油田污水防垢除垢防腐技术研究综述

1、油田污水防垢除垢防腐技术研究第一章 绪论1.1 课题研究背景与意义1.1.1 课题研究背景油田污水处理的目的是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。各油田或区块的水质成分复杂、差异较大，处理后回注水的水质要求也不一样，因此处理工艺应有所选择。为了能合理地、经济地选择水处理工艺流程，应对各单项工艺或组合工艺的处理功能有所了解。我国油田污水处理回注的整体技术、工艺、管理水平低，不能及时引进、消化国际先进的技术与设备，没有借鉴国外先进的管理经验，这也是我国大部分油田污水处理回注站处理效率低、水质无法达标的主要原因之一。早期的石油开发称为一次采油，主要是依靠油层自有

2、的能量进行采油，其采收率较低。二十世纪以来，为提高石油的采收率，开始推广以补充油藏能量为主的注水、注气的二次采油技术。随着不断的开发，中国的大部分陆上油田已经进入了高含水期，采出液综合含水率高达80%以上，部分油田已超过90%，为达到稳产保产的目的，我国大庆、胜利、辽河等主力油田又发展了施予能量货主如去油剂开采油层残余油的三次采油技术。在以自喷方式开采的一次采油中，其采出液含水率很低。在二次采油过程中，我国绝大部分油田是采用注水开发方式，注入水随原油一同采出，使采出液含水率不断上升，加大油田污水处理压力。在三次采油过程中，我国多采用注聚合物驱油。油田污水处理的目的是去除水中的油、悬浮物以及其它

3、有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。各油田或区块的水质成分复杂、差异较大，处理后回注水的水质要求也不一样，因此处理工艺应有所选择。为了能合理地、经济地选择水处理工艺流程，应对各单项工艺或组合工艺的处理功能有所了解。我国油田污水处理回注的整体技术、工艺、管理水平低，不能及时引进、消化国际先进的技术与设备，没有借鉴国外先进的管理经验，这也是我国大部分油田污水处理回注站处理效率低、水质无法达标的主要原因之一1。油田污水水质复杂，含有许多有害成分。因此对油田注入水的水质应有一定要求，否则会带来一系列新问题。污水中大量成垢盐类随着温度、压力变化，以及因与不同水的混合，将出现结垢、堵塞现象。例如

4、，某油田一口油井投产仅10天，2.5英寸集油管就因积垢而被堵死，先后更换6次管线，最后被迫关井2。目前每年注水约6.2亿m3，每年产出水约3亿m3，这些水随原油产出，原油脱水后水中常带油，而且地层采出的水都不同程度地含Ca2+、Mg2+ 、Fe 2+、 Fe 3+、SO42-、CO32-等离子，从保护环境的角度出发，不能随便排放，而要求100%处理回注，这样做一方面可以利用污水资源减少注入新鲜水的量，另一方面可以减少对环境用水的污染3。油田污水的不合理回注和排放，不仅使地面设备不能正常工作，而且会因地层堵塞而带来危害，同时也会造成环境污染。因此，针对油田水腐蚀、结垢和细菌造成的危害，采取有力的

5、缓蚀、防垢和杀菌措施，不断提高和改进油田水处理技术已成为势在必行的重要课题2。其中结垢问题已同砂、蜡、水、稠问题一样，成为采油工艺和油气水处理工艺中不可忽视的研究课题。1.1.2 课题研究意义污水处理一是提高水的循环利用率，节约水资源。我国是水资源较严重匮乏的国家，人均水资源约为全世界人均量的1/4，随着人口数量的增加和经济的高速发展，用水量将逐年增加，水资源短缺的矛盾将会更加突出。在水资源缺乏的地区，将处理的城市污水直接川于工业，已成为拓展水供应能力的有效方法。因此，提高水资源的循环利用量，节约用水已势在必行、刻不容缓。含油污水是石油的天然伴生物，目前我国各油田基本都采用注水开发方式，即注入

