学文网摘要：笔者在阅读了大量文献的基础上，对国内外对油田产出水主要的腐蚀因素：溶解氧，二氧化碳，SRB，pH值等的腐蚀机理研究现状做了综述。
关键词：油田产出水 腐蚀
对油田采出水回注系统来说，注水管材、设备的腐蚀、堵塞、结垢三大问题作为影响油田正常生产的主要危险有害因素，引起了广泛的关注。回注系统三个问题的出现，是多种因素相互作用的结果。目前，国内外已有较多学者，对特定注水水质对管线的腐蚀机理进行了大量的研究。下面介绍几种常见的腐蚀因素的机理研究现状。
一、溶解氧的腐蚀
溶解氧是造成采油污水腐蚀的重要因素之一。采出水中溶解氧含量高时，使金属表面形成氧化膜而减弱采出水对管线腐蚀；含量较低时，形成保护性氧化膜比较困难，此时溶解氧的存在，会促进金属的腐蚀。
研究表明，碳钢在中性和碱性溶液中溶解氧腐蚀电极过程为:
阳极反应: 2Fe2Fe2++4e-
阴极反应: O2+2H2O+4e-4OH-
总反应为: 2Fe+2H2O+O22Fe2++4OH- 2Fe(OH)2
二、二氧化碳的腐蚀
CO2溶于水后对钢铁有很强的腐蚀性，在相同的pH值下，它对钢铁的腐蚀速率比盐酸厉害。CO2最典型的腐蚀特征是点蚀、台面状腐蚀和癣状腐蚀，其面状腐蚀最为严重。CO2对低碳钢的腐蚀速率有时可达7mm/a，腐蚀速率在厌氧条件下可高达20mm/a，可导致油井管寿命大幅度下降。
钢铁在CO2水溶液中腐蚀的基本过程为:当CO2遇水时，部分CO2溶解形成一定浓度的CO2溶液，溶液中的CO2浓度和分压成比例，溶解在水中的CO2和水反应形成碳酸。溶液中的碳酸和铁反应促使铁的腐蚀:
Fe+ H2CO3 FeCO3 + H2
溶液中的H2CO3大都以H+和HCO3-离子形式存在，因此，生成物以Fe(HCO3)2为主。Fe(HCO3)2在高温下可分解为：
Fe(HCO3)2 FeCO3 + H2O + CO2
腐蚀产物在钢铁表面不同区域的覆盖程度不同，且不同覆盖度的区域之间形成腐蚀电偶，在腐蚀电偶的作用下形成金属的局部腐蚀。虽然CO2腐蚀的基本特征是局部腐蚀，均匀腐蚀现象也经常发生。CO2腐蚀过程是一种复杂的电化学过程，影响的腐蚀因素较多，主要是CO2分压、介质组成、pH值、温度、流速、管材的性质等。
目前国内外很多学者在这一领域已经进行了长期和大量的研究工作。Dugstad和Videm认为腐蚀速度与CO2分压的0.5～0.8次幂成正比；Dugstad,etal认为二氧化碳分压小于0.5MPa时，腐蚀速度与流速、温度和pH值的适当增加无关；Ikeda和Veda研究了温度对FeCO3膜的形成有一定影响；Boris和Crolet认为pH大于5.5时，腐蚀轻微。
三、pH值的影响
有关学者通过研究发现：在氧浓度为lmg/L的纯水中，当pH≤4时，碳钢表面发生的腐蚀为均匀腐蚀，相当于酸洗过程；当4
但是，在含有溶解盐类的水中，碳钢的腐蚀速率与pH值的关系与此差别明显。其腐蚀速率以pH值等于7为分界线，碳钢在碱性水中的腐蚀速率低于酸性水，常温下，pH值在4～10范围内同样存在pH对腐蚀速率的影响，水温较高时将导致严重的局部腐蚀。
赵景茂研究表明：污水的pH值的升高，虽然能降低碳钢的均匀腐蚀速率，但是，pH值过高容易引起缝隙腐蚀。油田产出水的pH值以不超过8.5为宜。
综上所述，关于pH值的研究，不同的污水体系得出的结论差别较大。
四、SRB的腐蚀
从现有的资料来看，硫酸盐还原菌(简称SRB)对腐蚀也有较严重的影响。国内外学者针对SRB的腐蚀开展了大量研究，并提出了不少腐蚀机理，其中主要有以下三种：
1）阴极去极化理论
阴极去极化理论是目前最主要的一种腐蚀机理，其实质是SRB从阴极上除去氢后，有利于铁转变成Fe2+转入溶液中，然后Fe2+与S2-和OH-反应生成FeS和Fe(OH)2，在铁表面形成较松软的腐蚀瘤，进而形成浓差电池加速腐蚀。
2）局部腐蚀机理
微生物在金属表面所形成的生物膜覆盖层以菌落形式出现，并不是完整的，微生物的生命活动成为点蚀的驱动力。MIC引起的腐蚀90%以上都具有局部腐蚀特征。
3）代谢产物作用机理
细菌代谢产生的硫化物促进了腐蚀。
虽然人们对硫酸盐还原菌的腐蚀机理看法不一，但为了抑制其生长却采取了一致方法。目前，在各油田注水系统中投加杀菌剂，仍然是控制SRB繁殖最经济、有效的方法。
国内外学者对油田产出水腐蚀机理方面进行了大量的研究，取得了诸多结论，依据研究成果采取的腐蚀防护措施也取得了一定的成效。但是腐蚀本身是十分复杂的过程，影响因素也较多，再加上各个油田污水水质情况不同，而且同一地区不同区块的水质差别各异，产出水腐蚀问题的研究也一直在继续，为选择合适腐蚀防护措施的提供依据。
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作者简介：
赵淑楠（1983- ），女，河南漯河人，硕士，广州康大职业技术学院教师。
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