气田污水处理回注系统腐蚀机理与防护对策研究 52页

长庆油田分公司科技攻关项目汇报材料气田污水处理回注系统腐蚀机理与防护对策研究2007年12月\n气田污水处理回注系统腐蚀机理与防护对策研究编写：校对：审核：参加人员：2007年12月\n目录前言·······················································································································1第一章靖边气田污水处理系统存在的主要故障·················································21靖边气田回注污水的处理工艺及现状···························································21.1净化厂回注污水的处理工艺及现状··························································21.2北二区、南二区回注污水的处理工艺及现状············································32污水的处理系统存在的主要故障···································································42.1污水处理和回注系统存在严重的腐蚀现象··············································42.2污水处理和回注系统存在严重的结垢现象··············································62.3污水中微生物的大量繁殖··········································································62.4污水处理系统出水水质不合格··································································63小结···················································································································6第二章气田污水处理系统回注污水的腐蚀机理及影响因素分析·····················8\n1气田采气工艺特点及污水的水质特点···························································81.1采气工艺流程······························································································81.2第一采气厂天然气气体组成······································································81.3气田污水的组成性质分析··········································································81.3.1水质分析···································································································81.3.2污水处理系统出水（回注污水）中悬浮物粒径分布·····························102第二净化厂回注污水管线附着物组成分析·················································113腐蚀倾向的判断·····························································································124污水处理系统腐蚀因素及腐蚀机理·····························································124.1H2S和CO2的腐蚀作用···············································································124.1.1硫化氢腐蚀·····························································································124.1.2二氧化碳的腐蚀·····················································································144.2溶解氧的腐蚀作用····················································································154.3细菌的腐蚀\n作用························································································154.4溶解氧引起的腐蚀····················································································165气田污水处理及回注污水的腐蚀影响因素的研究·····································175.1矿化度对不含醇污水的腐蚀影响····························································175.2pH值对不含醇污水的腐蚀影响······························································185.3H2S含量对不含醇污水的腐蚀影响··························································195.4CO2含量对不含醇污水的腐蚀影响·························································215.5四种回注污水的腐蚀规律研究································································216小结·················································································································23第三章第一采气厂污水处理及回注系统腐蚀控制方法及耐蚀金属材料、缓蚀剂的的选择与性能评价···········································································24第一部分控制腐蚀的方法···················································································241控制腐蚀的关键环节·····················································································242腐蚀的控制技术·····························································································252.1\n合理的设计································································································252.2正确选用金属材料····················································································252.3改变腐蚀环境····························································································252.4电化学保护································································································262.5用耐腐蚀非金属材料代替金属材料························································262.6采用耐腐蚀覆盖层····················································································262.7使用化学药剂····························································································273小结·················································································································27第二部分气田污水处理及回注系统耐蚀金属材料的选择与性能评价···········271气田回注系统耐腐蚀材质的选择·································································271.1超高强度油井管························································································271.2高压套管····································································································281.3防腐蚀\n套管····························