2陜北石油開采廢水回注污染防控技術規(guī)范編制說明陜西省環(huán)保廳

《陜北石油開采廢水回注污染防控技術規(guī)范》編制說明（征求意見稿）《陜北石油開采廢水回注污染防控技術規(guī)范》編制組二○一七年十月目錄1 項目背景 12 規(guī)范編制的目的意義和編制原則 23 編制工作過程 34 規(guī)范中相關問題說明 4項目背景1.1任務來源根據(jù)陜西省環(huán)保廳和陜西省技術質(zhì)量監(jiān)督局下達的標準編制任務。陜西省環(huán)境工程評估中心組織相關單位，開展陜北石油開采廢水回注污染防控技術規(guī)范編制工作。1.2編制依據(jù)1.2.1主要法律依據(jù)《中華人民共和國環(huán)境保護法》《中華人民共和國環(huán)境影響評價法》《中華人民共和國清潔生產(chǎn)促進法》《中華人民共和國森林法》《中華人民共和國草原法》《中華人民共和國土地管理法》《建設項目環(huán)境保護管理條例》《基本農(nóng)田保護條例》《自然保護區(qū)條例》《中華人民共和國水污染防控法》《水污染防控行動計劃》《土壤污染防控行動計劃》1.2.2主要技術依據(jù)GB50253-2014輸油管道工程設計規(guī)范GB/T31033-2014石油天然氣鉆井井控技術規(guī)范HJ/T91-2002地表水和污水監(jiān)測技術規(guī)范HJ2041-2014采油廢水治理工程技術規(guī)范DB61/308-2003石油開采廢水排放標準SY/T5329-2012碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法SY/J4039-2003石油工程建設基本術語SY/T0082-2006石油天然氣地面工程初步設計內(nèi)容規(guī)范SH3093-1999石油化工企業(yè)衛(wèi)生防護距離SY/T6426-2005鉆井井控技術規(guī)程SY5270-2000高壓注水管路配件設計技術規(guī)定GB/T8923.1-2011涂裝前鋼材表面銹蝕等級和除銹等級SY/T0600-2009油田水結垢趨勢預測SY/T5523-2016油田水分析方法NACERP0775-2005油、氣田生產(chǎn)中腐蝕掛片的準備、安裝、分析及實驗數(shù)據(jù)的解釋SY6186-2007石油天然氣管道安全規(guī)程規(guī)范編制的目的意義和編制原則2.1目的意義對陜北石油開采廢水進行處理并回注是油田實現(xiàn)可持續(xù)開發(fā)和提高油田經(jīng)濟效益節(jié)約成本的一個重要途徑。規(guī)范石油開采廢水回注污染防控是實現(xiàn)石油行業(yè)環(huán)境友好發(fā)展的重要抓手，也是避免石油廢水環(huán)境污染的基本要求。2.2編制原則本規(guī)范編制主要遵循以下原則：1.使我省陜北石油開采廢水回注污染防控工作與國民經(jīng)濟發(fā)展、采油行業(yè)發(fā)展及生態(tài)建設的總體目標相適應。2.使我省陜北石油開采廢水回注污染防控工作與我省環(huán)保工作的發(fā)展趨勢相適應。3.結合我省環(huán)境保護工作重點，是規(guī)范在具有實用性的基礎上更加具有前瞻性和可操作性。4.使該規(guī)范針對我省的地域、自然條件和不同采油工程的特點，對我省的石油開采廢水污染防控工作具有指導意義。編制工作過程第一階段：2017年6月底完成，搜集、整理、調(diào)研國內(nèi)有關石油開采廢水回注污染防控工作的相關資料。資料收集包含，國內(nèi)外、省內(nèi)外、市、企業(yè)全部的相關法律法規(guī)、技術規(guī)范、政策要求、標準、導則和相關論文文獻和工程技術、環(huán)境現(xiàn)狀等方面的資料。