6、的高压水驱动原油使其从油井中被开采出来。含油污水是油田开发过程中的“三废”之一，其量最大，随着油田开发的不断深入,油田采出水量逐步增大,特别是注水开发的晚期,采出水率高达80-90.每生产1t原油约需要注89t水，因而水资源和石油生产的关系极大1。采出水中所含的油和脂及其它溶解化合物,如不进行处理,水质超标回注可导致污水与油层水相混产生沉淀、对注水设施腐蚀、携带大量悬浮物会堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道等严重后果，极大的影响了油田的采收率4。排入水体则会造成污染,破坏生态平衡,并且造成大量的水资源浪费。由于油田污水种类多，地层差异及钻井工艺不同等原因，各油田污水处理站不仅水质差异大，而且油田污水

7、的水质变化大，这为油田污水的处理带来困难5。如何有效地控制和治理在开采和使用石油、天然气过程中造成的水污染，已成世界各国面临的重要课题。我国陆上油田大部分已进入开发后期，综合含水达到80%以上，部分油田已超过90%。随着含水率的上升，采出液总液量不断增加，油田地面工程各系统已暴露出与高含水期生产不相适应的问题。针对油田开发后期地面系统现状及存在的问题，通过立项攻关，在配套工艺、高效设备研究方面取得了突破进展，不断改进、完善、配套这些工艺技术，对满足我国陆上油田后期开发的技术需要具有重要指导作用。1.2 油田污水处理简介1.2.1 油田污水来源油田污水的来源主要包括以下几个方面。（1）采出水地层

8、采出液经油水分离后的含油污水，即原油生产过程中的脱出水，包括原油脱水站、联合站内各种三相分离器分出水、电脱水器的脱出水、原油储罐的罐底水、含盐原油洗盐后的污水等。特点是成分复杂，水质较差：高含油、高有机物含量；含盐（具有一定的矿化度）；含微生物和细菌；含部分化学药剂（破乳剂、缓蚀剂等）；具有较高的温度、不含氧。（2）洗井水及其污染物为提高注水量、有效保护井下管柱，需定期对注水井进行洗井作业，另外，还有井下作业洗井。特点是洗井水主要含有石油类、表面活性剂及酸、碱等污染物。为减少油区环境污染，将洗井水建网回收入污水处理站。（3）钻井污水在钻井施工过程中产生的污水。有钻井泵冲洗水、振动筛冲洗水、钻台

9、和钻具机械设备清洗水、废气钻井池清洗液、采油机排出的冷却水及井场生活污水组成。特点是含大量的石油类、钻井液添加剂、岩屑等，具有较高的粘度，污染性强。（4）矿区雨水及其污染物在油田矿区由于降雨形成地表径流，可将散落在井场及土壤中的部分落地原油带入地表水体。特点是矿区雨水所含有的污染物主要是石油类和泥沙冲积物。这些污水需要全部回收处理净化，减少污染，满足环保要求。1.2.2 油田污水特点由于原油产地地质条件、原油性质、注水性质以及原油集输和初加工的整个工艺不尽相同，我国部分油田含油污水水质有较大差异。表1-1 我国主要油田含油污水水质含油污水中的油以浮油、分散油、乳化油、溶解油、油湿固体等五种形态

10、存在。含油污水中的其他杂质还有悬浮固体、胶体、溶解物质等等。1.2.3 注水水质基本要求及标准由于各油田或区块油藏孔隙结构和喉道直径不同，相应的渗透率也不同，因此注水水质标准也不相同，目前我国主要油田都制定了本油田的注水水质标准，尽管各标准差异较大，但都要符合注水水质基本要求，即：（1）水质稳定，与油层水相混不产生沉淀；（2）水注入油层后不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊；（3）水中不得携带大量悬浮物；（4）对注水设备腐蚀性小；（5）两种水源混合注水时应首先证实两种水的配伍性；（6）具有一定洗油能力；（7）严格控制注入水的杂质含量及油含量。注水水质辅助性指标有溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、PH值