································································281.4特殊螺纹油井管························································································281.5连续管········································································································281.6膨胀管········································································································291.7抗CO2腐蚀油井管·····················································································291.8不锈钢系列································································································292气田回注污水耐腐蚀材质的性能评价·························································303小结·················································································································30第三部分缓蚀剂的筛选及性能评价···································································311缓蚀剂的选择及作用机理·············································································312缓蚀剂的筛选及性能评价·············································································322.1静态挂片缓蚀试验····················································································322.2\n静态酸性缓蚀试验····················································································332.3动态挂片缓蚀试验····················································································342.4缓蚀剂加药量与缓蚀率的关系································································342.5缓蚀剂不同温度下的缓蚀性能································································342.6模拟现场动态腐蚀试验············································································353细菌腐蚀的控制·····························································································363.1油田细菌腐蚀的危害················································································363.2杀菌剂评价方法························································································363.2.1镜检法·····································································································363.2.2标准平皿计数法·····················································································363.2.3液体稀释法·····························································································363.3杀菌剂WT-809的杀菌效果······································································374缓蚀剂、杀菌剂的配伍性能···········································································375小结\n·················································································································38第四章气田回注污水处理系统的防腐处理方法和工艺流程研究···················391气田回注污水处理系统防腐处理方法的确定·············································392气田回注污水处理系统工艺流程的确定·····················································40第五章结论···········································································································41\n前言随着靖边气田的逐步开发，局部区块开始产出地层水，气田污水总量在逐渐增大，不含醇污水量也越来越大，造成目前的污水处理工艺和处理能力已不能满足生产需要，严重影响了气田的正常生产和富水区中的储量动用，增加了气田生产组织难度。随着开发规模的扩大及富水区块的全面开发，产水井、产水量会不断增加，产水井的合理开发和污水拉运、处理之间的矛盾将更加突出。靖边气田的主力气层为下古奥陶系马家沟组，该产层在局部区块产出地层水。通过长期动态监测，结合静态分析，认为目前整个气田范围内存在北二区、陕5井区、陕93井区和陕181井区四个产水区，另外还有32个产水井点。目前水体面积738.05km2，投产井中有48口产出地层水，占靖边气田投产井总数的20.48%，所产污水约占气田污水总量的60%以上。目前采气一厂建成的气田污水（设计）处理能力为700m3/d，分为含醇污水处理和不含醇污水处理两种工艺，其中气田含醇污水设计处理能力300m3/d，气田不含醇污水设计处理能力400m3/d。含醇污水处理系统包括污水预处理、甲醇回收、污水回灌等处理单元，第一采气厂含醇污水处理装置主要建在三座天然气净化厂内，其中甲醇再生装置是含醇污水处理的关键设备，目前共有4套装置。不含醇污水处理系统主要建在靖边气田两个较大的富水区，即南二区和北二区。产出污水，连同生产污水、检修污水、循环水排污水等经过处理后，回注地下，由于天然气产出污水中溶解有高浓度的CO2、H2S等腐蚀性气体，而且常含有大量的矿物质、悬浮物、机械性杂质及乳化油、烃类气体等。使污水具有较强腐蚀性和较易结垢倾向性。靖边气田污水的水质特点决定了其对金属设备和管线具有很强的腐蚀性。使污水处理和回注系统长时间存在腐蚀、细菌滋生、出水固悬物超标等问题，导致污水处理及回注系统管线及油套管多处腐蚀穿孔，影响了生产的正常进行。为解决这一长期存在的问题，经过大量的实验室研究，并根据我们对同类系统研究和处理的经验，确定出了适宜的污水处理方案和配套的化学助剂。\n第一章靖边气田污水处理系统存在的主要故障靖边气田含油含醇污水由于吸收天然气中的CO2、H2S等组分而显酸性，而且常含有大量的矿物质、悬浮物、机械性杂质及乳化油等，再加上在天然气开采过程中为了减缓腐蚀及防止水合物的生成，人们在井筒和地面管线中定期注入一定量的组成较为复杂的化学药剂和甲醇，这就使得采出污水成为一个含醇、含盐、含油、含大量机械杂质、呈酸性的具有较强腐蚀性和较易结垢的复杂且稳定的体系。根据结垢理论分析和预测，这种水系统在常温常压下已有结垢趋势存在，在甲醇回收过程中，随着温度的增加，其结垢趋势将进一步增加。所以气田含油含醇污水在高温下有严重的结垢趋势存在，在甲醇回收处理过程中会产生大量结垢，从而使甲醇回收装置中换热器管程和精馏塔陶瓷波纹板填料中产生严重的结垢堵塞，同时水中大量的机杂和乳化油的沉积会进一步加剧管程和精馏塔陶瓷波纹板填料堵塞，影响甲醇回收装置处理效率和处理能力。另外，由于气田污水矿化度和Cl-离子含量很高、且pH值较低，同时还溶解有一定量的CO2、H2S等腐蚀性气体和大量的乳化油存在，使这种气田含醇污水对管线和设备等具有很强的腐蚀性。1.靖边气田回注污水的处理工艺及现状1.1净化厂回注污水的处理工艺及现状净化厂的回注污水主要包括生产污水、检修污水、循环水排污、锅炉房排污、甲醇回收单元塔底水及生活污水；生活污水、生产污水和检修污水经核桃壳过滤器处理，循环水排污、锅炉房排污及甲醇回收单元塔底水（又称混合污水）经纤维球过滤器处理；处理后的各种污水在调节罐混合，然后由回注泵回注到地层。图1第一净化厂回注污水处理工艺流程\n图2第二净化厂回注污水处理工艺流程1.2北二区、南二区回注污水的处理工艺及现状北二区共有产水井数21口，目前正常生产产水井数18口，井筒积液井数3口。随着井网的不断完善，2004年后该井区水气比降低并趋于稳定，平均日产气量3.5863×104m3，平均日产水量9.891m3，累计产气10.0079×108m3，累计产水18.664×108m3。北二区在运行过程中，日均处理水量84m3，回注压力为9.80Mpa。其污水回注处理工艺流程为：来水à大罐沉淀à组合过滤器à回注地层。南二区共有产水井数14口，目前正常生产产水井数9口，井筒积液井数5口。