調(diào)研包含省市縣環(huán)境保護管理部門的要求、需求，已經(jīng)發(fā)現(xiàn)掌握的相關環(huán)境污染問題具體情況，采油廢水回注涉及的環(huán)境敏感點情況等；還包括主要企業(yè)采油廢水回注污染防控具體工作現(xiàn)狀、未來計劃打算和研究前沿等。第二階段：2017年8月底完成，完成規(guī)范“初稿”編制。第三階段：2017年9月底完成，組織內(nèi)部討論審核。分別于9月1日、9月13日、9月28日，先后三次召開內(nèi)部討論審核會議，反復修改規(guī)范“初稿”。第四階段：2017年10月底完成，公開征求意見，進一步修改規(guī)范。第五階段：完成規(guī)范編制并發(fā)布。規(guī)范中相關問題說明4.1適用范圍本規(guī)范規(guī)定了陜北碎屑巖油田石油開采過程中產(chǎn)生的各類廢水的收集、處理和回注過程中的污染防控原則和一般要求。本規(guī)范適用于陜北石油開采廢水污染防控的全過程，可作為石油開采項目環(huán)境影響評價、環(huán)境保護設施設計與施工、建設項目竣工環(huán)境保護驗收及建成后運行與管理的技術依據(jù)。4.2規(guī)范性引用文件引用了與本規(guī)范密切相關的法規(guī)、規(guī)范、標準。主要分為三類：一是油田開采廢水回注需要符合的水質(zhì)要求；二是工程設計和工程建設中需要符合的一些技術要求；三是工程驗收和運行管理中需要符合的一些重要的技術要求?，F(xiàn)行的廢水治理及工業(yè)企業(yè)環(huán)保類標準，是制定本標準的法律依據(jù)，其中有關條文是本規(guī)范的技術基礎，引用此類文件，使規(guī)范具有合法性和權威性。工程中關于工藝、設備、材料等方面的規(guī)定引用了現(xiàn)行的國家及部級標準和技術規(guī)范。4.3術語和定義本規(guī)范在重點參考引用《油田采出水處理設計規(guī)范》（GB50428）和《采油廢水治理工程技術規(guī)范》（HJ2041）中相關術語的基礎上，規(guī)定了石油開采廢水回注污染防控技術規(guī)范所涉及到的有關術語及定義。根據(jù)本規(guī)范的技術內(nèi)容，給出了石油開采廢水、石油開采廢水處理、敏感區(qū)（特殊敏感區(qū)、一般敏感區(qū)）、石油開采用材料等共4個術語，并進行了定義或解釋。4.4一般要求4.4.1選址選線本規(guī)范從石油開采廢水處理工程選址、回注管線選線、回注井選址和一般敏感區(qū)內(nèi)總體要求四個方面，結合相關法律、法規(guī)和技術政策，規(guī)定了石油開采廢水回注過程選址選線的原則性要求。（1）石油開采廢水處理工程選址應符合采油廢水治理工程技術規(guī)范（HJ2041）和石油天然氣工程總圖設計規(guī)范（SY/T0048）的有關規(guī)定。（2）回注井選址禁止在特殊敏感區(qū)內(nèi)布設，優(yōu)先利用已有井場布置。距居民飲用水供水井不小于100m。不得建于河流最高水位以下，并滿足防洪要求?；刈⒕x擇應考慮回注層位與供水意義含水層的空間結構關系和水力聯(lián)系，防止回注層廢水越流進入供水意義含水層。（3）回注管線選線應避開特殊敏感區(qū)、地質(zhì)災害（泥石流、滑坡、流沙、溶洞等）易發(fā)區(qū)和潛在淹沒區(qū)。同時管線距居民飲用水供水井不小于100m（參照《分散式飲用水水源地環(huán)境保護指南》，分散式水源井保護區(qū)范圍為30-50m，并在水井周邊100m范圍設立隔離防護設施），距大中型水庫不小于250m（參照《飲用水水源保護區(qū)劃分技術規(guī)范》，河流型水源地一級保護區(qū)陸域距離河岸水平距離不得小于50m，二級保護區(qū)陸域距離一級保護區(qū)邊界不得小于200m）。