摘 要：扶余油田地面系统2006年完成整体改造后，形成了以多口油井串联常温输送流程为主体，部分油井串联掺输，集油支干线、干线掺输的高效原油集输系统。但2008年以后个别管线腐蚀穿孔漏失，到2009年局部区块出现漏失现象，开始管线更新，到2011年管线漏失急剧增加特别是掺输系统，管线腐蚀漏失已经严重影响生产时间， 2011年地面系统用于因腐蚀造成的维护更新费用已达300万元以上。腐蚀存在于油气田生产系统的每一个环节，腐蚀因素千差万别；本文重点介绍腐蚀机理、治理措施级监测措施。
关键词：掺输；介质；腐蚀穿孔；漏失；杀菌剂；开孔刮片器；腐蚀监测
1 腐蚀机理
通过对系统水质进行化验分析，解剖管线判断腐蚀原因，通过现场监测及相关试验评价数据，得出结论如下：
①HCO3-、Cl-浓度高，无CO32-、Ca2+、Mg2+浓度高、矿化度高掺输水和采出水性质接近，水源井水HCO3-相对较低；②所有水样都是弱碱性，pH值在7.5～8.2范围内。采出液中有硫酸还原菌和腐生菌，基本不含铁细菌；③溶液中的Cl-离子半径小，穿透力强，能破坏表面的保护膜，且可以被金属吸附，对HCO3-腐蚀起促进作用；④扶余油田采出液和掺输水中HCO3-在2000～3000 mg/L，Cl-在1000～1600 mg/L，硫酸盐还原菌最高为3.0×102个/mL。
通过机理分析和实验分析得知，扶余油田的腐蚀主要是由HCO3-和Cl-的协同作用引起的，这种腐蚀占全部腐蚀的90%以上。硫酸盐还原菌、微生物是引起腐蚀的次要因素，其占整个腐蚀原因的5%以内。其中表面覆盖有这层腐蚀产物的区域，能够阻挡HCO3-离子的进攻，但是易形成垢下腐蚀；另一些无腐蚀产物覆盖的区域处于裸露状态，二者形成电偶腐蚀，由此产物了点蚀。
2 腐蚀治理方案
2.1 缓蚀剂的选择
针对扶余油田腐蚀的成因，同时配合系统阻垢，选择化学药剂的进行腐蚀治理，缓蚀阻垢剂配方（见下表）。
2.2 杀菌剂机理
杀菌剂筛选除考虑到其要有较好的杀菌效果外，还综合了以下几方面的原因：①考虑菌类在长时间处于同一类药物的作用下，可产生抗药性；②药剂应具有一定的表面活性，及对污垢有剥离作用，进而杀灭生物膜及腐蚀产物下的硫酸盐还原菌，更好地控制腐蚀；③杀菌效果受水质中含油量影响小；④杀菌剂应与其他油水处理药剂有良好的配伍性；⑤具有一定的缓蚀作用。
3 开孔刮片器在腐蚀监测上的应用
3.1 开孔挂片器技术原理
①挂片装置采用流体力学设计，按实际的运行特点进行设计。管道挂片器总成与工艺管路连接采用带压开孔，任意位置安装，所有监控数据都在正常运行情况下取得的；②挂片装置采用的丝杠旋进装置，它能够在不同的位置任意旋进，深度任意调解。能够在管路内压力频繁变化的情况下，达到匀速旋进的目的；③挂片的材质采用A3炭钢，能够满足在短期内取得监控参数，缩短检测周期的目的。
3.2 开孔挂片器技术特点
①结合常规挂片失重法，采用便携式带压开孔形式，做到安全可靠。快速完成安装工作，可节约大量人力、物力，提高了生产效率；②可任意安装立管、横管、容器、油井井下任何位置上，实现了在线里时时监测，做到停产、不倒流程、带压检测方便、可靠、数据准确。三是更换拆卸方便，可及时准确的按技术要求进行更换挂片、数据采集检测。
4 结论
4.1 腐蚀原因
引起腐蚀的主要原因是高浓度的HCO3-和Cl-离子的协同作用，占90%以上。超标的硫酸盐还原菌是引起腐蚀的次要因素，占5%以内。其中表面覆盖有这层腐蚀产物的区域，能够阻挡HCO3-离子的进攻；另一些无腐蚀产物覆盖的区域处于裸露状态，二者形成电偶腐蚀，由此产物了点蚀。
4.2 缓蚀阻垢剂配方及组分
缓蚀阻垢剂配方为丙烯酸-丙烯酸酯-磺酸盐三元共聚物（16%）、羟乙基叉二膦酸（HEDP，12%）、氨基三甲叉膦酸（ATMP，10%）、苯并三氮唑（BTA，1%）和七水硫酸锌（5%）。
4.3 杀菌剂配方
选用十二烷基二甲基苄基氯化铵为杀菌剂，使用浓度100mg/L，使用方法：杀菌剂和缓释阻垢剂交叉使用，不能同时加入。建议扶余油田可以每30天加入一次，即可达标。
4.4 现场监测技术：开孔挂片器配合电化学参数法
通过对集输管线所处的环境以及输送或储存的介质进行研究分析，找出扶余油田集输系统腐蚀的主要因素，通过对腐蚀机理的分析，采取有效的防腐措施，对症下药，从而取得最佳经济与社会效益，提高扶余油田防腐的整体技术水平。
作者简介：
林辉（1975- ），女，1994年畢业于吉林油田技工学校，现从事油气集输工作，集输技师。