到2003年后该井区内井网逐渐完善，产水气井增多，水气比趋于稳定，目前平均日产气量3.3674×104m3，平均日产水量6.732m3，累计产气量8.8378×108m3，累计产水量7.090×104m3。南二区在运行过程中，日均处理水量245m3，回注压力为9.30MPa。其污水回注处理工艺流程为：来水à大罐沉淀à组合过滤器à回注地层。第一净化厂的污水处理单元及处理量见表1。表1第一采气厂气田污水处理系统建设情况污水预处理甲醇再生装置污水回灌备注投产日期设计能力（m3/d）投产日期设计能力（m3/d）投产日期设计能力（m3/d）一净200015019971001997240含醇污水处理200050二净200110020011002001408三净200350200350南二区2004200//2004240不含醇污水处理北二区2003200//2003240\n2污水处理系统存在的主要故障2.1污水处理和回注系统存在严重的腐蚀现象图3第一净化厂回注井油管腐蚀情况图4第二净化厂回注井油管腐蚀情况\n无论是一净、二净，还是北二区、南二区污水处理系统，均存在着严重的腐蚀现象，其中一净污水处理系统回注管线腐蚀相对较轻，金属表面覆盖一层黄色的铁锈（见图3所示）；二净污水处理系统腐蚀严重，管线局部出现腐蚀穿孔的现象，金属表面覆盖厚厚一层黑色腐蚀产物（见图4所示）。图5北二区回注井油管腐蚀情况图6南二区回注井油管腐蚀情况\n北二区污水处理和回注系统存在严重腐蚀现象，有些污水回注管线中出现了腐蚀孔洞现象，管壁表面覆盖一层均匀、黑色的腐蚀产物（北二区污水处理及回注系统腐蚀情况见图5所示）；南二区污水处理及回注系统腐蚀现象相对较轻，未出现腐蚀穿孔（洞）现象，管线表面覆盖一层黄色、均匀铁锈（南二区污水处理及回注系统腐蚀情况见图6所示）。2.2污水处理和回注系统存在严重的结垢现象污水对金属管线的严重腐蚀，使金属表面附着厚厚一层腐蚀产物形成的锈垢。这些锈垢在金属表面的附着，一方面容易产生垢下腐蚀（局部腐蚀）、为硫酸盐还原菌的繁殖提供了场所，进一步促进局部腐蚀的发生；另一方面，锈垢的严重附着，使得污水回注管线的有效管径缩小，降低了污水回注时的有限通量。2.3污水中微生物的大量繁殖气田产出水中含有大量的有机质、硫酸根、硫等杂质，并处于无氧的水质环境，为硫酸盐还原菌提供了良好的孳生环境和充足的营养源。使污水中硫酸盐还原菌大量孳生。2.4污水处理系统出水水质不合格一净、二净污水处理系统采用了较为完善的净化处理工艺，出水（回注污水）中悬浮物相对较低、水较清只是腐蚀严重，再加上含油量较高（尤其一净污水），在回注水中含有一些黑色的悬浮物；北二区、南二区污水处理系统由于只采用了相对简单的处理工艺，出水（回注污水）水质相对较差，悬浮物、浊度较高，水呈半透明或不透明，其中南二区呈土黄色。污水中溶解高浓度的H2S气体，有明显的硫化氢气味。这种气体的存在，大大增加了污水对金属的腐蚀。3小结污水处理系统中主要存在以下故障：1）严重的腐蚀。在一净、二净及北二区、南二区污水处理及回注系统中主要存在金属腐蚀故障，严重的部位出现了腐蚀穿孔、洞的现象。妨碍了泵系统正常运行。2）腐蚀产物的严重附着，在污水回注管线上附着一层厚厚的锈垢。\n3）污水水质的特殊性及特殊的水质环境，为硫酸盐还原菌的大量孳生提供了所需的营养和繁殖场所，使污水中硫酸盐还原菌大量孳生。\n第二章气田污水处理系统回注污水的腐蚀机理及影响因素分析1气田采气工艺特点及气田污水的水质特点1.1采气工艺流程靖边气田开发初期，总体认为是无水气藏、丰度较低，气田采取的是高压集气、集中注醇、污水集中处理等配套工艺。随着气田的大面积开发和产能的大幅度提高，气田产出污水总量逐渐增大，不含醇污水量也越来越大。天然气中常伴有CO2、H2S等腐蚀性气体，这些伴生气溶解在产出污水中，使产出污水水质更加复杂，呈严重腐蚀性水质。1.2第一采气厂天然气气体组成表2第一采气厂天然气的组成成分摩尔比含量mol%重量比含量wt%H2S1.112.01CO26.2314.73N23.7585.57甲烷88.02074.72乙烷0.0430.07丙烷0.1110.26丁烷以上0.6372.64从表中天然气气体组成可以看出：天然气中含有大量的H2S和CO2气体，使得采气产出水中含有高浓度H2S和CO2气体等溶解性气体。这是污水处理系统腐蚀的主要原因。1.3气田污水的组成性质分析1.3.1水质分析经过现场取样进行详细分析测试，得出一净、二净、南二区、北二区回注污水中各种离子含量的分析结果见表3。从表中四种水样的离子组成性质可以看出：1）净化厂污水中有溶解状的CO2、H2S气体，散发出明显的硫化氢气味；污水pH值较低污水，呈微酸性。2）净化厂回注污水中钡、锶离子含量较高，钙、镁、铁、HCO3-\n离子含量相对较低；北二区、南二区中钡、锶离子含量更高，钙、镁、铁、HCO3-离子含量相对较高。3）于气田污水矿化度和Cl-离子含量很高。4）一净污水中含有少量黑色悬浮固体（FeS），二净污水中含有大量黑色悬浮固体（FeS）；南二区回注污水发黄（Fe3+），不透明；北二区滤后回注水较清；另外，回注污水中含有较高浓度的悬浮物和油污，其中，北二区和南二区污水中悬浮物很高，而一净和北二区回注污水中油污含量很高。5）四种污水均属于氯化钙型。表3气田回注污水的离子含量分析结果分析项目一净二净南二区北二区含量(mg/L)含量(mg/L)含量(mg/L)含量(mg/L)阳离子K++Na+4072.915358.2834776.7416154.61Ca2+835.01957.801601.482357.67Mg2+268.13208.541191.68491.57∑Ba+Sr13843.5113464.8158571.9448894.10∑Fe13.1612.98459.22633.79阴离子Cl-15421.2817379.5455565.57115537.22SO42-0.00.00.00.0CO32-0.00.00.00.0HCO3-455.49234.65215.32325.74OH-0.00.00.00.0其他总矿化度34909.4937606.60151981.96183859.18悬浮固体＞21.75＞27160.5＞292含油量57.84.555.261640气味硫化氢味硫化氢味硫化氢味硫化氢味水型CaCl2型CaCl2型CaCl2型CaCl2型透明度半透明半透明不透明半透明外观水较清，有少量黑色悬浮物水较清，有大量黑色悬浮物水发黄水清pH值6.06.55.55.5根据对四种回注污水的水质分析和理论计算，这些污水具有很强的腐蚀倾向；在处理及回注过程中，会对金属设备和管线产生严重的腐蚀；这些污水中暂硬成垢离子（CO32-、HCO3-等）较高，而永硬成垢离子（SO42-等）低，在微酸性水质条件下产生硬垢的结垢倾向很小。\n但由于腐蚀产物、油污、悬浮物等的存在，会在污水处理和回注系统的金属管线上产生一层厚厚的附着物，促进微生物的大量繁殖和垢下腐蚀的产生。1.3.2污水处理系统出水（回注污水）中悬浮物粒径分布图7第一净化厂回注污水中悬浮颗粒物的粒径分布曲线图8第二净化厂回注污水中悬浮颗粒物的粒径分布曲线图9南二区回注污水中悬浮颗粒物的粒径分布曲线图10北二区回注污水中悬浮颗粒物的粒径分布曲线\n通过对回注污水中悬浮物粒径分布（分布图见图7-图10所示）可以看出：1）一净、二净污水中悬浮固体的粒径相对较大，大于10μm的占绝大多数（体积百分含量＞70%），说明这种污水中的悬浮颗粒易于去除，不会对地层造成伤害。2）南二区、北二区污水中悬浮固体的粒径相对较小，小于10μm的占绝大多数（体积百分含量＞70%），说明这种污水中的悬浮颗粒不易去除，必须借助其他的方法进行去除，如果不经过处理就直接回注地层，可定会堵筛地层喉道，造成注水压力升高，增加污水回注难度和成本。2第二净化厂回注污水管线附着物组成分析第二净化厂的回注污水管线外壁黏附一层厚厚的黑色物，并且从上到下有5根管线外壁都有。对5根管线上的黑色附着物通过化学容量法进行垢样的离子组成分析，并通过χ-衍射分析垢样的类型。垢样的离子组成分析结果见表4，垢样的垢型分析结果见表5。表4二净回注管线垢样离子组成分析结果分析项目井筒1井筒2井筒3井筒4井筒5110℃减量4.63％5.65％5.15％5.23％4.88％550℃灼烧减量22.68％25.03％25.9％27.03％36.38％930℃灼烧减量25.78％29.23％27.78％30.3％39.78％酸不溶物4.23％4.15％3.95％2.72％2.53％铁离子的含量42.52％48.91％40.87％44.37％45.20％钙离子的含量2.76％1.66％4.42％2.21％0.0％镁离子的含量1.56％0.63％0.30％0.74％0.60％硫酸根离子的含量0.70％0.86％3.27％1.30％2.65％硫酸钡的含量0.0％0.0％0.0％0.125％0.14％表5二净回注管线垢样垢型分析结果分析项目井筒1井筒2井筒3井筒4井筒5CaCO322.018.2126.3421.80SiO26.129.457.119.675.59Fe9S837.3748.13417.6739.7661.68FeCO330.839.82FeFe2O49.48Fe2O38.2416.0117.49FeO(OH)13.6724.7330.8312.7515.25\n从表中分析结果可以得出：1）附着物中含有大量多硫化物、碳酸铁、碳酸钙（合量大于50％）；2）附着物中含有硫化亚铁，用酸处理时有硫化氢气味；3）垢样中硫酸盐含量较少；4）附着中钙、镁离子含量较少，铁离子含量较多；5）垢样中几乎不含硫酸钡。通过对污水回注管线表面附着物组成的分析，可以看出净化厂污水处理和回注系统中主要存在着H2S-CO2-H2O体系对金属材质的腐蚀，附着物以腐蚀产物为主，成垢离子结晶析出形成的硬垢较少，这与对污水水质的分析及过相吻合。3腐蚀倾向的判定对靖边气田污水处理及回注系统来说腐蚀问题是必然存在的，因为天然气产出污水pＨ值较低，均溶解有H2S、CO2等腐蚀性气体、污水矿化度都较高，硫酸盐还原菌（SRB）等孳生亦会引起系统的腐蚀。只是腐蚀的程度因污水水质和污水处理工艺条件的不同而有很大差别。对不同油气田污水处理和回注系统金属的腐蚀倾向，可从以下几个方面分析判定：⑴从产出污水的水质分析看：水中含有较高的硫化物、CO2等腐蚀性气体，会引起金属腐蚀；污水pＨ值较低、矿化度较高，会加重金属的腐蚀程度。 ⑵气田产出污水中含有大量厌氧生长的硫酸盐还原菌，会产生细菌腐蚀。 ⑶产出污水在收集运输和处理过程中，与空气接触程度的不同，导致污水中溶解氧浓度的不同。如果污水中溶解O2浓度较低，则会促进硫酸盐还原菌在处理系统和储罐中的大量繁殖，加重微生物腐蚀和H2S-H2O腐蚀，俯视产物为黑色；如果与空气接触充分，则在微生物腐蚀和H2S-H2O腐蚀的基础上，又会产生氧腐蚀。4.污水处理系统腐蚀因素及腐蚀机理4.1H2S和CO2的腐蚀作用污水处理及回注系统最主要的腐蚀因素是H2S和CO2引起的腐蚀。