随着油气田开采需求的增长，油气田开发进入中后期，油气藏需要通过注水的方式提高油气采收率。注水水源常采用地面水、采出水等，而注水中高氯离子、矿化度、腐蚀性细菌等，使得地面管线及井下管柱产生严重的腐蚀与结垢问题，导致注水系统管线出现堵塞、穿孔、泄漏等，严重影响了油气的安全高效开采。

01 注水系统腐蚀风险

在实际注水工艺过程中，为了节约资源和保护环境，采出水、地面水、海水等通常会进行二次回注，尤其是采出水与其他水混注的方法更被广泛应用。

国外某油田油气藏的注入水来自于生产水与河水的混注水，二者质量比约为5∶1，水质成分包括：11192 mg/L Ca2+，2350 mg/L Mg2+，590 mg/L HCO3-，111032 mg/L Cl-，745 mg/L SO42-，80 mg/L S，55325 mg/L K+和Na+。可以看出注入水的水质硬度大，矿化度高（181314 mg/L），水中Cl-含量高，且含有大量细菌（2.5个/mL）。因此注水井和注水管线的穿孔比例与穿孔速率呈现逐年上升趋势。该油田注水系统的腐蚀情况具有普遍性。

该油田注水井的井下油管失效以内腐蚀穿孔和内部结垢为主，部分油管存在外腐蚀。失效油管的平均穿孔年限为2.1年，平均穿孔速率达到3.6 mm/年。在全井深范围内自上而下腐蚀结垢呈逐渐加重的趋势，500 m以下结垢相对较为严重，外壁结垢情况有所不同，封隔器以上结垢轻微，封隔器以下结垢较为严重，结垢导致平均穿孔年限逐年缩短，更换管柱的费用也逐年升高。

地面注水管线的腐蚀与介质含水率、流速等密切相关。随着油气生产需求增大，注水量逐年增大，注水管线及相关设备的腐蚀更加严重。

某油田管线流速较大，注水支线平均穿孔年限3.07年，服役2年内穿孔管线占比21%，服役2~5年穿孔管线占比58%，平均穿孔速率3.1 mm/年，其中最短穿孔时间仅49天。注水管线穿孔位置主要分布在管线底部易积水的六点钟方向，这主要是因为两相分层后油水混合物中的水相易在管线底部沉积，其腐蚀条件相对较为苛刻。

02 注水系统腐蚀影响因子

注水井及地面注水系统管线的腐蚀主要为细菌腐蚀及垢下腐蚀，注水系统运行较短时间即发生“腐蚀→结垢→堵塞/穿孔”现象。造成腐蚀的因素主要是腐蚀介质因素和腐蚀环境因素。

介质因素（矿化度、结垢离子、溶解气）

油气田注水系统水质矿化度较高，为5000~200000 mg/L，Cl-质量分数在几十到150000 mg/L不等，且其中的Fe2+和S2-对水质的稳定性有很大影响。

采出水经过处理后可作为回注水使用，处理后的水中Fe2+和S2-含量显著降低，但水中依然含有大量其他阴阳离子，如Cl-，Na+，K+等，水质总体保持平衡，水型维持原样，与地层水性质相近。

同时水中还有CO32-，HCO3-，SO42-和Ca2+，Mg2+，Ba2+等易结垢离子，当回注水温度、压力和pH达到特定值时，会促进相应的难溶化合物CaCO3，CaSO4以及BaSO4的形成，结垢物沉积并覆盖于管道内壁上，逐渐形成水垢，反应式如下：

Ca2++CO32- → CaCO3

Ca2++2HCO3- → CaCO3+CO2+H2O

Ca2++SO42- → CaSO4

Ba2++SO42- → BaSO4

另外，水中硫酸盐还原菌（SRB）的存在进一步促进了腐蚀结垢，SRB将SO42-还原为S2-，S2-与金属管道溶解产生的Fe2+结合形成FeS沉淀，FeS腐蚀产物与结垢沉积物胶黏在一起，附着在金属管壁表面成为阴极，管道作为阳极，在管道内壁形成局部电池，从而加速管道内壁的腐蚀。

水中溶解气也是造成油田产出水或注水系统管线设备腐蚀的重要因素，一般情况下，产出水不含溶解气体，但在注水工艺中，某些操作易使空气中的CO2，O2等进入水中，导致注入水中的溶解CO2、溶解O含量升高。

在分别含等量O2，CO2，H2S的环境中，碳钢在含O2环境中的腐蚀速率是在含其他两种气体环境中的近百倍。O2是强阴极去极化剂，O2溶于水中容易促使管线发生电化学腐蚀。CO2溶于水后也具有较强的腐蚀性，相同pH下，低碳钢在溶解CO2环境中的腐蚀速率为7 mm/年，在厌氧条件下的腐蚀速率高达20 mm/年，CO2也会导致油井管的服役寿命大幅度下降。

服役环境（温度、流速）

管线的腐蚀环境会影响管线腐蚀动力学速率。腐蚀温度是影响腐蚀的重要因素，温度变化影响着电化学反应速率、结垢趋势、细菌繁殖速度等。

在密闭环境中，随着温度的升高，金属腐蚀速率增大，这主要是由于温度升高加快了电化学反应过程的传质速率；同时，温度升高（>40 ℃）导致成垢离子的溶度积减小，在水中的溶解度降低，盐类沉淀物更容易析出，这也解释了在井底温度较高时管道的易成垢现象；温度也影响着细菌的生长和繁殖，以SRB为例，将其分为嗜温SRB和嗜热SRB，嗜温SRB的最佳生长温度为36 ℃，嗜热SRB的最佳生长温度为40~70 ℃，温度升高或降低都不利于细菌的生长代谢，并会影响细菌对金属的腐蚀。

LIU等研究了嗜热SRB菌株在不同温度下对碳钢的腐蚀影响，结果表明60 ℃含嗜热SRB环境中碳钢的腐蚀速率是37 ℃时的2.2倍，表明嗜热SRB对高温具有依赖性。硫酸盐的还原速率与温度呈阿罗尼乌斯函数关系如下：

硫酸盐还原速率 = A exp(-E/RT)

式中：A为阿罗尼乌斯常数；E为反应活化能，J；R为气体常数；T是环境温度，K。

介质流速也会影响管道腐蚀速率，其对腐蚀速率的影响主要体现在两个方面：一是加快了离子的快速传质过程，从而加快了腐蚀进程；二是对管道表面产生切向作用，破坏了腐蚀产物膜的完整性，改变了管道表面的电化学状态，导致管道发生局部腐蚀。

万里平等研究表明，碳钢的腐蚀速率随着液体流速的增大而增大，流速增大1倍，腐蚀速率增大0.3~1倍，这主要与表面腐蚀产物膜的破坏有关。

此外，流速对管道结垢的影响也较大。结垢增长率随着流速增大而减小，流速较小时，介质中携带的固体颗粒和微生物排泄物沉积概率增大，管道结垢概率也明显加大，特别是在结构突变的部位，流速越小，越有利于晶体的成核，成垢核心生长的环境越稳定，结垢趋势越大，当流速继续增大时，污垢的剥蚀率增大，因而总增长率减小。