大港油田南部油区清水腐蚀治理初探
大港油田注水管线腐蚀机理研究
大港油田注水管线腐蚀机理研究
冯庆贤1 要建楠2 冯博舒1 (1.中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司，天津 300280； 2.中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500) 摘 要：大港油田的油藏温度和地层水的性质差异较大，虽然采取了很多的措施减缓注水系 统管线腐蚀，但是南部地区的腐蚀速率仍较中北部高许多，因此找出问题所在很有必要。对油田 所属9个注水站现场取样分析了水的性质，用静态和动态的方法分析了未灭菌和灭菌状态下腐蚀速 率与盐度和硫酸盐还原菌(SRB)数量的关系。结果表明，南部地层水矿化度较高，硫酸根含量达 到50-150mg/L，SRB数量不足102个/mL，但腐蚀速率较标准值高71%，中部和北部油田却相反： 无菌条件下腐蚀速率高73%，注入水适合微生物生长，pH值和氧化还原电位变化规律却不同。南 部油田水因矿化度高，电化学腐蚀占主导地位，此外，微生物的腐蚀也是比较明显的。电镜分析 表明，腐蚀产物主要是铁、硫化物和碳酸钙。通过SRB数量和腐蚀速率实验得到了SRB对腐蚀影 响，提出了控制SRB数量降低腐蚀速率的指标。 关键词：水矿化度 动态模拟试验 静态模拟试验 指标 中图分类号：TE988 文献标识码：A DOI：10.13726/ki.11-2706/tq.2014.11.061.05
Injection Pipe Corrosion Mechanisms Investigation in Dagang Oilfield
FENG Qing-xian1, YAO Jian-nan2, FENG Bo-shu1
技 术
(1. PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China; 2.SINOPEC Beijing Yanshan Company, Beijing 102500, China ) Abstract: The differences of temperature and formation water characteristics among each reservoir were significant in Dagang oilfield. Although many measures have been taken in an attempt to control steel pipeline corrosion, the corrosion rate in the south block of oilfield was several times higher than that of the middle and north blocks. Further studies, therefore, were needed to clarify the case. The ion and microorganism concentrations of the water in nine central stations were analyzed by sampling of aberration-free point. Under nonsterile and aseptic conditions, the relations among corrosion rate, salinity and SRB numbers were studied by static and dynamic methods. The results showed that, the salinity of formation water in the south block was the high (35g/L), and its SO42- content ranged from 50 to 150mg/L. In the south block of oilfield, the SRB number was less than 102cell/ml, but the corrosion rate was 71 percent higher than standard