其腐蚀作用机理与如下。4.1.1硫化氢腐蚀硫化氢腐蚀具有独特的侵略性，可通过电化学腐蚀和氢脆而使设备腐蚀损坏。硫化氢溶在水中时可作为弱酸离解为离子：\nH2S←→HS-+H+←→S2-+2H+反应平衡向左或右移动取决于介质pH值：在中性和碱性介质中含硫氢离子最多，在弱酸介质中含分子硫化氢，在强碱性电解液中出现少量硫离子。很多油气藏含有大量的硫化氢。由于硫化氢易溶于水（30℃时约为3000mg/L），故油气井产出水pH值降低，铲除污水或烃相吸收的大部分硫化氢不是以离子形式存在而是以分子形式存在。现已公认，反应式Fe+H2S®FeS+H2过于简单，并不能反映硫化氢腐蚀的实际机理。关于硫化氢对电极反应影响的看法，都是根据形成起表面催化剂作用的中间化合物这一假设提出来的。硫化氢加速铁的阳极电离反应如下：Fe+H2S+H2O=Fe(HS-)吸附+H3O+Fe(HS-)吸附→(FeHS)++2e(FeHS)++H3O+→Fe2++H2S+H2O形成的络合物分解，而硫化氢则还原。在金属表面形成化学吸附的催化剂Fe（HS-）吸附时，铁离子和硫原子牢固结合，导致金属原子间结合减弱，从而使金属原子容易电离。二价铁离子与硫氢离子按反应式Fe2++HS-®FeS+H+反应，使近电极区的二价铁离子浓度降低也导致同样结果。这时，铁的电极电位向负方向转移，加速阳极腐蚀过程。硫化氢对阴极反应的作用机理有以下反应：Fe+HS-←→Fe(HS-)吸附Fe(HS-)吸附+H3O+←→Fe(H-S-H)吸附+H2OFe(H-S-H)吸附+e→Fe(HS-)吸附+H吸附最后阶段是最缓慢的，它限制阴极过程的总速度。硫化氢不直接参加阴极反应，而只是作为加速氢离子放电的催化剂。还原的氢原子一部分再化合，另一部分则扩散到金属内部引起氢脆。H2S对金属的腐蚀速率与温度、压力、流速及介质pH值相关联。H2S产生腐蚀速率主要取决于腐蚀介质的pH值的变化，不同的pH值可导致显著不同的腐蚀和氢鼓泡损伤。1）当pH值低于4.5时，发生酸性腐蚀并产生，腐蚀速率随pH的降低而急剧增加。2）当pH值为4.5-6.0时，腐蚀速率和氢渗透缓慢。3）当pH值为6.0-8.0时,因腐蚀形成的硫化铁膜不完整，\n腐蚀速率反而会增加，但无氢鼓泡发生。4）当pH值大于8时，腐蚀速率非常低，并形成有保护作用的硫化铁膜，无氢鼓泡发生。在含硫化氢介质中生成的铁腐蚀产物用通式FexSy表示，它对腐蚀动力学有重要的影响。铁硫化物的组织和防护性质取决于生成条件，主要是取决于介质中硫化氢的含量。χ射线组织研究和电子照相研究已经确定，当硫化氢浓度低时（2.0mg/L以下），硫化物薄膜主要是由陨铁矿FeS和黄铁矿FeS2组成，晶粒在0.02mm以下。当硫化氢浓度为2.0~20mg/L，另外还生成少量Fe9S8。当硫化氢浓度高于20mg/L时，腐蚀产物中以Fe9S8居多，晶粒也增大到0.075mm。Fe9S8晶格不完整，它不能阻止铁的扩散，也就是不具有防护性能，结果造成持久的、相当大的腐蚀速度。FeS2和FeS晶格缺陷相对较小，可阻止铁离子扩散，因而有一定的防护作用。硫化铁对于铁/钢是阴极，与之形成电偶，其电位差可达0.2~0.4V。硫化物能与钢形成强电偶，导致污水处理设备和回注管线产生很深的溃烂而很快破坏。4.1.2二氧化碳的腐蚀油气田产出污水处理和回注系统中，二氧化碳腐蚀是另一个重要的腐蚀因素。严重时可引起设备内表面的腐蚀速度达5~8mm/a，导致设备损坏甚至发生事故。伴随天然气开采过程，CO2溶于产出污水中，使污水呈酸性。二氧化碳腐蚀速度取决于实际天然气CO2分压（与产出污水中CO2的溶解浓度有关），两者关系是很复杂的。随着分压增加到约0.3Mpa，腐蚀速度很快增加，而后腐蚀速度变慢；当分压在1.2Mpa时，腐蚀速度达5.7mm/a。钢腐蚀速度取决于CO2分压的特征是因为pH值降低。当水中的溶解铁离子浓度在170mg/L以上时，二氧化碳腐蚀主要由于阳极过程的减缓而抑制。当然，在pH值下，在二氧化碳水介质中腐蚀要比在强酸溶液中更为强烈。这是因为在碳酸介质中氢离子同碳酸和被溶解的CO2处于平衡，去极化作用消耗的氢离子可以靠碳酸的形式和离解水来补充，其反应为：CO2+H2OH2CO3←→HCO3-+H+当金属表面碳酸溶液中氢离子消耗时，深层溶液的扩散便可以给予补充。4.2溶解盐的腐蚀作用\n从靖边气田污水水质分析结果看，含有大量的溶解盐，矿化度高达35000～1854000mg/L，而且水型为CaCl2水型，位于电化学腐蚀最严重的盐含量区域，是系统腐蚀的一个重要因素。当与H2S或CO2共存时，会加速腐蚀速度。4.3细菌的腐蚀作用在油气田水中会遇到各种不同的细菌。众所周知，异养菌会产生生物粘泥，导致设备、管线的堵塞；但危害最大的是硫酸盐还原菌和脱硫弧菌，生产井约50%的腐蚀破坏都与硫酸盐还原菌有关。同样，油气田产出污水中同样存在这样的细菌，污水处理和回注系统同样受到硫酸盐还原菌腐蚀的影响。硫酸盐还原菌在其生命活动中，不断氧化始终存在于天然水中的分子氢或者在钢设备腐蚀过程中因阴极反应而析出的分子氢，从而使硫酸盐、亚硫酸盐转变成硫化氢。电离反应8H2O8OH-+8H+阴极反应4Fe4Fe2++8e阳极反应8H++8e8H（吸附在铁表面上）细菌阴极去极化作用SO42-+8H（吸附）细菌S2-+4H2O腐蚀产物Fe2++S2-FeS3Fe2++6OH-3Fe(OH)2总反应4Fe+SO42-+4H2OFeS+3Fe(OH)2+2OH-从式中可以看出硫酸盐还原菌的腐蚀过程。硫酸盐还原菌的阴极去极化作用，主要是细菌中的氢化酶的作用。硫酸盐还原菌中的氢化酶可在金属表面上的阴极部位把硫酸根生物催化成硫离子和初生态氧，初生态氧在阴极使吸附于阴极表面的氢去极化而生成水，因此上述反应中的去极化剂并不是细菌而是初生态氧。铁在除气矿化水中的腐蚀速度，常温下达0.002~0.02mm/a。当介质中仅有硫化氢时，铁的腐蚀速度一般为0.3~0.5mm/a。但实际设备的腐蚀速度大都为1.0~1.5mm/a以上。3Fe(OH)26OH-Fe2+FeSS2-\nSRB8H+8e4Fe4Fe2++8e8H2O8OH-+8H+图11硫酸盐还原菌的腐蚀原理示意图在含有硫化氢、氧的岩层水和污水中，设备腐蚀速度6~8mm/a。当存在硫氧化菌时，硫化铁可能氧化成硫酸根离子，结果使介质明显地酸化。上述微生物过程对加剧腐蚀的影响事实表明，在中性矿水介质中，当引入硫酸盐还原菌或者硫氧化菌和硫化物氧化菌时，腐蚀过程的特性发生剧烈变化。H2S-CO2-H2O腐蚀体系和硫酸盐还原菌对金属的腐蚀产物以铁的硫化物（包括多硫化物）为主，外观表现为黑色。腐蚀型态多表现为局部腐蚀（如蚀坑、孔、洞等）。4.4溶解氧引起的腐蚀在污水处理及回注系统中，各水源、各部位可能与空气接触，使水中溶解一定浓度的溶解氧另外，由于种种原因，碳钢表面并不是均匀，当污水与金属接触后会与金属发生电化学反应造成金属腐蚀。溶解氧的腐蚀机理如图12所示。阳极：阴极：在水中：图12a因保护膜破裂形成的局部腐蚀图12b因氧浓差形成的局部腐蚀图12溶解氧的腐蚀机理氧腐蚀以均匀腐蚀为主，造成的腐蚀形态多以金属表面的溃疡和锈瘤。腐蚀产为多为黄色的Fe2O3，随着腐蚀的继续发生和腐蚀产物在金属表面附着厚度的增加，底层会出现黑色FeO.Fe2O3。\n通过对第一采气厂污水水质、管线表面附着物成分的分析，以及腐蚀机理的探讨，我们认为：1）第二净化厂和北二区污水处理及回注系统存在的腐蚀问题主要由H2S-CO2-H2O腐蚀体系和硫酸盐还原菌对金属的腐蚀引起，腐蚀产物以黑色的铁硫化物（包括多硫化物）为主，腐蚀型态多表现为局部腐蚀（如蚀坑、孔、洞等）。2）第一净化厂和南二区污水处理及回注系统的腐蚀在H2S-CO2-H2O腐蚀体系和硫酸盐还原菌腐蚀的基础上，还存在着氧腐蚀。5气田污水处理及回注污水的腐蚀影响因素的研究对目前采集的四种回注污水，采用中腐公司的PS-268A型电化学测试仪和EG&G公司的VMP3测定污水的极化曲线和极化阻抗，分析研究引起回注污水腐蚀结垢的影响因素。极化曲线的测量的初始电位为-150mV（相对于腐蚀电位），终止电位为800mV（相对于腐蚀电位），扫描速度为0.5mV/s。电化学阻抗谱的频率范围为5Hz～100Hz，阻抗测量信号幅值为5mV正弦波，电解池为自制400ml玻璃电解池，辅助电极为金属铂电极，参比电极为饱和甘汞电极。5.1矿化度对不含醇污水的腐蚀影响污水中矿化度对污水腐蚀具有很强的促进作用，不同浓度Cl-对碳钢腐蚀电化学行为的影响如图13、14所示。图13氯离子对不含醇污水的腐蚀影响极化曲线\n图14氯离子对不含醇污水的腐蚀影响极化阻抗曲线从图13可以看出，随着氯离子浓度的增大，阴极反应逐渐增强，当氯离子含量大于60000mg/L时，阴极反应趋于稳定。这是由于大量氯离子的存在，使碳钢表面的钝化膜受到破坏，在一些活化点上开始出现阳极溶解过程，但在电位比较低的区域，短时间内可能不发生明显的腐蚀，当电极电位正移到一定区域时，阳极溶解电流就会迅速上升，电极表面就会出现肉眼可见的腐蚀点。随着电位继续正移时，阳极溶解电流迅速增大，使不同部分金属表面的阳极溶解速度发生变化，已产生孔蚀部分的阳极溶解速度远大于其它没有被破坏的表面，最终使金属表面大部分区域保持钝化状态，光亮如初。而在局部钝化膜破坏的区域，则发生溃疡腐蚀和小孔腐蚀。图14给出的是不同氯离子含量下不含醇污水在自腐蚀电位下的电化学交流阻抗谱，Zr和Zi分别代表阻抗的虚部和实部。当氯离子分别为15000mg/L、30000mg/L时，不含醇污水的交流阻抗谱出现2个时间常数，说明当碳钢在刚开始形成的钝化膜后，由于氯离子的存在，使碳钢表面的钝化膜受到破坏，腐蚀过程开始进行。当氯离子分别为60000mg/L、和120000mg/L时，不含醇污水的交流阻抗谱出现3个时间常数，说明到氯离子含量增大到一定数量后，由于腐蚀产物的积聚，腐蚀程度逐渐减缓。5.2pH值对不含醇污水的腐蚀影响不同pH值对碳钢腐蚀电化学行为的影响如图15、16所示。\n图15pH值对不含醇污水的腐蚀影响极化曲线图16pH值对不含醇污水的腐蚀影响极化阻抗曲线从图15可以看出，当pH为5时，电极没有发生钝化行为，当电位继续正移时，阳极溶解电流迅速增大，腐蚀严重。当pH为6、7、8时，电位在一定范围内，阳极电流没有增大，形成一个钝化区，说明腐蚀较轻。从图16可以看出，H+促进A3钢的阳极溶解过程，而且同溶液的成分密切相关。当pH=6、7、8时，电化学阻抗谱显示有3个时间常数，且在含有大量氯离子，钙镁等成垢离子的情况下，使腐蚀过程十分复杂，既有H+的去极化反应，也有由于腐蚀产物和结垢产物的聚集，使腐蚀进一步加剧。5.3H2S含量对不含醇污水的腐蚀影响污水处理系统中存在的腐蚀主要由CO2-H2S-H2O腐蚀体系对碳钢的腐蚀引起的，H2S浓度（污水中表现为s2-离子）直接影响污水对系统的腐蚀。\n不同通气时间下H2S对碳钢腐蚀电化学行为的影响如图17、18所示。