油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施1 前言注水采油技术是国内各大油田提高原油采收率的主要方法，随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的'顽症'，所造成的严重损失令人触目惊心。据 2025 年9 月对我国第二大油田——胜利油田的调查发现，11 个采油厂 8000 余口注水井、总长度 1583 万 m 的统计，平均腐蚀速度达 1．5mm／a，平均穿孔率达 2．4 次／(km·a)。在部分严重损失区块，管线换新周期不足 3a，最短的仅(3～4)个月，所报废的注水管柱中有 90％以上是因腐蚀、结垢而造成，整个胜利油田由于腐蚀引起的管柱、管线材料费直接经济损失就达 3 亿元，并由于更换管柱、管线影响作业和生产，导致间接经济损失达 10 亿元左右。而全国各大油田的管线和管柱到2025 年年底，总计高达 10 亿余米，这方面的损失更分别高达 100 亿元和 1000 亿元之多。因此，讨论注水系统的腐蚀规律及防腐蚀措施刻不容缓，具备重要的意义。2 油田注水管道腐蚀的影响因素油田注水管道的腐蚀也符合金属腐蚀的一般规律，主要影响因素有：(1)pH 值。一般情况下，当 pH 值在 4～10 时，腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，腐蚀速率不受 PH 值影响。在 PH 值不大于 4 的酸性范围以内，碳钢表面的氧化物覆盖膜将完全溶解，致使钢铁表面和酸性介质直接接触。因此，提高注水 PH 值，可以解决酸蚀问题，但不一定能解决其它腐蚀类型。从理论上讲，注水的最佳 pH 值应为 7。当 pH 值在10～13 的碱性范围以内时，随碳钢表面的 pH 值升高，Fe2O3 覆盖膜渐渐转化为具备钝化性能的 r—Fe2O3 保护膜，腐蚀速率会有所下降。但是当 pH 值过高时，腐蚀速率又会上升，其原因是碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的铁酸钠(NaFeO2)。(2)溶解氧。氧腐蚀是油田注水系统的主要腐蚀形式之一。溶液中含有极低浓度的氧(低于 1mg／L)就可造成极为严重的腐蚀，假如同时有 H2S 或 CO2 气体存在，腐蚀速度会急剧升高。O2 在水中的溶解度取决于温度、压力和水中 Cl-的含量。O2 的腐蚀一般为局部腐蚀，其局部腐蚀速率为其平均腐蚀速率的(2～4)倍。(3)二氧化碳。CO2 可以溶解在水中，生成碳酸，引起电化学腐蚀。尤其是在深处地层水中含有大量的 CO2，对油管等井下设备具备较大的腐蚀性。钢材二氧化碳腐蚀的产物都是易溶的，不易形成保护膜，因此随...