value. The case in the middle and north block of oilfield was inverse: the corrosion rate was 73 percent higher than that of the aseptic condition; production water was fit for microbial growth; the change law of pH and Eh was different. In the south block of oilfield, electrochemical corrosion was the main factor due to the higher salinity. In addition, microbiologically influenced corrosion was significant. The electron microscope analysis showed that, corrosion products were mainly iron and sulfur compounds, and calcium carbonate. The influence of SRB on corrosion was obtained by experiment between SRB numbers and corrosion rates. A preliminary strategy was proposed to control and reduce SRB numbers, as well as to reduce corrosion. Key words: total dissolved solids; dynamic simulation experiment; static simulation experiment; index 作者简介：冯庆贤 (1959－) ，男，天津人，高级工程师，学士，主要从事油田化学、聚合物调剖和 驱油，微生物采油等。主要研究方向为提高采收率。
油井腐蚀结垢机理及治理措施浅析
1 腐蚀类型及成因1.1 腐蚀类型及腐蚀现状腐蚀的对象主要是油田开发过程中的金属设备，包括油井的井筒、油管和油杆等。
腐蚀可以分为物理腐蚀和化学腐蚀两种类型。
物理腐蚀一般是指金属物质在高温条件下发生熔化或者溶解，导致设备的损坏。
化学腐蚀是金属物质与某些酸性溶液接触并发生一些列化学反应，造成金属表面性质的改变。
物理腐蚀发生的情况较少，一般来说，油井的腐蚀主要是由化学腐蚀作用造成的。
随着开发开采的不断进行，井下设备，例如油井的油管、油杆和井筒都会遭受不同程度的腐蚀，导致其出现穿孔和断裂的情况。
以大港油田采油三厂专采作业区为例，发现泵杆接箍偏磨腐蚀断裂，通过捞杆发现，接箍处出现断裂，并且泵杆有腐蚀、偏磨的现象。
官912井在第120根以下泵杆全部出现腐蚀结垢碳化现象。
1.2 腐蚀成因机理及控制因素在油田开发开采过程中，造成油井腐蚀的原因复杂。
有井筒、油管等自身材质的因素，还有周围环境的因素。
本次研究，主要讨论周围环境对油井的腐蚀。
首先，在开发过程中，会产生一些酸性气体，例如二氧化碳和硫化氢，这类气体与地下水接触，可以形成具有强腐蚀性的酸性溶液，与油井的金属材质接触，造成油井的化学腐蚀。
其次，高矿化度的地层水会对油井造成不同程度的腐蚀。
高矿化度地层水中含有大量的氯离子，氯离子具有很强的穿透能力，可以破坏金属保护膜，造成金属的腐蚀。
研究表明，矿物度越高，腐蚀的速率越快，腐蚀的程度越大。
2 腐蚀治理措施2.1 腐蚀治理措施类型在地下水溶液长期接触的过程中，油井的金属设备易遭受腐蚀，在金属材质的表面涂非金属保护层，可以有效隔离金属和周围酸性腐蚀溶液环境，进而达到防腐蚀的作用。
耐腐蚀的非金属物质，例如油漆、沥青和一些高分子材料如塑料、橡胶等，都可以作为较好的保护屏障。
金属材质的耐腐蚀性有差异，但是受经济和技术等因素的制约，油井的设备不可能全部采用耐腐蚀材质的金属，因此，可以将耐腐蚀的金属材质，例如某些合金材料，覆盖于油管的表面。
大港南部油田注水管道除垢节能技术的应用
大 港 南部 油 田注 水 管 道除 垢 节能 技 术 的 应 用
郭 成平 常铭 赵 留阳 于嘉 亮 宁 亚军 （ 大港油田公司第三采油厂工艺所）