11、以及铁。第2章 油田污水防垢除垢防腐技术研究2.1 油田污水结垢概述油气田开发过程中, 油气藏中的流体油、气、水从油气层中流出，由于温度、压力和油气水平衡状态的变化，容易在地下储层、采油井井筒、套管、生产油管发生无机盐类的沉积，生成垢。结垢现象的发生堵塞油田管线，将给生产带来不利影响，使产能降低，能耗增大，不能正常连续操作，甚至停产。目前，油气集输系统的结垢问题已经成为我国各油田普遍存在的问题。2.1.1 结垢机理油气生产开发过程中常见的结垢机理主要有四种6：（1）不配伍混合不配伍的注入水和地层水混合可引起结垢。在二次采油和提高采收率注水作业过程中经常将处理后的油田采出水或海水注入储层中，海水

12、一般富含硫酸根离子，而地层水多含钙离子、镁离子，因此当两种不同性质的水混合时发生化学反应，生成硫酸钙、硫酸镁等垢。（2）自动结垢油藏内水与油共存，各种采油工艺的实施不可避免的导致平衡状态的改变。如果这种变化使得流体组分超过某种矿物质的溶解度极限，就会形成结垢沉积；硫酸盐和碳酸盐会在开发过程中由于压力温度的变化，或者流动受到阻碍而沉积，高矿化度盐水的温度大幅下降会导致卤化物结晶沉淀。当含有酸气的采出液形成碳酸盐结垢沉淀时，开采过程中压力下降会使流体脱气, 从而提高PH值，导致自动结垢加剧。（3）蒸发引起的结垢结垢还与开采过程中同时产生的烃类气体和地层盐水有关。随着生产管柱中静水压力的减小，烃类气

13、体的体积增大，温度较高的盐水发生蒸发，从而使得剩余水中溶解离子的浓度超过矿物质的溶度积而引起结垢。（4）气驱或化学驱引起结垢利用二氧化碳驱进行二次采油时，含有二氧化碳的水体为酸性，与溶解地层中的方解石形成动态平衡，当周围地层压力下降时，二氧化碳会脱离溶解，于是碳酸钙等沉淀产物就会在射孔井眼和近井眼的地层孔隙中形成结垢，产生的结垢问题使压力进一步下降，从而形成更多的垢样沉积；化学驱中注入的碱液与地层作用会使PH值、离子组分以及温度压力发生变化，可引起碳酸盐、硅酸盐、氢氧化物结垢，注蒸汽驱油过程中高温高压也会使硫酸钙，碳酸钙发生结垢沉积。如下图2-1所示7。图2-1 常见油田垢的形成机理2.1.2

14、 污垢的分类 对污垢的分类，可以按换热器类型分为相变换热污垢（沸腾换热污垢，凝结换热污垢）、显热换热污垢（加热换热污垢，冷却换热污垢）和化学反应换热污垢（吸热换热污垢，放热换热污垢）；也可以按流体类型分为水溶液污垢、石油分馏污垢、烟气污垢等；还可以按设备类型或工业类型分，但是这些分类都不如Epstein在第六届国际传热大会上提出的按照结垢层沉积机理的不同分类准确，而且后者也更有利于对污垢特性的研究和认识，因而很快为国际科技工程界所接受。按照结垢层沉积机理的不同，可将污垢划分为颗粒垢、结晶垢、化学反应垢、腐蚀垢、生物垢等8。（1）颗粒垢悬浮于流体中的固体微粒在换热表面上的积聚。这种污垢也包括较大

