1 前言
　　
　　注水采油技術(shù)是國(guó)內(nèi)各大油田提高原油采收率的主要方法，隨著油田開(kāi)采時(shí)間的增長(zhǎng)，注水水質(zhì)的不斷惡化，硫酸鹽氧化還原菌的不斷增多，油田井下管柱和輸油管線的腐蝕及結(jié)垢問(wèn)題，一直是困擾油氣開(kāi)采和輸送的'頑癥'，所造成的嚴(yán)重?fù)p失令人觸目驚心。據(jù)2003年9月對(duì)我國(guó)第二大油田——勝利油田的調(diào)查發(fā)現(xiàn)，11個(gè)采油廠8000余口注水井、總長(zhǎng)度1583萬(wàn)m的統(tǒng)計(jì)，平均腐蝕速度達(dá)1．5mm／a，平均穿孔率達(dá)2．4次／(km·a)。在部分嚴(yán)重?fù)p失區(qū)塊，管線換新周期不足3a，最短的僅(3～4)個(gè)月，所報(bào)廢的注水管柱中有90％以上是因腐蝕、結(jié)垢而造成，整個(gè)勝利油田由于腐蝕引起的管柱、管線材料費(fèi)直接經(jīng)濟(jì)損失就達(dá)3億元，并由于更換管柱、管線影響作業(yè)和生產(chǎn)，導(dǎo)致間接經(jīng)濟(jì)損失達(dá)10億元左右。而全國(guó)各大油田的管線和管柱到2001年年底，總計(jì)高達(dá)10億余米，這方面的損失更分別高達(dá)100億元和1000億元之多。因此，研究注水系統(tǒng)的腐蝕規(guī)律及防腐蝕措施刻不容緩，具有重要的意義。
　　
　　2 油田注水管道腐蝕的影響因素
　　
　　油田注水管道的腐蝕也符合金屬腐蝕的一般規(guī)律，主要影響因素有：
　　
　　(1)pH值。一般情況下，當(dāng)pH值在4～10時(shí)，腐蝕過(guò)程主要受氧擴(kuò)散過(guò)程控制，腐蝕速率不受PH值影響。在PH值不大于4的酸性范圍內(nèi)，碳鋼表面的氧化物覆蓋膜將完全溶解，致使鋼鐵表面和酸性介質(zhì)直接接觸。因此，提高注水PH值，可以解決酸蝕問(wèn)題，但不一定能解決其它腐蝕類型。從理論上講，注水的最佳pH值應(yīng)為7。當(dāng)pH值在10～13的堿性范圍內(nèi)時(shí)，隨碳鋼表面的pH值升高，F(xiàn)e2O3覆蓋膜逐漸轉(zhuǎn)化為具有鈍化性能的r—Fe2O3保護(hù)膜，腐蝕速率會(huì)有所下降。但是當(dāng)pH值過(guò)高時(shí)，腐蝕速率又會(huì)上升，其原因是碳鋼表面的鈍化膜溶解成可溶性的鐵酸鈉(NaFeO2)。
　　
　　(2)溶解氧。氧腐蝕是油田注水系統(tǒng)的主要腐蝕形式之一。溶液中含有極低濃度的氧(低于1mg／L)就可造成極為嚴(yán)重的腐蝕，如果同時(shí)有H2S或CO2氣體存在，腐蝕速度會(huì)急劇升高。O2在水中的溶解度取決于溫度、壓力和水中Cl-的含量。O2的腐蝕一般為局部腐蝕，其局部腐蝕速率為其平均腐蝕速率的(2～4)倍。
　　
　　(3)二氧化碳。CO2可以溶解在水中，生成碳酸，引起電化學(xué)腐蝕。特別是在深處地層水中含有大量的CO2，對(duì)油管等井下設(shè)備具有較大的腐蝕性。鋼材二氧化碳腐蝕的產(chǎn)物都是易溶的，不易形成保護(hù)膜，因此隨CO2濃度的增加，腐蝕速度增加非?？?。二氧化碳的溶解度是溫度、壓力以及水的組成的函數(shù)。
　　
　　(4)硫化氫。H2s溶于水呈酸性，增加水的腐蝕性；H2S具有很強(qiáng)的還原性，可以被水中的溶解氧氧化為硫而沉積析出。隨H2s濃度的增加，腐蝕速度增大；達(dá)到一定濃度時(shí)，腐蝕速度達(dá)到最大值；然后隨濃度的增加而減小，最后趨于恒定。水中的溶解鹽類和溶解的二氧化碳對(duì)硫化氫的腐蝕也有一定的影響。
　　
　　(5)溶解鹽。