图17H2S含量对不含醇污水的腐蚀影响极化曲线图18H2S含量对不含醇污水的腐蚀影响极化阻抗曲线图17是A3钢在通入不同时间H2S的不含醇污水中的极化曲线。通入H2S时间越长，H2S含量越大，可以促进阳极反应，但是对阴极反应几乎没有影响。根据Henry定律，维持溶液离子强度不变，溶液中其他离子含量基本不变，因此，H2S浓度的变化，对阴极反应没有影响。在阳极极化曲线中，H2S含量的增加，随着电位的正移，电流密度增加速率稍微减小，并形成钝化区。这是由于H2S的增加，H2S与Fe生成FeS，附着在电极表面，形成钝化膜。从图18可以看出，在通入H2S0.5分钟、1分钟时，阻抗谱出现了一个时间常数，说明主要为H2S的去极化反应，相对应的出现极限扩散的阻抗特征。通入H2S为2分钟时，阻抗谱出现2个时间常数，这主要是因为H2S与Fe发生反应生成了FeS，形成一层钝化膜附着在电极表面，所以电极电位和\nFeS的覆盖度发生了变化。5.4CO2含量对不含醇污水的腐蚀影响污水中CO2浓度不同，污水pH值就会发生变化，同时引起污水中溶解氧分压的不同。CO2的存在，不仅直接与碳钢反应产生腐蚀，而且还会促进H2S腐蚀的发生，不同通气时间下CO2对碳钢腐蚀电化学行为的影响如图19所示。图19CO2含量对不含醇污水的腐蚀影响极化曲线从图上可以看出，阳极极化曲线变化不太明显，说明阳极反应机理没有发生改变。在通入五分钟CO2后含醇污水环境中，阴极极化曲线明显下移，自腐蚀电位也降低，说明含醇污水腐蚀能力增强，阴极反应主要受活化控制的H2CO3和HCO3-的还原为主。5.5四种回注污水的腐蚀规律研究四种回注污水对碳钢的电化学腐蚀规律如图20、21所示。图20四种回注污水的极化曲线\n图21四种回注污水的极化阻抗曲线从图20中数据可以看出，阳极极化曲线变化不太明显，而阴极极化曲线变化较大，几种腐蚀介质的阴极区都出现了不同程度的扩散现象。在阳极的强极化区，当电位相同时，电流密度大小关系为：南二区＞北二区＞一净＞二净，则可知，腐蚀介质的腐蚀能力为：南二区＞北二区＞一净＞二净。由图21谱可知，二净回注污水的阻抗半径明显大于其它三种回注污水，南二区和北二区的阻抗半径最小。阻抗半径越小，代表腐蚀介质的腐蚀能力越强，所以南二区和北二区回注污水的腐蚀能力最强，二净回注污水的腐蚀能力最弱，与极化曲线分析所得到的结果吻合。对目前采集的四种回注污水，采用腐蚀挂片试验（A3钢），研究了各自对碳钢的腐蚀性，具体研究结果见表6。条件：室温；挂片时间48小时；控制搅动流体的转速为120rpm左右。表6四种回注污水的腐蚀挂片分析结果污水区块污水pH值腐蚀速率mm/a南二区回注污水5.50.2933北二区回注污水5.50.3113一净回注污水6.00.0681二净回注污水6.50.1011从表中的腐蚀性可以得出，四种回注污水的腐蚀顺序为：北二区＞南二区＞二净＞一净。这与目前现场的腐蚀状况相同，分析原因，净化厂污水经过预处理以后，污水的pH值得到提高，污水中溶解的溶解气相对减小，而南二区和北二区污水未经过处理，污水的pH值和溶解的溶解气相对较大，导致污水的腐蚀形较大。\n6小结1）经过对气田回注污水的水质分析和理论计算可知，这些污水具有很强的腐蚀倾向；在处理及回注过程中，会对金属设备和管线产生严重的腐蚀。①回注污水中有溶解状的CO2、H2S气体，会对金属产生CO2-H2S腐蚀。②回注污水中钡、锶离子含量较高，钙、镁、铁、HCO3-离子含量相对较低，在微酸性水质条件下，产生成垢离子结晶析出的可能性较小。③气田污水矿化度含量很高，会促进电化学腐蚀的发生。2）通过对污水处理和回注系统金属表面附着物成分分析可得：①二净和北二区回注金属管线腐蚀产物中铁的硫化物（包括多硫化物）及碳酸铁占主要成份，附着物以黑色为主。表明存在的腐蚀主要以CO2-H2S-H2O腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀为主。②一净和南二区污水处理系统金属表面附着物呈土黄色，证明在CO2-H2S-H2O腐蚀和硫酸盐还原菌的腐蚀的基础上，存在氧腐蚀的情况。3）净化厂污水处理和回注系统存在的腐蚀以CO2-H2S-H2O腐蚀为主。硫化氢腐蚀具有独特的侵略性，可通过电化学腐蚀和氢脆而使设备腐蚀损坏。CO2的存在使污水呈弱酸性，进一步加剧了腐蚀的产生。4）硫酸盐还原菌引起的腐蚀是净化厂污水处理和回注系统腐蚀的又一个主要原因，如果不对其进行处理，必然在污水处理和回注过程中，会对金属设备和管线产生严重腐蚀。5）气田污水所具有的高矿化度，又会促进污水处理和回注系统金属设备的腐蚀。这是造成系统金属腐蚀的又一个主要原因。6）污水在采集、运输、处理等过程中，会与空气接触，使污水中溶解一定浓度的溶解氧，造成金属设备和管线不同程度的氧腐蚀。7）二净和北二区污水处理和回注系统金属设备和管线，以CO2-H2S-H2O腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀遭到破坏；而一净和南二区则在此基础上，存在氧腐蚀。8）污水处理和回注系统金属设备和管线的腐蚀，受到污水中矿化度、pH值、溶解气（CO2、H2S、O2）浓度的直接影响。\n第三章第一采气厂污水处理及回注系统腐蚀控制方法及耐蚀金属材质、缓蚀剂的选择和性能评价由于污水中CO2-H2S-H2O腐蚀体系对金属的腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀，再加上氧腐蚀和污水中高浓度矿化度对腐蚀电化学反应的促进作用，使第一采气厂污水处理和回注系统产生严重腐蚀而遭到破坏。在上述腐蚀因素中，CO2-H2S-H2O腐蚀体系对金属的腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀，是第一采气场污水处理系统腐蚀并遭到破坏的主要腐蚀因素。因此对污水处理和回注系统耐蚀金属、缓蚀剂的选择和性能评价，均是以控制CO2-H2S-H2O腐蚀体系对金属的腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀为基础。同时考虑高矿化度和溶解氧对腐蚀的影响。第一部分控制腐蚀的方法1控制腐蚀的关键环节设计、施工、管理是控制腐蚀的三个重要环节。（1）设计是控制腐蚀的第一个环节，包括正确选用防腐蚀技术、合理选用耐腐蚀材料以及合理设计设备结构。设备的结构除了要满足生产工艺要求，还必须根据防腐的需要考虑其结构的合理性。设计防腐方案时，应当考虑所选材料在工作环境中的稳定性、来源、施工性能、寿命及价格。因此，首先要求主导设计专业采取积极的对策。同时，必须有通晓防腐蚀工程的技术人员参与设计阶段的工作，与工艺、设备、土建、总图人员密切配合，相互协调，采取综合措施。（2）施工是关系到各种防腐蚀措施能否达到预期防腐蚀效果的重要关节。防腐施工质量好，才能发挥防腐技术的保护作用。否则，再好的防腐蚀技术也不能奏效。所以必须严格按施工规程进行施工，并按质量标准进行检查验收。（3）管理，包括施工管理和运行管理。施工管理包括施工计划、工艺规程和施工方案的制定，施工中的质量检查和施工记录。运行管理包括对已采取防腐蚀措施的设备、管道等的维护管理，定期进行维护检修，建立设备防腐蚀技术方案等等。\n2腐蚀的控制技术腐蚀的控制技术包括合理的设计，正确选用金属材料，改变腐蚀环境，采用耐腐蚀覆盖层，电化学保护以及采用耐腐蚀非金属材料代替金属材料。2.1合理的设计包括整体设计和细节设计。进行整体设计时，应尽量考虑消除或减少腐蚀条件的出现。设计设备时，应考虑能通畅地将物料完全排放、便于清洗和检查以及减少缝隙等。泵阀等的配置应做到不发生滴漏，应能方便地进行检查和维修。许多设计细节也必须重视。金属板间的连接应尽量不采用叠接，应避免铆接。必须采用螺纹联接时，最好用电镀的螺栓、螺母。采用焊接时，要有正确的焊接程序或焊后进行热处理，不可出现不连续焊缝，焊条应采用电位更正的金属。负载应力或残余应力可能引起应力腐蚀时，应降低负载应力或消除残余应力。不同金属材料连接时，应尽量采用电位相近的金属。2.2正确选用金属材料由于金属材料具有优良的机械性能及加工性能，目前设备和管道等仍以金属材料为主体。因此，在多数情况下还必须选用金属材料。选材的目的是最经济地满足工艺要求和防腐要求。选材时，最可靠的数据是在相同工艺设备中经过实践验证的腐蚀数据，其次是中间实验装置中取得的数据，再次才是试验室中模拟条件下的数据。评价这些数据时，必须恰当地估计其可靠性，特别要考虑原使用或试验条件与现生产装置中实际条件的偏离程度。尤其要注意试验室静态试验与动态生产设备之间存在的差别。还应重视介质中的微量杂质，如不锈钢系统的介质中是否含有杂质氯化物。除了要考虑全面腐蚀，还必须考虑材料是否可能出现局部腐蚀。允许有较大腐蚀量的零部件，可以加大腐蚀裕量来选择金属材料，而尺寸变化受严格限制的零部件，则必须选用高耐蚀材料。2.3改变腐蚀环境\n改变腐蚀环境的目的是降低介质的腐蚀性、除去介质中的有害杂质。例如，防止空气中氧的渗入或消除介质中的溶解氧可以减轻碳钢的腐蚀。锅炉的给水经处理除去氧后，将大大降低给水的腐蚀性。在多种溶液中通入惰性气体或者使惰性气体覆盖在液体上部，也是防止碳钢腐蚀的途径。在不引起相变（如冷凝）的前提下，降低温度对控制腐蚀是有益的。就控制腐蚀而言，将pH值调至中、碱性范围比在酸性范围更有利。向腐蚀介质中添加缓蚀剂也是控制腐蚀的重要方法之一。一般来说，在密闭系统或循环系统中，若添加缓蚀剂的全年费用较低，并且不引起其它副作用的话，这一方法是很有吸引力的。2.4电化学保护在绝大多数情况下，金属的腐蚀是由于腐蚀电池的作用，即属于电化学腐蚀。在一定条件下，极化作用可以降低金属的腐蚀速率。将金属进行阴极极化以减小或防止金属腐蚀的方法称为阴极保护法。可以通过强制电流或采用牺牲阳极两种途径实现阴极极化过程。从原理上讲，一切金属均可进行阴极保护。阳极保护是迫使被保护的金属进行阳极极化，从原理上讲，阳极极化将加速金属的溶解过程，因此，不是所有的金属都能进行阳极保护的。只有在阳极电流作用下，能建立钝态并生成稳定钝化膜的金属才有可能采用阳极保护法。2.5用耐腐蚀非金属材料代替金属材料采用耐蚀性能良好的非金属材料制造设备、管道及零部件是很有前途的防腐蚀方法。耐腐蚀非金属材料分有机、无机及复合材料三大类。有机材料主要是耐蚀高分子材料，俗称塑料；无机材料主要是硅酸盐材料；复合材料主要是玻璃纤维增强塑料。俗称玻璃钢。选择非金属材料时，必须按厂家提供的耐温、耐压、耐老化指标选用。2.6采用耐腐蚀覆盖层\n采用具有耐腐蚀性能的金属或非金属材料覆盖在基体金属表面，使介质与金属基体隔离，是一种应用广泛的防腐方法。覆盖层分金属覆盖层和非金属覆盖层两大类。金属覆盖层的施工方法有电镀、喷镀、化学镀、热浸镀、热扩散渗镀等。复合钢板和金属衬里也可以包括在内。如果所覆盖的金属的电位较基体的电位更负，则称为阳极覆盖层。如镀锌钢件、镀锌铁皮。这种覆盖层除具有隔离作用，还具有阴极保护作用。