15、固态微粒在水平换热面上因重力作用而形成的沉淀层，即所谓沉淀污垢和其它胶体微粒的沉积。（2）结晶垢溶解于流体中的无机盐在换热表面上结晶而形成的沉积物。结晶的析出通常是由于蒸发或冷却过程中溶液过饱和因而析出晶体。油气集输系统中管道壁所结出的碳酸钙和硫酸钙垢层即为典型的结晶污垢。（3）化学反应垢在传热表面上进行的化学反应所产生的污垢。传热面材料不参加反应，但可作为化学反应的一种催化剂。例如，在石油加工过程中，碳氢化合物的裂解和聚合反应若含有少量杂质，则可能发生链反应，从而导致表面沉积物形成。（4）腐蚀垢具有腐蚀性的流体或者流体中含有的腐蚀性杂质腐蚀换热表面而产生的污垢。通常，腐蚀的程度取决于流体的成

16、分、温度、被处理流体的PH值及传热设备的材质。（5）生物垢除海水冷却装置以外，一般生物污垢均指微生物污垢。生物污垢可能产生粘泥，而粘泥反过来又为生物污垢的繁殖提供了条件。这种污垢对温度很敏感，在适宜的温度条件下，生物污垢可生成较厚的污垢层。一般来说，通常的污垢形成过程可能是几种污垢形成机理同时作用的结果即混合结垢9。对于油气集输系统而言，最常见的污垢类型是结晶污垢，在某些情况下，还可能有颗粒污垢及生物污垢。2.1.3 油田污水结垢影响因素外因：（1）温度的影响：温度主要影响成垢。当温度升高时，碳酸钙、硫酸钙等结垢物质在水中的溶解度降低，从而可形成垢。另外，温度升高还会使碳酸氢钙分解而生成碳酸钙

17、垢。（2）压力的影响：压力的增加使碳酸钙在水中的溶解度增加，从热力学观点看，增加压力可增加溶解度。压力下降对底下井筒和管线的结垢有很大的影响。在注水系统中，注水干线水压高，结垢较少，支管水压有所降低，结垢较严重。（3）pH值的影响：pH较低时碳酸钙在水中溶解度较大，沉淀就较少，反之，pH升高，碳酸钙较多，铁化合物垢同样较多，而对于硫酸盐垢其影响不大。（4）流速的影响：水介质的流动会影响成垢物质的结晶过程，使垢不易生成。在其它条件不变的情况下，水的流速越大，结垢倾向也越小。即使在有明显结垢趋势的水流中，结垢现象也不十分明显10。内因：（1）水硬度的影响国内研究人员通过试验得到了流体硬度对结垢的影

18、响11 。在流量为0. 140m3 / h( 流速为0. 495 m/s)，加热功率为1 200 W，起始溶液硬度分别为800mg/ L 和1 000 mg/ L 的条件下，考察循环水硬度变化对结垢的影响。试验之始，硬度为1 000 mg/ L 的溶液比硬度为800 mg/ L 的溶液结垢更快。试验时间相同时，硬度为1 000 mg/ L 的溶液比硬度为800mg/ L 的水垢热阻要大，试验进行到4. 04 h 时，硬度为1 000 mg/ L 溶液的垢层热阻是1. 82×10- 4( m2·K/W) , 而硬度为800 mg/ L 溶液的垢层热阻是1. 55×1

19、0-4（m2·K/W），前者比后者高出17. 4% 。但是，随着试验时间的延长，两者的差距在缩小，当试验进行到10 h，硬度为800 mg/ L 溶液的垢层热阻和硬度为1000 mg/ L 溶液的已相差无几。表明硬度对管壁结垢的影响不大。（2）含盐量的影响碳酸盐垢是油田注采井中经常遇到的结垢物质。成垢物质的来源主要有两个方面: 一是注入水中含有一定量Ca2+ 和Mg2+ ，与CO32- 和SO42-等离子生成结垢物质在管壁上沉积，并不断增多；二是地层水中含有Ca2+ 、Mg2+ 、HCO3- 等大量结垢离子，同时注入水与地层水不配伍混合时析出沉淀物。另外，水中其它盐如NaCl 的含量

