蚀均为典型的阴极过程控制的电化学腐蚀。
应用Stiff &Davis公式[3]对沉降罐脱水样进行了CaCO3结垢趋势预测，SI为0.05，有轻微结垢倾向(见表 3)。进一步考察水样浊度、失Ca2+率和失Mg2+率，通过实验测定(见表 4和表 5)可见，沉降罐脱出水由室温升高到80℃后恒温，失Ca2+率高达23.34%，进一步验证了该结论。
在集输系统接收水箱处进行挂片实验(表 6)，测定出现场平均腐蚀速率为0.1464 mm/a，试片表面发生腐蚀，坑蚀和锈蚀较明显，边缘腐蚀较重。
在水质、水性等分析的基础上，借助腐蚀电化学实验分析，确定腐蚀类型。
测定钢材在80℃采出污水中的原始极化曲线，阴极极化率(bC)值均大于各自的阳极极化率(bA)值(图 3、图 4和表 7)。试验结果表明，腐蚀速率由阴极极化所控制。集输系统pH值为7.8~7.9，属于弱碱性环境，结合水质分析中溶解氧含量超出标准值，判断阴极反应主要为吸氧腐蚀[4]。除氧后的腐蚀电流密度显著降低，平均腐蚀速率明显下降，如表 8所示。
对集输系统腐蚀结垢产物进行了X射线衍射全岩定量分析，确定腐蚀结垢产物的主要成分及含量(表 9)。结果表明，系统腐蚀结垢同时发生，结垢主要以CaCO3和MgCO3垢为主，另有部分腐蚀产物为铁的氧化物。
通过以上水质水性分析、电化学分析、X射线衍射分析等方法，在大量实验研究基础上，基本确定了集输系统腐蚀类型为：腐蚀为阴极氧去极化所控制的电化学腐蚀。溶解氧、高Cl-和高SRB含量是腐蚀发生的主要原因；结垢以CaCO3和MgCO3垢为主。腐蚀的发生，影响结垢，而结垢的产生又促进了腐蚀的进行。
DO腐蚀主要过程为阳极区域Fe不断失去电子，变成Fe2+进入水体，即不断被溶解腐蚀，留下的电子通过金属本体移动到阴极区，与水和溶解在水中的O2起反应生成OH-。
SRB是一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物，且以有机物为营养的细菌[5-6]。SRB代谢产生侵蚀性的代谢产物H2S，同时SRB的氢化酶活性和代谢产物能促进腐蚀过程的阴极去极化作用而加速腐蚀。
活性阴离子Cl-在金属表面发生选择性吸附，形成局部腐蚀活性点，使腐蚀进一步加剧，最后发展为宏观可见的腐蚀孔[7]。由于孔内介质中的溶解氧得不到及时补充很快被耗尽，形成氧浓差电池，加速了腐蚀过程。
集输系统产生腐蚀结垢为多种因素共同作用的结果，影响因素复杂，所以不能单一地应用某一种防护技术来控制，而要多种因素综合考虑[8]。如采用耐蚀管材、涂层保护、添加化学药剂、阴极保护等。但使用耐腐蚀材料投资过高，且影响正常生产，不适合现场应用，涂层保护对于旧管道来说，施工难度大且效果不理想。结合集输系统工艺流程，依据腐蚀结垢类型的研究认识，现场采取以缓蚀剂、阻垢剂保护、杀菌剂除菌、化学药剂除氧为主，以物理浮床隔氧、储罐阴极保护为辅的防腐防垢对策。
针对存在的阴极氧去极化所控制的电化学腐蚀，选用了多种阴极型缓蚀剂进行效果评价和筛选。由表 10实验数据可知，缓蚀剂JPC-01在60 mg/L~80 mg/L时缓蚀效果较好，腐蚀速率低于标准0.076 mm/a，能够满足防腐的要求。
从阻垢剂实验效果(表 11)看，效果较好的是JPCS-02(60)，其防垢率大于95%以上，能满足防垢要求。
对现场目前使用的杀菌剂进行评价，加药量为60 mg/L~100 mg/L时杀菌效果明显。
采取浮床式(高分子膜)密闭隔氧技术，使系统处于密闭状态，同时加入亚硫酸钠进行化学除氧。
采用牺牲阳极法对储油罐进行阴极保护，延长设备使用寿命。
根据取得的研究成果，对集输系统进行防腐防垢工艺改造，腐蚀速率由改造前的0.1464 mm/a下降至0.0632 mm/a，沿程Ca2+、Mg2+含量基本不发生变化，起到了明显的防腐防垢效果。说明了该防腐防垢技术对策具有见效快、成本低、改造简单、使用方便灵活的优点，适宜在白驹油田集输系统应用。
(1) 白驹油田集输系统腐蚀和结垢同时发生。腐蚀是阴极过程控制的电化学腐蚀，结垢以CaCO3和MgCO3垢为主。腐蚀结垢相互作用，彼此促进。
(2) 垢物沉积覆盖在金属表面，形成缺氧环境，使厌氧菌SRB在沉积物下大量繁殖，细菌腐蚀严重，同时构成了氧浓差腐蚀电池，进一步加速了系统的腐蚀。
(3) 集输系统Cl-含量高，加速了金属表面钝化膜的破坏，加速局部腐蚀损伤，表现为宏观可见的腐蚀孔。
(4) 筛选评价的缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂效果明显，有较强的适应性和针对性，能够满足现场防腐防垢的技术要求。
(5) 形成了一套油田集输系统防腐防垢技术对策和配套措施，现场应用效果显著，腐蚀速率明显下降，防垢效果突出, 可有效缓解了集输系统的腐蚀结垢问题，提高油田开发效益。
2012, Vol. 41 Issue (1): 85-89
2012, Vol. 41 Issue (1): 85-89