当阳极覆盖层局部损坏时，仍能控制基体的腐蚀。覆盖层金属的电位较基体金属为正时，则称为阴极覆盖层。这种覆盖层只起到隔离作用，其完整性极为重要。一旦局部破坏后露出基体金属，则形成小阳极和大阴极，此时覆盖层不但不能保护基体金属，反而引起严重的局部腐蚀。因此，在选择这种镀层时，必须慎重。非金属覆盖层是采用耐蚀的非金属材料涂覆或粘贴在基体金属表面上。其防腐作用主要是靠隔离效应。涂敷层特别是油漆层的应用最为广泛，因为它的价格相对较低，施工简便，要选择的种类也比较多，因此发展很快。2.7使用化学药剂――缓蚀剂在污水处理和回注设备和管线内，因污水水质会经常发生变化，采用投加缓蚀剂是最有效和可行的办法之一。缓蚀剂可在金属表面形成一层有效的保护膜，从而隔离与腐蚀介质的作用，达到保护生产设备的目的。3小结1）控制腐蚀的关键环节在于合计的设计、正确的施工和严格的管理。2）污水处理和回注系统腐蚀控制的技术有：合理设计、正确耐蚀金属材料、改变腐蚀环境、电化学保护、使用耐蚀非金属材质、使用耐蚀覆盖层、使用化学助剂――缓蚀剂。第二部分气田污水处理及回注系统耐蚀金属材质的选择与性能评价1气田回注污水耐腐蚀材质的选择在钻采石油、天然气时，除需要钻探机械设备外，还需要专用管材，即钻柱、套管、油管等，统称为“油井管”。在钻柱中，还包括钻铤和方钻杆。我国内陆原油产量仅占世界总产量的5%左右，而且单口井产量低，井数多，耗管量高。随着我国石油钻采由东部向西部及沿海大陆架的战略转移，油层的深度也由浅入深，井内油气压力和温度亦不断提高。有些油井压力达到或超过100MPa，井底温度超过200℃；有些油田是硫化氢、二氧化碳、负离子等共存的重腐蚀油气。这样的钻采条件对油井管的要求很苛刻，一旦油井管选择不当，造成脱扣、压溃和漏气，将会使油井报废(南疆、川西等地区的油气井，一口井投资约3000～4000万元，个别的高达1亿元)。因此，对油井管质量要求越来越高，特殊油井管的用量也越来越大。目前国内特殊油井管生产基本上是空白。因此，在我国大力开发高钢级、特殊油井管势在必行。以下介绍几种特殊油井管的特点。1.1超高强度油井管为满足深井和超深井的钻采需要，API标准的钢级通常为P110\n。国外已开发出比API5CT标准更严格、强度级别更高的油井管。超高强度套管都是特殊螺纹管。日本住友金属工业公司的SM系列及G组、日本钢管(NKK)公司的NK系列等均为超高强特殊螺纹套管。5000m以上的超深井，已使用NK-V150钢级。这是由于我国有些油田的工况条件相当恶劣，使用P110钢级时可能会出现失效事故。1.2高压套管这种套管的下井深度超过同钢级、同壁厚的普通套管，且管柱重量相对减轻、套管内径较大。用在3000m以上的油气井、海洋油气井中，其经济效果尤为显著。目前，在我国的四川、新疆、长庆、胜利以及东海、渤海等油田，已使用日本住友金属工业公司的Sm-95T，Sm-110T等高压套管以及日本钢管(NKK)公司的NK-T95，NK-T110等高压套管。1.3防腐蚀套管我国一些含硫油气田，过去在使用API标准中的L80，C90钢级的套管时，易发生问题。近年已普遍使用日本住友金属工业公司及日本钢管(NKK)公司的系列防腐蚀套管，效果很好。防腐蚀套管也是特殊螺纹套管。1.4特殊螺纹油井管国内油套管螺纹普遍为V型、圆顶锥螺纹。这种螺纹对精度要求不高，易于加工，但连接强度低，密封性差。如国内N80，P110套管，即使采用长螺纹连接，其连接率(即螺纹连接强度与套管管体强度之比)仅为65%～85%，并随着套管钢级的提高而降低，同时，其连接的密封性能亦差。这种螺纹主要借助于API螺纹脂来实现密封。它仅使用在100℃以下的油井中，不能满足深井的要求。近年来，从国外进口的特殊螺纹油套管在深井、超深井、高压气井以及稠油热采井、定向井、重腐蚀井中广泛使用。有人估计全球生产的特殊螺纹接头油管和套管已占全部油、套管产量的２１％。共同特点是接头连接强度高，可以与管体等强度匹配，甚至有的高于管体，适用于深井、超深井。密封性能好，适用于高压气井、油井和热采井。抗弯能力强，适用于斜井、大位移井、水平井。上扣容易，可快速上扣且不易错扣，适用于沙漠、海洋等恶劣环境下的钻井作业。1.5连续管\n过去主要用于修井和完井作业。连续管钻井技术是近年来的一个研究热点。连续管是一种强度和韧性良好的钢管，卷在滚筒上。主要采用ＥＲＷ焊管，已成功试制无缝钢管连续管。其材料也由碳钢发展到低合金钢（包括淬火回火钢）及钛合金。目前正在研制复合材料连续管。连续管的屈服强度一般为492MPa或562MPa，现已发展到703MPa。连续管用钢必须有良好的强韧性匹配，以保证较高的低周疲劳寿命。安东石油公司与BJ公司合作，正在开展连续油管修井作业，连续油管打捞，连续油管拖动酸化压裂，连续油管钻井、侧钻井等业务.1.6膨胀管无论是钻井还是采油，膨胀管都有广阔的应用。通过一种机械膨胀装置，靠液体压力推进，推进过程中使井下管件经过塑性变形达到扩大管径的目的。膨胀管分实体膨胀管和割缝膨胀管两类。实体膨胀管主要用于老井的套管修补、侧钻以及多种类型的油井建井，实现单一井径油井的建井。割缝膨胀管主要用于封隔复杂层段，代替常规割缝衬管和防砂。实体可膨胀套管的原理是利用坐放装置将膨胀套管下入井内后，根据金属的弹塑性变形原理，在扩管锥的作用下，于井下通过冷加工将石油管材扩到所需要的尺寸。由于直径膨胀，膨胀管的壁厚要减小2%～5%。其直径可以膨胀约20%，其长度缩短约8%，塑性变形极限不超过30%。实体膨胀管膨胀后，其力学性能、尺寸精度等应符合ＡＰＩ有关标准的规定。1.7抗CO2腐蚀油井管主要用于CO2腐蚀严重井，有时还用于CO2、H2S、Cl-共存包括H2O的腐蚀介质中。国外有比较成熟的产品。除APISpec5CT列有１个13Cr钢级(L80-13Cr)，各生产厂均建立了自己的非API钢级。以川崎制铁为例，其非API的13Cr有８个级，其中，后4个钢级称为超级13Cr。在CO2和H2S共存或H2S分压未达临界值但Cl-很高的使用环境中，13Cr钢(包括超级13Cr)是不能满足要求的，需要采用22Cr双相不锈钢（ASF2205）或超级双相不锈钢25Cr，甚至要采含Cr20%以上、含Ni30%以上的高Ni、Cr不锈钢和Ni基合金。上述钢级的管材价格昂贵，低产气田一般无力承受。因此，近年来国内外都在研究开发含Cr2～5%的经济型抗CO2腐蚀油井管。1.8不锈钢系列\n钢按用途分为结构钢、工具钢、特殊性能钢等，耐腐蚀钢属于特殊性能钢。而在特殊性能钢中，又主要包括不锈钢、耐热钢、耐磨钢等。所谓“不锈钢”是指能够抵抗大气及弱腐蚀介质的钢。因此，要找一些耐硫化氢、二氧化碳腐蚀的钢材应首先在不锈钢里面找。提高钢耐腐蚀性的方法很多，如表面镀金属、涂非金属层、电化学保护和改变腐蚀环境、介质等。但是，如果只是从钢的材料本身考虑，则主要是给钢材里面加入合金元素如Cr、Ni、Si等提高基体金属的电极电位，减少微电池数目，可有效地提高钢的耐蚀性。Cr是决定不锈钢耐蚀性的主要元素。它能提高铁的电极电位，故可提高其耐蚀性。因此，目前在各大油田（特别是气田）应用最多的钢就是含铬钢。铬钢中有Cr3、Cr9、Cr13、Cr22等。但应用最为广泛的是Cr13及HPCr13。钢的热稳定性是指钢在高温下抗氧化或抗高温介质腐蚀的能力。加入元素Cr、Si、Al形成Cr2O3、Al2O3或FeO·Cr2O3、FeO·Al2O3、Fe2SiO4等很致密的、与钢件表面牢固结合的合金氧化膜，可以阻止铁离子和氧原子的扩散，故具有良好的保护作用。应用最为广泛的仍是Cr13及HPCr13。耐磨钢在油田用的较多的是高猛钢，其在高压、冲击等条件下有较好的效果。此外，其也有一定的防腐作用。目前油田用的主要是16Mn钢。此外，还有一些新出特殊的抗硫钢材，如P110S、P110SS、80SS、105SS等。以P110S、P110SS为例，对该材料进行解释：P110S带一个S表示在P110这种钢材中加入某种抗硫元素或改变其中的元素组成，以达到抗硫的效果；P110SS表示在P110S的基础上对该材料表面再进行了一次抗硫处理，因此叫P110SS。综合以上信息，我们选择了七种材质的钢材，进行不含醇污水的耐腐蚀性试验，通过试验结果来选择适合靖边气田不含醇污水的耐腐蚀性材料。这七种材质为95S3Cr、95SS、Hp13Cr、P110SS、P110S、16Mn、A3钢。2气田回注污水耐腐蚀材质的性能评价选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水，分析评价六种选择材质的耐腐蚀性，实验结果见表7。条件：室温，48小时，密闭。\n表7不同材质的腐蚀挂片分析结果（实验温度27℃）实验项目腐蚀损失质量/g试片表面积/cm2腐蚀速率mm/apH值95S3Cr0.1610.27130.236.595SS0.239.94160.336.5HP13Cr0.0915.37950.086.5P110SS0.099.57130.146.5P110S1.859.57132.826.516Mn0.2212.17130.266.5A3钢0.2814.2620.286.5由六种金属材质在污水中的耐蚀性能评价结果可以得出：针对第一采气厂污水水质特点，七种腐蚀材质（HP13Cr、95S3Cr、95SS、P110S、P110SS、16Mn、A3钢）均具有一定的抗腐蚀性，其中HP13Cr最好，P110S耐腐蚀性相对较差。3小结1）用于油气田水质环境的金属材质和管类较多，大致可以分为如下几种：超高强度油井管、高压套管、防腐蚀套管、特殊螺纹油井管、连续管连续管、膨胀管、抗CO2腐蚀油井管、不锈钢系列。2）对于第一采气厂污水处理和回注系统，宜选择抗H2S-CO2-H2O腐蚀体系的金属材质，如：95S3Cr、95SS、Hp13Cr、P110SS、P110S、16Mn、A3钢。3）通过对所选金属材料的耐蚀性能评价，HP13Cr、95S3Cr、95SS、P110SS、16Mn、A3钢耐蚀性能均很好，其中HP13Cr最好。在合理的水处理工艺和使用高性能化学助剂的条件下，都能满足生产的需要。第三部分缓蚀剂的筛选及性能评价1缓蚀剂的选择及作用机理采用缓蚀剂控制腐蚀是目前水处理最为有效的方法之一。CO2-H2S-H2O腐蚀体系对金属的腐蚀，系统常用的缓蚀剂一般为长链含氮化合物。该类有机缓蚀剂的可以在金属表面形成一层吸附膜而起到缓蚀的目的。\n这类缓蚀剂分子中既含有长碳链疏水基团又含有亲水性基团，在酸性水溶液中可形成带正电的季胺离子，这些阳离子可在金属表面的阴极区吸附（物理吸附），阻止H+离子接近金属表面，从而抑制H+离子的还原反应，从而抑制酸性腐蚀反应的发生。同时，分子中亲水基团含有未共用电子对的氮、氧、磷等元素，这些元素上的孤对电子可与金属元素d轨道杂化进行配位结合，形成牢固的化学吸附层。分子中含有双链、叁链、苯环也可以通过π键的作用在金属表面形成共轭作用，发生化学吸附。从而形成了一层能抑制金属腐蚀的吸附膜。