20、构成影响水垢溶解度的共同因素7。一般地，含盐量增大，水垢的溶解度增大。但当水中NaCl 浓度大于2. 5 mol/ L 时，CaSO4·2H2O 的溶解度随浓度增加而下降，溶液非结垢离子浓度增加也会使CaCO3、CaSO4溶解度增加。为此，当地层水与注入清水混合使盐度降低，可能引起井下结垢。2.1.4 结垢的危害结垢是油田水质控制中遇到的最严重的问题，在注水系统中，有些区域的供水管线、注水井井筒管线及井底出现结垢现象，使管线内径变小，降低了水截流面积，增大了水流阻力和输送能量。污垢沉积在注水井井筒，造成了注水管道的堵塞，注水压力升高，影响了注水效率。另外，管线结垢引起了严重的垢下腐蚀

21、，结垢和腐蚀造成大量的管线无法正常使用，影响了原油的正常生产。全球每年用于垢的清洗和结垢引起的热损失的消耗方面的资金达数百亿美元。2.2 防垢机理2.2.1晶体生成动力学理论的发展和研究现状7自从1669年丹麦学者斯蒂诺开创晶体生长理论启蒙工作以来，至今晶体生长理论研究已获得了很大发展，形成了晶体成核理论、输运理论、界面稳定理论、晶体平衡形态理论、界面结构理论、界面动力学理论和负离子配位多面体模型等。（1）晶体平衡形态理论该理论从晶体内部结构和热力学分析出发，先后提出了Barvasi法则、Gibbs-Wuff晶体生长定律、Frank运动学理论。（2）界面生长理论晶体生长过程可看作是生长界面不断

22、推移的过程。经典的四种界面结构模型是完整光滑突变界面模型、非完整光滑突变界面模型、粗糙突变界面模型以及弥散界面模型。2.2.2 经典的防垢机理一般认为，防垢剂通过以下机理起到防垢作用：（1）反应+络合(鳌合)机理防垢剂与金属离子反应，形成稳定的环状结构，减小了可用于成垢的金属离子的量。该机理很难解释以下现象:有机嶙酸与钙离子配合物的稳定常数远远小于EDTA与钙离子配合物的稳定常数，而有机磷酸的防垢效果却远远好于EDTA;反应+络合(鳌合)机理是符合化学计量的，即一定的防垢剂按化学计量控制一定量的成垢离子，显然很难解释目前防垢剂所具有的“低剂量效应”。（2）晶格畸变机理1945年，比尤奇尔(Bu

23、chrer)提出了晶格畸变机理，认为当在水中加入防垢剂时，它们会吸附到碳酸钙晶体的活性生长点上，并与ca+2鳌合，抑制晶格向一定的方向成长，使晶格歪曲。(3)静电排斥机理防垢剂在垢表面吸附，使垢表面带电，抑制了垢晶体间的聚结;防垢剂也可在结垢表面吸附，使结垢表面也带电，从而使那些不能相互聚结的垢晶体也不能在结垢表面沉积，达到防垢目的。2.3 国内外防垢方法多年来，人们认为油田水结垢是不可避免的，因此对这一问题没能引起足够的重视。近30年来，结垢问题对油田正常生产的影响日益严重并消耗了巨额资金，国内外对集输系统的防垢问题日益重视，石油工作者在油田防垢除垢技术方面做了大量研究工作，并取得了不少进展

24、12。油田生产系统中，防止结垢的措施都是从污垢的形成过程中着手：首先，在结垢物形成的初期防止成垢阴阳离子结合生成晶核或者抑制晶核长大；其次是分离晶核，主要是控制成垢的阳离子，如鳌合二价金属离子;最后，防止晶体的沉积，保持形成的晶体颗粒在水中扩散，并防止其在金属表面上沉积。防止结垢的基本思路通常有两种：防止结垢物质的形成；防止结垢物质之间的粘结及其在传热表面上的沉积。基于这两种思路，目前国内外油田采用最多的防垢方法是化学防垢法，近年来出现了物理和工艺的防垢方法。前者主要是通过稀释方法或加入阻垢剂来防止结垢物质的形成，而后者则是通过造成某种条件或改变外界条件来破坏成垢。2.3.1化学法防垢化学法防

