一 概述

油田注水作为保持地层压力和提高采收率的有效手段之一，被国内外广泛采用。然而在实际应用中，注水系统出现的腐蚀和结垢问题，会导致注水水质不达标、注水压力升高，地层压力降低等，从而影响油田的正常生产。

目前，海上油气田注水系统一般采用海水/纳滤水、生产水作为水源，本文针对海上油气田注水系统腐蚀原因及治理措施进行综述与总结。

二 注水系统腐蚀原因

01 海水/纳滤注水系统腐蚀原因

1.1 药剂配伍性影响

海水中含有大量的溶解氧、细菌、结垢离子等腐蚀因子，流程中需要加注脱氧剂、杀菌剂、阻垢剂、还原剂等多种药剂，同时可能因药剂不配伍导致药剂效果降低、结垢等风险。例如（图1）某海上平台不同缓蚀剂和阻垢剂浓度现场混合实验。

图1 某海上平台高浓度药剂混合后出现絮状物

1.2 细菌影响

海水中存在多种细菌，其中 SRB（硫酸盐还原菌）可以造成点腐蚀，也会通过消耗硫酸盐代谢产生H2S并在水中生成FeS等沉淀堵塞管道，对注水系统造成综合性破坏。

图2 细菌导致的注水系统金属点蚀

1.3 溶解氧影响

海水中含有大量溶解氧，会加速注水系统腐蚀，脱氧剂可有效脱除水中溶解氧，但需确保整个流程密闭性良好。

02 生产水注水系统腐蚀原因

2.1 结垢影响

结垢是影响生产水注水系统腐蚀最主要的原因，由不同地层生产水混合后，水体环境发生变化，各种离子原有的饱和平衡状态被打破，产生碳酸盐垢、硫酸盐垢、铁化合物垢等无机盐垢。结垢会给细菌提供有利滋生环境、阻碍缓蚀剂等化学药剂接触金属表面、造成注水系统垢下腐蚀。

图3 某管道结垢严重导致垢下腐蚀

2.2 细菌影响

井下开采出的生产水中有可能含有SRB等细菌。生产水处理系统如未进行杀菌处理或未达到处理指标，会导致细菌进入注水系统，造成细菌腐蚀。

2.3 H2S影响

生产水中存在一定量的H2S，溶于水会降低pH值，在中性或酸性水中，H2S分解成S2-与水中Fe2+反应生成黑色不溶于水的FeS沉淀，加速铁的腐蚀。

除此之外，还应根据注水水质考虑悬浮物、矿化度等影响系统腐蚀的因素。

三 注水系统腐蚀治理措施

01 药剂配伍性

药剂加注应充分考虑药剂加注位置、浓度、加注间距、配伍性等因素，连续性加注药剂所用管线宜伸入管线/设备内（图4），使药剂分散良好，防止高浓度药剂混合作用。

图4 药剂加注管伸入管线内1/2处利于药剂分散

02 杀菌作业

针对性加入杀菌剂除去注水系统中细菌，同时降低次生H2S；杀菌剂宜定期在线冲击式注入，且应充分考虑杀菌剂加注方式和位置。

例如某海上平台，杀菌剂加注于气浮入口，因双介质过滤器滤料上层密度小、颗粒大，下层反之，截留能力逐渐增强，易导致杀菌剂无法穿透滤层作用下游流程且在下层滤料底部滋生细菌，可将杀菌剂冲击加注于反冲洗流程，提升杀菌效果。同时注意到，长期使用一种杀菌剂会使细菌建立抗药性，甚至刺激某类生物的繁殖，应根据工艺适当调整杀菌剂种类、剂量来提高杀菌效果。

图5 某油田水处理系统简易流程

03 脱除溶解氧

流程中加注脱氧剂可有效除去水中溶解氧，但应确保整个流程密闭性良好。

例如某海上平台纳滤注水系统全流程监测溶解氧时，前置过滤器入口溶解氧小于50ppb，外输泵出口溶解氧大于300ppb，经现场调研分析：纳滤缓冲罐使用氮气加压，制氮机密闭性不良导致溶解氧升高。

图6 某海上平台纳滤注水流程

04 防垢除垢

针对不同注入水的结垢趋势选用防垢剂，降低结垢几率。选用防垢剂应从与其他药剂配伍性、经济型、实用性等方面综合考虑，尤其是新物流汇入前，应对两股物流及地层水开展水质配伍性实验，定期开展管线清管、地面设备清理等除垢作业。

05 调整离子

改变水中离子的组成,去除不稳定的离子，例如流程中加注铁离子稳定剂以降低游离亚铁离子含量，减少油气水处理过程中FeCO3和FeS沉淀。

06 去除悬浮物

利用絮凝剂的网扑作用，使污水中的悬浮颗粒快速沉降，去除悬浮物。