穿越季節(jié)性積水地段，應先排水后挖溝，并按設計挖足深度并采取嚴格的防腐措施；穿越常年積水地段（無法排水者）應優(yōu)先考慮低架鋪設。（4）注水井應符合下列規(guī)定：轉注井應測井質(zhì)量合格，要求其固井水泥返高不低于區(qū)域內(nèi)有供水意義含水層；新打井一開和二開固井水泥均返至地面；井筒推薦使用新型防腐阻垢材料；（5）工程設計及施工要求必須優(yōu)化一般敏感區(qū)內(nèi)的石油開采廢水處理系統(tǒng)、回注管線和回注井的整體布局，控制占地范圍和建設規(guī)模，降低地下水環(huán)境影響風險、減少自然生態(tài)系統(tǒng)擾動。4.4.2工程設計施工要求本規(guī)范從石油開采廢水收集、處理工程、回注管線工程和回注全過程五個方面，結合相關法律、法規(guī)、技術政策和油田生產(chǎn)實際，規(guī)定了石油開采廢水回注工程設計施工的原則性要求。4.4.3運行管理要求（1）加強廢水收集系統(tǒng)、水處理設施、集輸管網(wǎng)的巡視、監(jiān)測與維護，對污水集輸管路、注水管路進出口壓力、流量進行實時監(jiān)測防止油田生產(chǎn)廢水泄漏。（2）污水運輸車輛禁行飲用水源保護區(qū)內(nèi)道路，防止污水運輸車輛行駛過程中污水泄露污染水源保護區(qū)。（3）做好注水井筒的防護與監(jiān)測工作，防止井筒因磨損、腐蝕和斷裂等原因發(fā)生刺漏或管外竄槽污染地下水。（4）做好注水管線內(nèi)流量和壓力的日常監(jiān)測工作，及時反映注水管線是否泄漏。（5）設立地下水水位、水質(zhì)檢查井，加強對注水開發(fā)區(qū)域地表水和地下水水質(zhì)的監(jiān)控，建議每月至少取樣監(jiān)測一次，防止回注過程對地表水和地下水造成污染；一旦發(fā)現(xiàn)監(jiān)測結果異常，立即停注。（6）建立突發(fā)事故廢水收集系統(tǒng)，事故廢水應全部收集后采用石油開采廢水處理系統(tǒng)進行集中處理。4.4.4回注水水質(zhì)標準本規(guī)定回注水水質(zhì)標準主要參考《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》（SY/T5329）第四章規(guī)定執(zhí)行，同時參考了《長慶油田采出水回注技術指標（試行）》和《延長油田股份有限公司油田注水水質(zhì)標準》，并結合陜北地區(qū)油田主要開發(fā)層位（延安組和延長組）及其儲層特征，確定了石油開采廢水回注水水質(zhì)的基本原則性要求，規(guī)定了與地下水保護相關性最高的懸浮固體含量、含油量和平均腐蝕率三個控制指標限值和推薦指標限值，便于統(tǒng)一應用和管理。4.5工藝技術要求4.5.1處理工程4.5.1.1采出水處理可行工藝目前，采出水回注處理的主要工藝主要有以下5種：（1）重力沉降處理工藝。重力沉降處理工藝主要有以下兩種，圖1為勝利油田傳統(tǒng)的重力式除油流程。①油站來水→一次除油罐→粗?；蕖彌_罐→外輸泵→斜板除油罐→過濾→回注②油站來水→一次除油罐→斜板除油罐→緩沖罐→外輸泵→過濾→回注圖1重力式混凝沉降除油流程（2）壓力沉降處理工藝。壓力沉降處理工藝主要有以下兩種：①油站來水→一次除油罐→二次除油罐→緩沖罐→外輸泵→壓力濾罐→回注②油站來水→自然除油罐→混凝除油罐→緩沖罐→壓力濾罐→回注圖2為自然除油—混凝除油—壓力過濾流程，目前在國內(nèi)各油田普遍采用。圖3為傳統(tǒng)的壓力式除油流程。圖2自然除油一混凝除油一壓力過濾流程圖3壓力式粗粒化斜管除油流程（3）沉降除油和氣浮工藝。沉降除油和氣浮工藝一般為：油站來水→一次除油罐（接收罐）→氣浮選機→緩沖罐→過濾→回注。