25、垢主要是通过稀释和加入化学阻垢剂的方法阻止或减少无机盐在溶液和流体通道壁上的结晶沉淀。化学防垢主要使用各种防垢剂。目前，油田水处理中常用防垢剂主要包括有机磷酸和低分子聚合物两类7。化学防垢方法通常有两种：第一种是向水中注入一定量的二氧化碳气体防止碱垢的生成，或加入酸性溶液(盐酸和硫酸等)控制水的pH在6.57.2防止碱性垢物的生成；第二种是在有成垢倾向的水中加入化学防垢剂，利用化学防垢剂特有的性能(鳌合性或抑制性)来防止各种垢的生成。2.3.2物理法防垢物理法防垢是通过某种作用阻止无机盐沉积于系统壁上，同时允许无机盐在溶液中形成晶核甚至结晶，但要求这种结晶悬浮于溶液中而不粘附于系统的器壁上。物

26、理防垢法主要有晶种技术、超声波处理技术、磁处理技术以及电场防垢技术l5。晶种技术是利用晶种来创立一个较大的表面，这些表面通常是由一些能生成垢的无机盐材料或其它不溶于水的材料制成，可能结垢的无机盐微粒首先在这些表面上结垢，从而防止了其它部位上垢的生成。超声波防垢是利用声波的穿透能力和振荡作用，首先，声波较强的穿透性可以穿入垢层中，使盐垢的每个质点都能得到极大的加速度，从而在结晶界面上产生较强的剪切力，垢层变为微粒状从介质上脱落;其次，声波的振荡作用，使得晶体不容易在管壁和设备上沉积结垢，从而起到防垢作用。磁防垢技术主要是用永磁铁和电磁铁设备防垢。磁处理能够暂时性的改变水的结垢现象，使器壁或管壁表

27、面不形成晶状或无定形硬质水垢，而形成微小的无附壁能力的松散颗粒沉淀于底部，随排污排出，由此达到防垢作用。电场防垢技术是利用高压静电场使得水中成垢离子被规则排列的偶极水分子包围，影响其相互接近和附着器壁的能力，从而阻碍水垢的形成13。另外，新的物理法防垢技术仍在不断推出，如采用新型的表面处理技术来减少结垢，包括表面等离子处理技术、复合镀层低能表面技术等。2.3.3工艺法防垢工艺法防垢主要是通过改变垢物形成的外部条件来实现防垢。工艺防垢法的具体措施有：正确选用注水水源，确保注入水与地层水的化学配伍性；控制投产流速和生产压差；保持井底流压高于饱和压力；使产出液形成油包水型乳状液；使井中的油水混合液成

28、为紊流状态等等13。具体实施时，工艺法措施各有利弊，不可多种措施同时使用，应根据油田的实际情况酌情选用。2.4 国内外除垢方法2.4.1 化学药剂除垢对已结垢的管道设备必须清除积垢，不同类型的垢所用药剂不同，因此需首先鉴别垢的类型。除盐(NaCl)垢最好的办法是用水冲洗，但由于NaCl垢并非纯NaCl，而还有其它类型的垢在内，故水洗时间长，水量大，效果也未必很好，此时亦需加一些活性剂或其它溶垢组分3。2.4.2 机械除垢就是清管器(刮管器)除垢，现在用的是外边有磨料的内为泡沫塑料的可变形的刮管器用泵打入管网，可以通过一系列不同管径的管网。单用机械法清垢效率很低，最好与化学除垢剂联合使用，当化学

29、除垢剂将垢泡松软，接着用机械除垢器清管器清管，这样除垢效率最高当然，有的化学剂能完全溶掉垢再用清水冲洗就行，则不必机械清除3。2.4.3 电磁除垢电磁处理后的水较原水表面张力、密度、溶解度等均增大，对垢体的溶解、浸透力较原水大314倍，更主要是电磁处理后水密度增大，退磁成原水后密度又变小的机理，是导致除垢效果的关键原因。旧垢在炉、管壁上不免有裂缝和疏孔，当具有较强溶解、渗透垢体能力的电磁处理水进入垢体与炉、管壁间后，逐渐深化垢底。经过1天后，电磁处理水逆转为原水密度减小，体积膨胀而离开垢体，新的电磁处理水又渗入，如此反复最终导致垢体脱落14。2.5 油田污水腐蚀性概述2.5.1 油田污水腐蚀因