该膜较致密，从而较好地抑制了金属表面的腐蚀。吸附层疏水基团疏水层吸附层ba图22缓蚀剂吸附膜作用机理示意图（a）——缓蚀剂结构模型（b）——吸附膜结构模型2缓蚀剂的筛选及性能评价根据评价试验研究发现：在含有H2S和CO2酸性气体的水系统使用的缓蚀剂较好的为有机氮化合物如咪唑啉系列衍生物和有机季铵系列化合物。针对气田采出污水中H2S、CO2和高矿化度的腐蚀特性，室内缓蚀剂的性能筛选评价由挂片缓蚀实验（静态和动态）及线形极化实验组成。2.1静态挂片缓蚀试验水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水。条件：50℃，48小时，用CO2除O2并维持压力为0.05-0.06MPa，密闭。管片材质：A3钢。表8缓蚀剂静态缓蚀效果药剂名称对照样WXT-759WXT-710WXT-1610B空白加药量mg/L1001001001000腐蚀率mm/a0.05640.03270.03470.0660.6327缓蚀率%91.194.894.589.5——试片表面状况光亮光亮光亮微黑全黑\n从试验结果可以看出，当加药量为100mg/L时，WXT-759和WXT-710都具有很好的缓蚀性能，略优于对照样，满足油田腐蚀控制要求。2.2静态酸性缓蚀实验（极化电阻法）水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水，用CO2除氧后，加入10000mg/l的HCl。条件：50℃恒温。用M351腐蚀电位仪，采用三电极法测定其极化电阻，计算腐蚀速率。叠加的极化曲线见附图22。6080100缓蚀率%204050100150200250300350400加药浓度mg/l图23WXT-759抑制酸腐蚀的缓蚀率曲线a11表9WXT-759酸性缓蚀效果药剂浓度/mg/l腐蚀速率/mm/a缓蚀率/%061.463015.3675.01006.24889.81502.84495.41751.72497.22001.20998.12251.43397.725055.597.740083.496.6\n从表9中的结果和图中的缓蚀率曲线可以明显地看出：随着WXT-759药剂浓度的增加，腐蚀速度显著降低，WXT-759能有效抑制酸腐蚀的发生。但药剂增加到200mg/l后,缓蚀率反而略有降低。2.3动态挂片缓蚀试验水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水。条件：50℃，48小时，用CO2除O2并维持0.05-0.06MPa，密闭。搅拌溶液调节流速，低速为110-130转/分，高速为230-250转/分。[药剂]=100mg/L。表10缓蚀剂动态缓蚀性能缓蚀剂名称对照样WXT-759WXT-710空白转速，转/分120240120240120240120240腐蚀率，mm/a0.1010.1220.0770.0930.0950.120.890.95缓蚀率，%88.687.091.290.289.387.3----表面状况微黑微黑光亮光亮光亮光亮全黑全黑结果表明：水的流速变化对缓蚀效果略有降低，但无论是高流速还是低流速状态下，缓蚀杀菌剂WXT-759都能满足对油田采油系统腐蚀的控制要求。2.4缓蚀剂加药量与缓蚀率的关系水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水。条件：静态，50℃，48小时，用CO2除O2并维持压力为0.05-0.06MPa。表11WXT-759不同加药量的缓蚀效果药剂浓度，mg/l80100120空白腐蚀率，mm/a0.0530.0330.0230.632缓蚀率，%91.794.896.3--表面状况微黑光亮光亮全黑结果表明：加药浓度越高，缓蚀率越高。加药浓度为800g/l时，已能满足腐蚀控制要求，但考虑到实际情况的复杂性，加入100mg/l最为可靠。2.5缓蚀剂不同温度下的缓蚀性能水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水。条件：静态，50℃，48小时，用CO2除O2并维持压力为0.05-0.06MPa。[药剂]=100mg/L\n表12WXT-759不同温度下的缓蚀效果温度，℃506080腐蚀率，mm/a0.03280.04420.0535缓蚀率，%94.893.091.5表面状况光亮光亮光亮结果表明：随温度升高，WXT-759的缓蚀性能略有降低。但在50-80℃范围内变化，WXT-759仍具有良好的缓蚀性能。2.6模拟现场动态缓蚀试验(1)实验1-对含H2S水的缓蚀效果水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水模拟配水，配以20%煤油。[药剂]=100mg/L。条件：50℃，48小时，用H2S除O2，密闭。控制搅动流体的转速为120rpm左右。表13缓蚀剂的动态模拟试验结果缓蚀剂名称对照样WXT-759WXT-710空白腐蚀率，mm/a0.02010.00910.00910.17缓蚀率，%88.494.794.7--表面状况微黑光亮光亮全黑结果表明：油的存在，使腐蚀率降低，但对缓蚀剂WXT-759和WXT-710的缓蚀率基本无影响；缓蚀剂WXT-759和WXT-711都表现出很好的缓蚀性能，能满足污水系统控制H2S腐蚀的要求。(2)实验2-对含CO2水的缓蚀效果条件：水温50℃；挂片时间48小时；[药剂]=30mg/L（按水量计）。水质：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水的模拟配水，配以20%煤油；用CO2除O2并分别控制压力为0.05-0.06Mpa和0.07-0.10Mpa；控制搅动流体的转速为120rpm左右。表14WXT-759对含CO2水的缓蚀性能CO2压力(Mpa)药剂名称WXT-759对照样空白0.05-0.06腐蚀率，mm/a0.01910.020140.66缓蚀率，%95.395.1—0.07-0.10腐蚀率，mm/a0.02490.02920.556缓蚀率，%95.594.7—\n由表中的结果可以看出：油的存在使空白的腐蚀率降低，同时也有利于缓蚀剂的缓蚀作用，WXT-759能有效地抑制CO2引起的酸腐蚀。3细菌腐蚀的控制3.1油田细菌腐蚀的危害污水存有SRB菌种，在系统不易流动的部位，极易诱发SRB的生长，产生细菌腐蚀，从而造成系统管线及设备穿孔。硫酸盐还原菌（SRB）的腐蚀作用看起来与H2S腐蚀很相近。但SRB的腐蚀危害程度更严重，因为它的腐蚀存在小孔自催化腐蚀作用，腐蚀速度更快。因此，控制细菌腐蚀对污水处理和回注系统的安全生产至关重要。3.2杀菌剂评价方法检测污水中的细菌种类及数量的方法和循环冷却水中方法基本相同，水样中的菌数以个/ml表示，含细菌污物或污水需先用生理盐水制成一定稀释程度的水样，测出水样中菌数之后，再折合为单位重量或体积的菌个数,下面介绍三种基本的检测方法：3.2.1镜检法用血球记数板在生物显微镜上直接记数或判别属种。血球记数板是一种载玻片，上有0.1mm3的空间，面积为1mm2，刻有400小格便于记数。将水样置入后可根据小格内的（菌）数和水样稀释度计算出（菌）每毫克升的个数，可用于测细菌总数，但因其误差大，多不用此法测。3.2.2标准平皿记数法这种方法又称平板法。即将不同稀释度的水样接种到无菌培养皿中，加入培养基，在培养箱中培养，这种培养基中加有凝固剂，冷却后为固体，使菌种不移动。每个菌种经培养后增殖成肉眼可见的菌落，易于计算。由于不同菌所要求的培养基成分、pH值不同，所以一种培养基不可能测出水中总细菌量，只能用某种特定的培养基检测某一特定菌，如异养菌、真菌、氨化菌。培养温度影响菌落生长速度和准确度。异养菌、真菌和氨化菌较适宜的培养温度为28-32℃，培养时间在72小时。3.2.3液体稀释法\n将不同稀释度的水样加入试管，用某种特定的液体培养基培养，使细菌在生命活动中产生一定的化学物质，根据有无这种物质，判断有无这种细菌。由于采用稀释绝迹法，水样是按一系列的10倍稀释的（如稀释度10-1、10-2、10-3、10-4………）。低稀释度的试管长菌，高稀释度的不长菌，则可根据稀释度法测出统计表得到每毫升的菌数。为判定不同细菌，不仅培养基的成分、pH值不同，而且往往要加入不同的指示剂。例如硫化细菌、铁细菌、亚硝化菌、硝化菌、硫酸盐还原菌等即是用此方法检测的，其培养温度均为28-30℃。目前，对油田常见的硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌（FB）和异养菌（TGB）的测定已制成标准的安培瓶，可以进行更方便的操作。在实验室和现场我们都采用此方法进行测定。10-110-210-310-410-510-6细菌数量:10102103104105106图24SRB测试评价示意图3.3杀菌剂WT-809的杀菌效果菌种：选用回注污水中腐蚀较严重的北二区不含醇污水作为实验水。水质：模拟配水。表15WT-809的杀菌效果药剂浓度50100150杀菌率%90.099.099.9结果表明：缓蚀杀菌剂WT-809具有良好的杀菌性能，能有效地控制污水处理系统SRB的腐蚀问题，满足缓蚀杀菌处理要求。4缓蚀剂、杀菌剂的配伍性能在对污水处理和回注系统生产过程改进中，拟采用混凝剂和助凝剂。缓蚀剂和杀菌处理我们将选用缓蚀杀菌剂WXT-759和WT-809，同时，污水预处理将使用无机混凝剂和高分子助凝剂。为了充分发挥各种药剂的功能作用，获得好的处理效果，必须进行药剂之间的配伍试验，以确定药剂之间是否会相互影响。\n配伍试验分两步进行：首先将药剂在使用浓度下混合，看是否会发生反应变浑浊或生成沉淀。然后将混凝剂和助凝剂加入到缓蚀试验的溶液中，看是否会影响WXT-759和WXT-710的缓蚀性能。表16定性试验结果药剂名称混凝剂（50mg/l）助凝剂（5mg/l）WXT-759（100mg/l）√√WXT-710（30mg/l）√√√－表示配伍5小结通过以上大量试验研究，得出以下结论：1）靖边气田污水处理及回注系统腐蚀基本特点是硫化氢(H2S)及二氧化碳(CO2)共同存在，对生产系统造成严重酸性腐蚀，同时在沉积垢下也存在硫酸盐还原菌(SRB)所造成局部点腐蚀的可能性。2）缓蚀剂WXT-759可以在金属表面形成稳定的保护膜，起到隔绝氢离子对金属表面铁的腐蚀作用。3）缓蚀剂WXT-759能有效防止高含量H2S及CO2的腐蚀倾向，同时具备优良的热稳定性，在70-90℃范围内，其缓蚀率都维持在92%以上。4）缓蚀剂WXT-759具备良好的缓蚀效果。用其对污水系统进行处理后，腐蚀率小于0.025mm/a，并且挂片表面光亮。6）经室内优化结果及现场试验应用，推荐的使用浓度为80～120ppm，按照实践应用的经验，在开始阶段，生产上应用浓度要比试验期稍高一些，是比较合理、安全的浓度，可以稳定地确保生产系统的缓蚀率高於95%，平均腐蚀陵率低于3MPY(<0.075mm/a)以下。