（4）水力旋流工藝。水力旋流工藝一般為：油站來水→水力旋流器→回注。采用該工藝的聯(lián)合站來水經(jīng)水力旋流處理后，水中含油可由500mg/L降至30mg/L以下，裝置運轉狀況良好，有少量污水事故性外排。（5）深度處理工藝。深度處理工藝一般常用的工藝為油站來水→一、二級沉降除油→氣浮→混凝沉降→過濾→離子交換柱→回用。該工藝在我國北方某些油田應用較多。地處陜北的長慶、延長油田位于鄂爾多斯盆地，油層包括三疊系和侏羅系兩大含油層系。目前主要開發(fā)油層：延安組為延6、延8、延9與延10油層組；延長組主要為長2、長4+5、長6、長8油層組。從地層水來看，延安組地層水型為NaHCO3和Na2SO4水型，其總礦化度為9200mg/L～27200mg/L；延長組地層水型為CaCl2，其總礦化度為4000mg/L～94000mg/L。延長油田注入水質(zhì)標準見表1。表1延長油田注水水質(zhì)指標（2012年3月份起試行）水質(zhì)指標標準分級及注入層平均空氣滲透率10-3μm2Ⅰ級≤1.0Ⅱ級1.0～10Ⅲ級10～50Ⅳ級50～100Ⅴ級≥100控制指標懸浮固體含量(mg/L)≤2≤3≤5≤8≤10懸浮物顆粒直徑中值(μm)≤2≤2≤3≤3≤5含油量(mg/L)≤3≤5≤8≤10≤20平均腐蝕率(mm/a)≤0.076硫酸鹽還原菌(個/mL)≤10腐生菌(個/mL)≤102鐵細菌(個/mL)≤102輔助指標總鐵量(mg/L)≤0.5pH6.5～7.5溶解氧(mg/L)≤0.05（油層水）、≤0.5（清水）硫化物(mg/L)清水0、油層水≤2.0配伍性良好（巖心傷害率≤30％）侵蝕性CO2(mg/L)-1.0～1.0延長油田污水處理站場分為固定站和橇裝站兩類，根據(jù)對采油廠提供的資料和調(diào)研統(tǒng)計分析，目前延長油田固定站污水處理工藝大致分為重力沉降、氣浮處理、微生物處理、水質(zhì)改性處理等6類、橇裝污水處理工藝大致分為氣浮、過濾等5類。從污水處理工藝歸納來看，其主要處理工藝可以分除油、粗過濾、精（超）濾三個控制單元。對延長典型水處理工藝運行的穩(wěn)定性與處理后水質(zhì)指標進行了分析，所選點位見表2。表2水質(zhì)穩(wěn)定性評價站點采油廠設計規(guī)模(m3/d)實際處理量(m3/d)處理工藝處理水源青化砭1200600微生物＋膜過濾長2甘谷驛1000600除油罐＋水質(zhì)改性＋核桃殼＋纖維球主要長6,部分長2、長4+5、措施廢水蟠龍18001600隔油池＋均質(zhì)罐＋氣浮池＋核桃殼＋石英砂＋纖維球＋PE長2靖邊1800600除油罐＋噴射氣?。颂覛ぃw維球長2定邊1200800除油罐＋沉降罐＋油水分離器＋纖維球＋PEU延長組吳起16501400除油罐＋沉降罐＋緩沖罐＋二級氣?。ǖ獨猓颂覛ぃp濾料（現(xiàn)改為石英砂）延7、延8永寧550430除油罐＋氣?。颂覛ぃw維球＋PG-25長6子北32001680除油罐＋旋流除油器＋臥式沉降罐＋多層濾料＋改性纖維球＋PE長2、長6采用《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》（SY/T5329-2012）和《油氣田水分析方法》（SY/T5523-2016）對各項水質(zhì)指標進行分析，主要包括懸浮性固體（SS）、油含量、CODCr、粘度、硫化物、礦化度及主要離子組成（Ca2+、Mg2+、OH-、HCO3-、CO32-、SO42-、Cl-）、總鐵含量和腐蝕速率等。分析采樣點分別為：進水，主要處理裝置出水，過濾器出水，注水泵進水，井口等。從油田污水處理工程經(jīng)驗來看，對于油水密度差大于0.05g/cm3的污水處理，重力沉降工藝處理效果具有耐沖擊性強、運行管理方便、出水水質(zhì)穩(wěn)定等特點。