30、素对于油田采出水回注系统来说，如果水质较差将会给注水管材、设备以至油层带来腐蚀、堵塞、结垢三大问题，而这三大问题就是影响油田正常生产的主要危害因素，因此也引起了广泛的关注和重视。回注系统中出现的腐蚀、堵塞、结垢问题是多种因素之间相互关联、相互作用的结果，而腐蚀对注水系统的影响尤其严重。造成油田污水腐蚀的因素主要有以下几种。（1）溶解氧的腐蚀氧是造成采油污水腐蚀的重要因素。在油田产出水中本来不含有氧，但当采出地面后却常因曝氧接触而含氧。溶解氧在水中有双重作用，溶解氧含量较高时，可使金属表面形成氧化膜而减弱腐蚀；含量较低时，由于保护性氧化膜很难形成，溶解氧将促进金属腐蚀。（2）二氧化碳的腐蚀二氧化

31、碳注入水后对钢铁有极强的腐蚀性，在相同的PH值下，由于二氧化碳的总酸度比盐酸高，因此它对钢铁的腐蚀比盐酸还厉害。二氧化碳腐蚀最典型的特点是呈现局部的点蚀、线状腐蚀和台面状腐蚀，其中台面状腐蚀是腐蚀过程最严重的一种情况。二氧化碳腐蚀可能使油气井管柱的寿命大大低于设计寿命，使油井管的服役寿命大大下降。（3）H2S的腐蚀H2S不仅能够发生电化学腐蚀，还能够导致氢脆，且在应力作用下，会发生应力腐蚀。影响H2S腐蚀的主要因素是H2S浓度、pH值、温度、流速、CO2及Cl-的含量、系统压力。（4）pH值得影响有关学者通过研究碳钢在氧浓度为1mg/L纯水中的腐蚀速率和pH值得关系时发现：当水的pH4的酸性范

32、围内时，碳钢表面上进行的是均匀腐蚀，实际上是碳钢的酸洗过程。当pH值大约在410范围内时，腐蚀过程受氧扩撒过程控制，因而腐蚀速率不受pH制的影响，而当pH值在1013的碱性范围内时，腐蚀速率随着pH值得升高而升高。（5）硫酸盐还原菌（SRB）的腐蚀在油田注水系统和工业循环冷却水系统中，硫酸盐还原菌(Sulfate-Reducing Bacteria，简称SRB)的存在是引起微生物腐蚀（MIC）的主要因素之一。硫酸盐还原菌，在无氧状态下，用乳酸或丙酮酸等有机物作为电子供给体，用硫酸盐作为末端电子接受体，将硫酸根还原为两价硫而繁殖的一群专性厌氧菌。它能在pH为69.5、温度为5-50范围内生长。S

33、RB广泛存在于土壤、海水、河水、地下管道油气井等处。从现有的资料来看，硫酸盐还原菌对腐蚀也有较严重的影响。目前，国内外针对硫酸盐还原细菌的生理、生态和生化特征及其腐蚀机理和防护措施等也开展了一系列的研究，对于厌氧菌SRB 引起的微生物腐蚀，国内外提出了不少腐蚀机理，其主要有以下三种：以Von Wolzgen Kuhr为首的阴极去极化理论，即SRB通过氢化酶消耗阴极氢来加速腐蚀。以R.A.King为首的局部腐蚀机理，即微生物在金属表面所形成的生物膜覆盖层是不完整的。而是以菌落形式出现，微生物的生命活动成为诱导点蚀的驱动力，事实上MIC引起的腐蚀90%以上具有局部腐蚀特征。代谢产物作用机理，即细菌