7）针对第一采气厂污水水质特点，我们筛选出HP13Cr、95S3Cr、95SS、P110S、P110SS、16Mn、A3钢七种耐腐蚀材质，通过腐蚀挂片实验结果可得，七种材质的抗腐蚀性顺序为：HP13Cr＞P110SS＞95S3Cr＞16Mn＞A3钢＞95SS＞P110S，其中HP13Cr最好，P110S相对较差。\n第四章气田回注污水处理系统防腐处理方法和工艺流程研究1气田回注污水处理系统防腐处理方法的确定根据对第一采气厂污水处理和回注系统腐蚀原因和腐蚀机理的分析，在处理和回注系统材质一定的情况下，可以通过合理使用化学药剂来控制污水对金属设备和材质的腐蚀。1.1使用缓蚀剂第一采气厂污水处理和回注系统金属设备和管线的腐蚀主要由于溶解于污水中的高浓度H2S、CO2等酸性气体引起，因此在选用缓蚀剂时，宜选用适用于CO2-H2S-H2O腐蚀体系的吸附膜型缓蚀剂。1.2使用杀菌剂硫酸盐还原菌对金属的腐蚀和对腐蚀的促进作用，是第一采气厂污水处理和回注系统金属设备和管线的腐蚀的另一个重要原因，在控制本系统腐蚀时，控制污水中硫酸盐菌的浓度是控制此类腐蚀的主要方法，通过杀菌剂的使用，将污水中的硫酸盐还原菌控制至最低，然后通过缓蚀剂的使用来控制本系统的腐蚀。1.3使用还原剂由于油气田产出水中的溶解氧浓度很低，在CO2-H2S-H2O腐蚀体系中，硫酸盐还原菌对金属的腐蚀远远大于氧腐蚀，可以不用考虑氧腐蚀。当污水在收集、运输、处理过程中，如果与空气接触充分，污水中会溶解一定浓度的溶解氧后，对金属会产生氧腐蚀。第一采气厂污水中矿化度很高，在系统存在氧腐蚀的情况下，矿化度会对氧腐蚀起到很大的促进作用，在此情况下，选用常规的缓蚀剂很难控制氧腐蚀。由于污水处理和回注系统在运行过程中，几乎处于密闭状态，污水中的溶解氧浓度不是太高，通过使用还原剂，与污水中的溶解氧充分反应，尽可能消耗污水中的溶解氧，是可行的。因此，对于采气厂污水处理和回注系统，如果系统出现氧腐蚀（腐蚀产物呈土黄色）时，在使用杀菌剂、CO2-H2S-H2O腐蚀抑制剂（缓蚀剂）的基础上，应使用氧腐蚀缓蚀剂。如果系统CO2-H2S-H2O和硫酸盐还原菌腐蚀很严重，氧腐蚀很轻，可不考虑控制氧腐蚀。\n二净和北二区污水处理和回注系统的腐蚀破坏主要由CO2-H2S-H2O和硫酸盐还原菌腐蚀引起，腐蚀破坏程度较重，可使用杀菌剂、缓蚀剂的联合使用，可有效控制本系统的腐蚀问题。一净和南二区污水处理和回注系统的腐蚀，主要由CO2-H2S-H2O和低浓度的溶解氧的腐蚀引起，由于有溶解氧的存在，硫酸盐还原菌含量相对较低，此系统的腐蚀可利用还原剂和缓蚀剂的使用来进行控制。2气田回注污水处理系统工艺流程的确定根据前面的分析和污水回注系统目前的运行情况，从运行经济性和现场可操作性等方面考虑，确定出如下处理方案和工艺流程。方法一：对于净化厂污水处理系统，只需在现有设备、工艺流程的基础上，通过优化调节现有污水预处理药剂的加量，最大限度的降低污水中的溶解气、悬浮固体（硫化亚铁），然后再适量添加杀菌剂、还原剂和缓蚀剂相结合的处理工艺，就可以从根本上解决净化厂回注污水系统因溶解气（CO2、H2S、O2）、细菌带来的腐蚀结垢现状。方法二：对于天然气富水区的南二区和北二区，可在现有工艺流程的基础上，向大罐中适当添加pH值调节剂，以提高污水的pH值来降低回注污水系统中溶解的溶解气（CO2、H2S），进而将回注污水系统的腐蚀速率控制在一定范围，然后再适量添加杀菌剂和缓蚀剂相结合的处理工艺，缓解回注污水系统的腐蚀结垢现状。方法三：对于天然气富水区的南二区和北二区，可在现有工艺流程的基础上，增加污水预处理加药系统，通过药剂优化，进一步降低后续杀菌剂和缓蚀剂的用量，从根本上解决富水区回注污水系统因溶解气（CO2、H2S）、细菌带来的腐蚀结垢现状。\n第五章结论通过以上大量试验研究，得出以下结论：1）经过对气田回注污水的水质分析和理论计算可知，这些污水具有很强的腐蚀倾向；在处理及回注过程中，会对金属设备和管线产生严重的腐蚀。①回注污水中有溶解状的CO2、H2S气体，会对金属产生CO2-H2S腐蚀。②回注污水中钡、锶离子含量较高，钙、镁、铁、HCO3-离子含量相对较低，在微酸性水质条件下，产生成垢离子结晶析出的可能性较小。③气田污水矿化度含量很高，会促进电化学腐蚀的发生。2）通过对污水处理和回注系统金属表面附着物成分分析可得：①二净和北二区回注金属管线腐蚀产物中铁的硫化物（包括多硫化物）及碳酸铁占主要成份，附着物以黑色为主。表明存在的腐蚀主要以CO2-H2S-H2O腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀为主。②一净和南二区污水处理系统金属表面附着物呈土黄色，证明在CO2-H2S-H2O腐蚀和硫酸盐还原菌的腐蚀的基础上，存在氧腐蚀的情况。3）靖边气田污水处理及回注系统腐蚀基本特点是硫化氢(H2S)及二氧化碳(CO2)共同存在，对生产系统造成严重酸性腐蚀，同时在沉积垢下也存在硫酸盐还原菌(SRB)所造成局部点腐蚀的可能性。3）二净和北二区污水处理和回注系统金属设备和管线，以CO2-H2S-H2O腐蚀和硫酸盐还原菌引起的腐蚀遭到破坏；而一净和南二区则在此基础上，存在氧腐蚀。4）硫酸盐还原菌引起的腐蚀是污水处理和回注系统腐蚀的又一个主要原因，如果不对其进行处理，必然在污水处理和回注过程中，会对金属设备和管线产生严重腐蚀。5）气田污水所具有的高矿化度，又会促进污水处理和回注系统金属设备的腐蚀。这是造成系统金属腐蚀的又一个主要原因。7）污水处理和回注系统金属设备和管线的腐蚀，受到污水中矿化度、pH值、溶解气（CO2、H2S、O2）浓度的直接影响。8）缓蚀剂WXT-759的基本特点是水溶性强、抗酸性电解质腐蚀好，同时也具备一定的杀菌作用，\n可以在金属表面形成稳定的保护膜，起到隔绝氢离子对金属表面的腐蚀作用，它具有很好的缓蚀杀菌效果。9）缓蚀剂WXT-759能有效防止高含量H2S及CO2的腐蚀倾向，同时具备优良的热稳定性，在70-90℃范围内，其缓蚀率都维持在92%以上，腐蚀率小于0.025mm/a，并且挂片表面光亮。10）针对第一采气厂污水水质特点，HP13Cr、95S3Cr、95SS、P110S、P110SS、16Mn、A3钢均有较好的耐蚀性能，其中HP13Cr钢耐蚀性能最好，而P110S耐蚀性能相对较差。11）根据对第一采气厂污水处理和回注系统腐蚀原因和腐蚀机理的分析，在处理和回注系统材质一定的情况下，可以通过合理使用化学药剂（缓蚀剂、杀菌剂和还原剂）来控制污水对金属设备和材质的腐蚀。12）对于净化厂污水处理系统，只需在现有设备、工艺流程的基础上，通过优化调节现有污水预处理药剂加量，最大限度降低污水中的溶解气、悬浮固体（硫化亚铁），然后再适量添加杀菌剂、还原剂和缓蚀剂相结合的处理工艺，就可以解决净化厂回注污水系统因溶解气（CO2、H2S、O2）、细菌带来的腐蚀结垢问题。13）对于天然气富水区的南二区和北二区，可在现有工艺流程的基础上，向大罐中适当添加pH值调节剂，以提高污水的pH值来降低回注污水系统中溶解的溶解气（CO2、H2S），进而将回注污水系统的腐蚀速率控制在一定范围，然后再适量添加杀菌剂和缓蚀剂相结合的处理工艺，可缓解回注污水系统的腐蚀结垢问题。14）对于天然气富水区的南二区和北二区，可在现有工艺流程的基础上，增加污水预处理加药系统，通过药剂优化，进一步降低后续杀菌剂和缓蚀剂的用量，从根本上解决富水区回注污水系统因溶解气（CO2、H2S）、细菌带来的腐蚀结垢问题。\n9JWKffwvG#tYM*Jg&6a*CZ7H$dq8KqqfHVZFedswSyXTy#&QA9wkxFyeQ^!djs#XuyUP2kNXpR89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^G89AmUE9aQ@Gn8xp$R#͑Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5ux^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z8vG#tYM*Jg&6a*CZ7H$dq8KqqfHVZFedswSyXTy#&QA9wkxFyeQ^!djs#XuyUP2kNXpRWXmA&UE9aQ@Gn8xp$R#͑Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5ux^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmUE9aQ@Gn8xp$R#͑Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5ux^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNuGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5ux^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$U*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89Amv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5ux^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$U*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz84!z89Amv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5ux^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$U*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWv*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$U*3tnGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!zn%Mz849Gx^Gjqv^$UE9wEwZ#Qc@UE%&qYp@Eh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NGpP$vSTT#&ksv*3tnGK8!z89AmYWpazadNuGK8!z89AmYWpazadNu##KN&MuWFA5uxY7JnD6YWRrWwc^vR9CpbK!z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