延長油田原油密度大多在0.83g/cm3～0.87g/cm3，屬于輕質(zhì)原油，油水密度差較大，目前主力油田尚未開展三次采油。從重力沉降工藝處理效果來看，一次除油罐除油效果達到90％以上，說明重力沉降工藝對處理延長油田污水處理效果好、適應性強，同時也能較好的適應目前油田生產(chǎn)運行工況實際。從氣浮處理效果來看，處理后含油量平均為18.09mg/L、懸浮固體含量平均為81.78mg/L，除油率為49.43％，懸浮物去除率為27.71％，延長油田污水為高礦化度、偏酸性水質(zhì)，僅有1個站場采用氮氣作為氣浮氣源，其他均采用空氣氣源，從水質(zhì)檢測數(shù)據(jù)分析采用氣浮工藝的污水站平均腐蝕率較高。與其他油田類似工程相比，氣浮技術應用效果并不十分理想。從水質(zhì)改性技術處理效果、工藝流程、現(xiàn)場調(diào)研來看，其出水含油量除含油量平均為3.78mg/L（1.0mg/L～8.40mg/L），懸浮固體含量平均為24.54mg/L（1.00mg/L～57.00mg/L），出水水質(zhì)也沒有達到設計“3、2、2”注水水質(zhì)標準。整個工藝運行過程水質(zhì)波動較大，水質(zhì)沿程惡化明顯，污水處理產(chǎn)生的污泥量也增加，但水質(zhì)改性在加強運行管理、優(yōu)化藥劑體系后，有其優(yōu)點。綜合上述研究結果并結合國內(nèi)污水處理技術的發(fā)展現(xiàn)狀，將已有工藝的優(yōu)點凸顯出來，盡量控制其缺陷，在優(yōu)化藥劑、加強管理的基礎上，推薦以下幾種處理工藝：將水質(zhì)改性技術的優(yōu)點與絮凝沉降技術的優(yōu)點結合起來，當污水日處理量超過300方、且處理水質(zhì)差異不十分大時，宜選擇建設固定站，污水處理流程適宜選擇沉降、絮凝處理、過濾流程，其處理工藝為：來水→污水pH調(diào)節(jié)劑（pH=7.5）→除硫除鐵劑→無機絮凝劑→有機絮凝劑→反應罐（混合罐）→沉降罐→一級過濾→二級過濾→外輸回注。上述流程的基本特點在于：污水處理流程對污水量、無水水質(zhì)的變化特別是突然變化具有良好的容耐性；污水處理過程相對穩(wěn)定，對操作人員的要求相對較低；污水的進水水質(zhì)相對穩(wěn)定，可實現(xiàn)自動化操作。缺點是：占地面積較大，污水處理過程會產(chǎn)生一定量的污泥，且污泥排泥有一定的難度。當污水日處理量低于300方、污水池與注水井距離較近（200米以內(nèi)）、地處在偏遠地區(qū)不適宜建站的情況時，宜選擇撬裝站進行處理，推薦選用污水的沉降、旋流、過濾處理流程，具體為：來水→復合處理藥劑→旋流反應罐一級過濾→二級過濾→外輸回注。該類型屬于撬裝站，適合于在偏于地區(qū)不適宜建站的情況。該流程的優(yōu)點在于：占地面積小、處理過程相對穩(wěn)定；缺點是不能夠有效控制污水的腐蝕、結垢等?；谏鲜鲅芯抗ぷ?，特提出采出水處理推薦工藝。4.5.1.2油田作業(yè)廢液可行處理工藝由于壓裂返排液成分復雜，處理工藝復雜、成本高，設備投資大。國內(nèi)早期將壓裂返排液作為油氣田廢液處理，返排液處理目的不同，處理工藝也不相同。國內(nèi)的壓裂返排液處置的方式分外排、回注、回灌和回用4種。其中外排是將返排液處理到各項指標達到國家或地方要求的排放標準，目前的外排水質(zhì)指標共有69項，達標后的水可直接排放到環(huán)境中，這個難度最大，成本最高；回注和回罐在技術層面沒有任何區(qū)別，回注是將返排液處理到油氣田注水標準，回注標準指標只有7項，達標后的水直接注到儲層，用于采油或采氣；而回灌將處理后的水直接注到非油氣儲層，與采油采氣無關，僅僅是找個吸水性較好的地層，專門處置污水，這種方法曾在北美廣泛應用；回用是將處理后的水用于下一次壓裂液配制，可充分利用返排液中的有用成分，這是最理想的處置方式，但目前沒有配制壓裂液的水質(zhì)標準，只有《（SY/T6376-2008）壓裂液通用技術條件》可參考。