34、代谢产生的硫化物促进了腐蚀。唐和清也提出了挥发性磷化物是腐蚀的主要因素。（6）铁细菌（IB）的腐蚀铁细菌是一类好氧异养菌，也有兼性异养和严格自养型，可以把二价铁氧化成三价铁而获得能量。介质中铁浓度对铁细菌影响比较大，一般在铁含量为6mg/L 的环境中可以旺盛生长，广泛存在于循环冷却水和腐蚀污垢中。铁细菌腐蚀离不开氧的作用，研究认为，铁细菌主要通过缝隙腐蚀机理发生腐蚀，作用范围为高氧区和金属表面阳极点及大范围的阴极区。（7）腐生菌（TGB）的腐蚀腐生菌也称粘液形成菌，是一类混合型好氧异养菌，常见的有产气杆菌、黄杆菌、巨大芽孢菌、萤光假单胞菌和枯草芽孢杆菌等。由于水环境中含有腐生菌生长、繁殖的营养

35、条件，所以在油田回注水系统中普遍存在腐生菌。腐生菌腐蚀机理主要是通过产生粘性物质并与其它细菌及代谢产物积累形成沉淀污垢，附着在管壁及设备上，形成氧浓差电池腐蚀金属设备，还能堵塞管道及过滤器等。此外，腐生菌不但能为SRB等厌氧菌创造局部厌氧环境，促进其生长、繁殖，加速微生物腐蚀速率，还能增加水质粘度、恶化水质等。（8）溶解盐采油污水中的溶解盐类对其腐蚀性有显著的影响，不同的阴离子和阳离子对水的腐蚀程度也不同。研究表明：若阳离子相同，则在相同矿化度情况下，阴离子的腐蚀速率与离子渗透能力有关，离子渗透能力强，则破坏保护层的能力强，腐蚀速率就高。2.5.2 油田污水防腐机理通过对污水腐蚀性的研究结果表

36、明，溶解气（O2、CO2等）、pH 值、细菌、盐类等是油田污水腐蚀重要的影响因素。因此认为，在对注水管线腐蚀采取防护措施的时候，各油田应该在现有的腐蚀防护措施的基础上，着重考虑驱除产出水中的溶解气体，适当调节产出水的pH，并进行杀菌等措施。由于污水成分复杂，各因素之间的相互作用也比较复杂，腐蚀防护措施也应该结合污水自身的特点，采取多种方式，争取用最小的成本达到最好的腐蚀防护效果。2.6 油田污水防腐技术2.6.1 水质改性技术在油田采出水系统中，腐蚀环境（介质）是由水质状况所决定的，所以要控制腐蚀，就必须对油田采出水采取一定的水质控制措施，所谓的水质控制就是通过化学手段防止水在运行过程中出现腐

37、蚀、结垢、粘泥附着等情况。其具体方法如下：（1）调整pH二氧化碳溶于水后主要以HCO3-和H+的形式存在。从二氧化碳的腐蚀机理可以看出，溶液中HCO3-、H+的浓度直接关系到CO2腐蚀的速率。因此，为了降低产出水溶液中HCO3-、H+的浓度，减小二氧化碳的腐蚀速率，可以通过调整产出水溶液的pH值而达到控制腐蚀速率的目的。（2）去除溶解气体工业生产用的除氧方法主要有物理方法、化学方法和电化学。物理方法主要包括大气热力除氧、吸附除氧、膜分离除氧、解析除氧、真空除氧等。化学除氧主要是利用化学反应进行除氧。化学法除氧又分为化学吸收/吸附除氧、利用变价氧化物类还原剂除氧、催化加氢除氧等。电化学除氧采用电化学保护原理，使一种易氧化的金属发生电化学腐蚀，达到消除氧的目的。电化学除氧方法的设备简单、操作方便、运行费用低，但是电化学除氧法目前尚无成熟的经验。具体方法有吹脱法和