1 前言
　　
　　注水采油技術是國內各大油田提高原油采收率的主要方法，隨著油田開采時間的增長，注水水質的不斷惡化，硫酸鹽氧化還原菌的不斷增多，油田井下管柱和輸油管線的腐蝕及結垢問題，一直是困擾油氣開采和輸送的'頑癥'，所造成的嚴重損失令人觸目驚心。據2003年9月對我國第二大油田——勝利油田的調查發現，11個采油廠8000余口注水井、總長度1583萬m的統計，平均腐蝕速度達1．5mm／a，平均穿孔率達2．4次／(km·a)。在部分嚴重損失區塊，管線換新周期不足3a，最短的僅(3～4)個月，所報廢的注水管柱中有90％以上是因腐蝕、結垢而造成，整個勝利油田由于腐蝕引起的管柱、管線材料費直接經濟損失就達3億元，并由于更換管柱、管線影響作業和生產，導致間接經濟損失達10億元左右。而全國各大油田的管線和管柱到2001年年底，總計高達10億余米，這方面的損失更分別高達100億元和1000億元之多。因此，研究注水系統的腐蝕規律及防腐蝕措施刻不容緩，具有重要的意義。
　　
　　2 油田注水管道腐蝕的影響因素
　　
　　油田注水管道的腐蝕也符合金屬腐蝕的一般規律，主要影響因素有：
　　
　　(1)pH值。一般情況下，當pH值在4～10時，腐蝕過程主要受氧擴散過程控制，腐蝕速率不受PH值影響。在PH值不大于4的酸性范圍內，碳鋼表面的氧化物覆蓋膜將完全溶解，致使鋼鐵表面和酸性介質直接接觸。因此，提高注水PH值，可以解決酸蝕問題，但不一定能解決其它腐蝕類型。從理論上講，注水的最佳pH值應為7。當pH值在10～13的堿性范圍內時，隨碳鋼表面的pH值升高，Fe2O3覆蓋膜逐漸轉化為具有鈍化性能的r—Fe2O3保護膜，腐蝕速率會有所下降。但是當pH值過高時，腐蝕速率又會上升，其原因是碳鋼表面的鈍化膜溶解成可溶性的鐵酸鈉(NaFeO2)。
　　
　　(2)溶解氧。氧腐蝕是油田注水系統的主要腐蝕形式之一。溶液中含有極低濃度的氧(低于1mg／L)就可造成極為嚴重的腐蝕，如果同時有H2S或CO2氣體存在，腐蝕速度會急劇升高。O2在水中的溶解度取決于溫度、壓力和水中Cl-的含量。O2的腐蝕一般為局部腐蝕，其局部腐蝕速率為其平均腐蝕速率的(2～4)倍。
　　
　　(3)二氧化碳。CO2可以溶解在水中，生成碳酸，引起電化學腐蝕。特別是在深處地層水中含有大量的CO2，對油管等井下設備具有較大的腐蝕性。鋼材二氧化碳腐蝕的產物都是易溶的，不易形成保護膜，因此隨CO2濃度的增加，腐蝕速度增加非常快。二氧化碳的溶解度是溫度、壓力以及水的組成的函數。
　　
　　(4)硫化氫。H2s溶于水呈酸性，增加水的腐蝕性；H2S具有很強的還原性，可以被水中的溶解氧氧化為硫而沉積析出。隨H2s濃度的增加，腐蝕速度增大；達到一定濃度時，腐蝕速度達到最大值；然后隨濃度的增加而減小，最后趨于恒定。水中的溶解鹽類和溶解的二氧化碳對硫化氫的腐蝕也有一定的影響。
　　
　　(5)溶解鹽。