各大油氣田壓裂返排液的處理普遍是達標后回注。國外對壓裂返排液回用技術研究起步早，技術較為成熟，如Barnett，Marcellus頁巖氣田的壓裂返排液主要處置方式是回收重復利用，中國石化華北分公司、中國石油集團西南油氣田公司及延長石油集團等單位對壓裂返排液重復利用開展了相應研究，并取得了一定效果。國內(nèi)外對油田壓裂返排液處理的要求主要是達標排放和回注利用。目前國內(nèi)處理壓裂廢液的技術方法主要有：1）物理處理法。2）固化法。3）吸附法。4）氣浮法。5）化學處理法。6）中和法。7）化學混凝法。8）化學氧化法。9）高級氧化法。10）光催化氧化法。11）生物法。12）多種處理技術聯(lián)合使用。鑒于壓裂廢液粘度高、絮體聚集難度大、沉降慢的特征，酸化廢液pH低、含鐵（硫）高的屬性，建議采用作業(yè)廢液化學氧化+絮凝處理工藝，即首先對作業(yè)廢液進行pH調(diào)節(jié)，使其在酸性條件下用化學氧化方式降低其粘度（酸化廢液除鐵、除硫），繼而在絮凝藥劑的作用下實現(xiàn)懸浮物、油的有效去除，同時降低其結垢量與腐蝕速率。具體流程為：來水→污水pH調(diào)節(jié)（弱酸性）→氧化劑→無機絮凝劑→有機絮凝劑→反應罐（混合罐）→沉降罐→一級過濾→二級過濾→外輸回注。處理后水回注時，要達到油田回注水水質(zhì)指標。4.5.2管線工程（1）鄂爾多斯盆地油田集輸管道背景鄂爾多斯盆地內(nèi)石油、天然氣等資源豐富。盆地內(nèi)的除了中石化大牛地氣田和殼牌公司外，兩大主要油氣生產(chǎn)實體長慶油田和延長石油油氣產(chǎn)量在2014年已超過5000萬噸。注水是目前鄂爾多斯盆地各油田開發(fā)所采用的最為廣泛的開發(fā)措施，大量注水必然會產(chǎn)出大量的產(chǎn)出水。因此油區(qū)內(nèi)就涉及大量的注水、采出液集輸管網(wǎng)等，然而鄂爾多斯地面溝壑縱橫，采出水礦化度度高，注水技術的廣泛應用實現(xiàn)石油資源合理利用的同時卻導致地面工程設備頻頻出現(xiàn)結垢、腐蝕現(xiàn)象，這不僅大大縮短了注水管線的使用壽命，而且還給油井的正常生產(chǎn)造成了嚴重影響。（2）地面工藝流程及管線特征陜北地區(qū)現(xiàn)已形成“單、短、簡、小、串”地面工藝流程，它是一整套最簡化最適用的地面工藝流程。“單”即單井單管(叢式井閥組雙管)不加熱密閉集輸工藝單干管、小支線、井口閥組串管注水、活動洗井工藝等?！岸獭奔炊塘鞒?，“叢式井口——接轉站——集中處理站”二級布站?！昂啞奔春喕に?、簡化設備、簡化操作?！靶　奔础靶⊙b置、小工藝、小設備、小設施、小儀表”?！按奔炊嗫谟退?、多座站共用一條管線完成集供輸目的，即油井串油井、注水井串注水井、閥組串閥組、接轉站串接轉站等。鄂爾多斯盆地在役油田集輸管道服役運行小于5年管道占46.39%；5~10年管道占32.02%，10~15年管道占15.32%，超過15年管道占6.27%。分析發(fā)現(xiàn)，大部分管道都是在10年內(nèi)投用，這段時間正好是盆地油田大開發(fā)時期，管道使用壽命基本處于可控階段。通過對近5年盆地內(nèi)集輸管道泄漏情況進行統(tǒng)計，腐蝕穿孔泄漏占97.30%、第三方破壞泄漏占1.09%、盜油打眼泄漏占0.82%、地質(zhì)災害拉斷泄漏占0.78%，腐蝕穿孔是導致集輸管道破漏的主要因素。鄂爾多斯盆地油田集輸管道在投用前做了外防腐處理以及盆地土壤干燥，外腐蝕較輕，管道腐蝕以內(nèi)腐蝕穿孔為主。