摘 要 大港 油 田南部 地 区污水 水性较 差 ，污水矿 化 度 高，温度 高 ，因此 ，地 面管 网结垢 现
回 注 污 水 水 质 形 成 二 次 污 染 ，影 响 油 田 注 水 开 发 。
表１ 部 分 管道 二 次 污 染 取 样 数 据
目一 污
ｌ Ｏ ． ４ 冒 四 注 １ ５ ． ０ 官 ｌ ２ 站 ２ ７ ． ６ 官３ ３ － ５ ７ ２ ６ ． ０
官一污
ｌ Ｏ ． ４ 官 八 注 １ ６ ． ２ 官９ 站 １ ６ ． ８ 官３ ３ — ７ ４ ４ ９ ． ４ 自一 注 ７ ． ２ 自１ 站 ８ ． ４ 自８ — １ １ ２ １ ． ０
目前 在 用 的 １ ０ ０ 条 注 水 系 统 管 道 中压 损 超 过 ３ ． ０ ＭＰ ａ １ ． ２ 水 质 二 次 污 染 严 重
的有 ２ ０条 ， 总 长 度 ２ ６ ． ２ ｋ ｍ， 平 均 压 损 达 到 ４
多 年来 ，只重视 污 水处 理系 统表 面 的运行 ，对
功 ，达 到 了预期 的 效 果 ，经 济及社 会 效 益显 著 。 实现初 期 日节 电 ２ ６ ３ ２ ０ ｋ ｗ ｈ ，注水 管 道压损 平
均 降低 ４ Ｍ Ｐ ａ ，解 决欠 注 井 ５ ８ 口 ，增 加 注水 量 １ ７ ８ ３ ｍ 。 ／ ｄ ，节省 管道 更换 费用 ６ ５ ０ 万元 ，而且 降
ＭＰ ａ ；在 用 的 ４ ８ ４ 条 注 水 井 单井 注 水 管 道 中压 损 大 污 水 处 理 系统 的运 行过 程 控 制 及 日常 管 理 不到 位 ， 于３ ． ０ ＭＰ ａ 的６ ８ 条 ，总长 度 ３ ８ ． ８ ６ ｋ ｍ，平 均压 损 ５ ． ８ 储 罐定 期 清砂 、排 污 的制度 没有 形成 ，大部 分储 罐 ＭＰ ａ 。 由于 管 道 结 垢 严 重 压 损 大 ，管 道 末 点 压 力 沉 砂 、积油 ，造成 水 质严重 的二 次污染 （ 表 １ ） 。 低 ，造 成注 水井 欠注 、系统无 功 损耗增 加 ，同时对
注水管网清防垢技术
注水管网清防垢技术金华;要建东;袁润成;施金伶【摘要】大港南部油田回注污水水质较差，系统温度高，造成注水管网结垢严重，导致注水无功损耗大、注水井欠注、二次污染水质等一系列问题，影响了油田的注水开发。
为有效解决管网结垢，分别进行了通球清管除垢、化学清洗除垢、电磁防腐防垢、化学防腐防垢等四项清防垢技术的先导试验，最后确定了先清垢再采用化学防腐防垢的方法，成功解决了南部油田注水结垢问题。
【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2013(000)011【总页数】2页(P24-25)【关键词】油田注水;清垢;防腐防垢;适应性【作者】金华;要建东;袁润成;施金伶【作者单位】大港油田采油工艺研究院;大港油田滩海开发公司;大港油田采油工艺研究院;大港油田采油四厂【正文语种】中文大港南部油田回注污水水质较差，系统温度高，造成注水管网结垢严重，导致注水无功损耗大、注水井欠注、二次污染水质等一系列问题，影响了油田的注水开发。
调查统计：在用100条注水系统管道的平均压损为4.0 MPa；484条单井注水管道的平均压损为5.8 MPa。
由于管道结垢严重，管网压力损耗大，造成系统无功损耗大、注水井欠注，同时结垢对回注污水水质造成二次污染，影响了油田的注水开发。
1 通球清管除垢技术1.1 技术原理及特点通球由优质进口聚氨酯原料经过独特的发泡工艺制造而成。
对于垢质较硬的管线，可在软体通球的基础上，加上带有高强度钢钉组成加强型软体除垢球。
清管除垢过程中，通球放入发射器，通过输送液在前进方向产生压力差，形成前进推力使通球沿管线前进，对管线内壁的垢进行刮削、挤压、冲击，达到除垢的目的。
此种方法简单易行，对管线无腐蚀、无损伤，安全环保、投资低。
技术特点：①通过能力强，可通过90o弯头、斜弯头、T型管和60%开启的阀门；②各种通球规格系列齐全，适用于结垢较厚、结垢不规则的各种管道；③最大变形≥50%，当卡阻时可通过提高输送压力将其涨碎而不会堵塞管线。
大港油田采油污水达标治理与综合利用
1 采油污水现状