統(tǒng)計管道腐蝕穿孔部位，主要發(fā)生在管體內(nèi)中下部，部分管道發(fā)生在焊縫或焊縫附近，由內(nèi)向外逐步腐蝕。通過統(tǒng)計出油管道、集油管道、輸油管道、伴生氣管道、采出水管道和清水管道腐蝕穿孔情況發(fā)現(xiàn)，含水較高的出油管道、采出水管道和清水管道腐蝕穿孔頻次較高?？偟膩碚f，水管道的腐蝕穿孔頻次高于油管道（鄂爾多斯盆地油田集輸（油）管道年平均腐蝕穿孔頻次為0.015次/km，出油管道為0.018次/km、集油管道為0.014次/km、輸油管道腐蝕較輕，基本發(fā)生在服役時間超過10年的管道）；采出水管道服役壽命比較短，更換周期應縮短；服役時間越長集輸管道腐蝕穿孔頻次越高；采出水管道腐蝕頻次遠遠高于清水管。（3）管材防護措施1）耐蝕材料根據(jù)管線腐蝕的影響因素，選用抗腐蝕性強的管材可有效降低腐蝕，但特殊管線的成本較高，所以要兼顧防腐效果和開采成本選擇合適的管線材料。如低合金鋼的價格是普通碳鋼的1.5倍左右，但其腐蝕效果優(yōu)于普通碳鋼3倍以上，這些特殊材料在低滲透油井注水開采中具有廣闊的應用前景。2）化學藥劑目前，利用緩蝕劑來抑制油田注水過程中的金屬腐蝕是較為簡單經(jīng)濟、實可行的方法之一，然而，由于注水管線腐蝕的復雜性與多樣性，單純加注緩蝕劑是遠遠不夠的，常常需要將其與阻垢劑、殺菌劑配伍使用，才能取得令人滿意的腐蝕效果。防腐阻垢劑價格一般比較低廉，所以可以廣泛地應用到石油的開發(fā)和利用過程之中。但防腐阻垢劑的使用必須要結合油田注水管道的材料特質(zhì)來使用，根據(jù)不同的管道涂料以及管道的厚度來配備適量的防腐阻垢劑，只有這樣防腐阻垢劑才能夠真正發(fā)揮其作用，所以在使用時要根據(jù)實際情況來對癥下藥，不可以不加選擇盲目地使用。3）涂鍍層涂鍍層也是一直非常有效的油田管道防腐技術，國內(nèi)常用的涂鍍包括環(huán)氧粉末涂料、H87環(huán)氧耐溫涂料、新型環(huán)氧改性聚氨酯防腐涂料、8701環(huán)氧樹脂涂料等。4）采用環(huán)氧耐溫涂料環(huán)氧耐溫涂料是一種新型的涂料，在油田注水管道中配合使用環(huán)氧耐溫涂料是防止油田注水管道受到腐蝕的一種有效方法。環(huán)氧耐溫涂料具備隔熱和耐熱的特性，還具備耐水和耐油的特性，所以在油田注水管道中使用一些環(huán)氧耐溫涂料可以有效地減少水分對油田注水管道的腐蝕，防止石油中的一些化學元素與油田注水管道發(fā)生反應。5）內(nèi)襯復合管在油田采油的中后期采用注水技術開采的過程中，通常采用普通碳鋼/不銹鋼復合管（如20#碳鋼/304不銹鋼）作為注水管線，并采用污水凈化回注和摻淡水混注等技術減少環(huán)境污染，但這種防腐技術只能延緩腐蝕的速度，并不能從根本上改變腐蝕的狀況。實際上經(jīng)過處理后的污水仍有含油和硫酸鹽還原菌不達標等現(xiàn)象，導致注水管線和設備出現(xiàn)腐蝕和結垢。所以，油田注水管線的防腐蝕措施重點是選擇具有優(yōu)良耐蝕性能的內(nèi)襯材料。管道的內(nèi)襯技術主要有：內(nèi)襯塑料管、內(nèi)襯不銹鋼、內(nèi)襯玻璃鋼等。為了保證注水管線的耐蝕性和經(jīng)濟性要求，復合管內(nèi)襯材料的選擇必須考慮其在工況污水水質(zhì)中的耐腐蝕性能。6）高壓柔性復合管使用柔性復合管的有兩大有效，一是經(jīng)濟方面：與焊接鋼管相比，安裝時間可縮短30-60%，安裝成本降低35-65%；質(zhì)量輕，節(jié)約人力和安裝設備的成本；無需焊接、場地彎管、防腐涂層及探傷測試等費用；無需后期運行維護成本；管線使用周期內(nèi)成本降到最低。二是技術方面：改善施工安全并減少對環(huán)境的破壞；100%無腐蝕；超低摩擦系數(shù)，減少長距離壓頭損失；不結垢和結蠟，