大港油田是典型的断块油田，油田区块零散、地质构造复杂，各区块、各油层原油物性差异较大，老油田 整体进入“双高”开采阶段。截至目前，大港油田共建设采油井 3348 口，日产液量 11.6×104m3，日产污水量 10.6×104m3，综合含水约 91.2%。油田区块采油污水现状见表 1。 表1 采油一厂 采油二厂 采油三厂 采油四厂 采油五厂 采油六厂 全油田合计 大港油田分油田区块采出污水现状表 油井总井数（口） 722 247 1289 242 565 283 3348 日产液（m3） 30420 10570 34100 5100 21340 14800 116330 日产水（m3） 28500 9700 30000 4500 19600 13800 106100 综合含水（%） 93.7 91.8 88.0 88.2 92.1 93.2 91.2 油田名称
种： ①混配前后污水中悬浮物含量变化法 ②混配前后污水中浊度值变化法。③ SI 值或 PTB 值预测法 ④ 混 配前后污水中钙镁离子含量变化法。 根据地质调查地下注水量需求情况，王徐庄、枣园、王官屯、小集、港西等油田产出水不能 各种方法的适用范围和精确程度有所不同。悬浮物含量变化法具有工作量大，准确度高的优点，缺点是该 方法不适于高温环境下污水存在明显结垢现象的污水的配伍性评价 ； SI 值或 PTB 值预测法方法的优点是工作
要求、羊一联污水外排站能力不能满足生产需求，污水外排处理系统处理指标和处理能力难以满足生产需求， 需要相应进行调整改造，预计投资 6600 万元以上，而且运行处理费用也将提高。
2.3
地层亏空、地面沉降严重 大港油田经过多年的开发，地层亏空严重，地下已累积亏空近 39140×104m3。同时，由于地下水资源的
油田污水处理及回注系统的腐蚀情况和对策
时间
９ ８ １ 度 ８年 季
２季 度 ３季 度
Ｉ
穿孔次数
５． ｊ ６３ ｌFra bibliotek １ 少注水量 （ 。 …）
平均日产注水量 （ 。 ｍ）
１ ００Ｕ
１ｍｍ ａ ４ ／ 降至 ９４ｎｍｌ， 理前，二个 月就开 始穿 孔 ，５ ．Ｇｉ 治 ａ ｌ 个月后就难 以维持生 产 治理 后， 维持 生产 七 年， 直至 新 辛一站 １８年 １月投产 。 三污水 站治 理前 点蚀为８ ９８ １ 辛 ｍｍ／， ａ八个 月开始穿 孔，
Ｏ
１８ 年 ７月新站投产采用绦台治理措施，平均腐蚀率小于０ ０５ ｍ ａ ９７ ．７ｍ ／ ，基本无点蚀。广利污 水站也是综合治理成效显著的典型，该站１８年投产时，流程不密闭，也未投加化学助剂进 ９３ 行稳定 处理 ，除油 罐出水 立管 ２ 天就 发现腐 蚀穿 孔，只加药 ，不密 闭投产三个 月 又 开 始 穿 ｌ 孔。１８年 ７ ９８ 月该站天然气密闭流程投产，配套加药运行至令，近 ２年来见穿孔。 上逮事 例说 明，只要 坚持采 用综合治 理的措施 ，油田污水处 理及 回注 系统防 止或 减缓腐
‘ ８； ｛ （ ５
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已运行的污 水处 理站１４ ： ／ 内麓线投产 半年就穿 孔 ，、午到一年 就需 大 修 更换 ，最短的 不 ｝ 足三个 月就 被迫大修 ，如ｒ 利污水 站一刺 工程 １８ 年１ ： ｉ 一 ９ ３ ２ 讣 投产 ，２天后 就 出 现 ｌ０ ｍ。 ｌ Ｏ０ 除油罐 出水立管 漏水 。到 ｌ８ 年１ 月 ，前后 ２个月垒站 穿孔达 ７ ，一次除油 罐到缓 冲罐 ９５ ０ ２ ５次
油田管道腐蚀的原因及解决办法
油田管道腐蚀的原因及解决办法一、金属腐蚀原理（一）金属的腐蚀金属的腐蚀是指金属在周围介质作用下，由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏。
（二）金属腐蚀的分类1．据金属被破坏的基本特征分类根据金属被破坏的基本特征可把腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀两大类：（1）全面腐蚀：腐蚀分布在整个金属表面上，可以是均匀的，也可以是不均匀的。
如碳钢在强酸中发生的腐蚀即属此例。
均匀腐蚀的危险性相对较小，因为若知道了腐蚀的速度，即可推知材料的使用寿命，并在设计时将此因素考虑在内。
（2）局部腐蚀：腐蚀主要集中在金属表面某一区域，而表面的其他部分几乎未被破坏。
例如点蚀、孔蚀、垢下腐蚀等。
垢下腐蚀形成的垢下沟槽、块状的腐蚀，个易被发现，往往是在清垢后或腐蚀穿孔后才知道。
局部腐蚀的危害性极大，管线、容器在使用较短的时间内造成腐蚀穿孔，致使原油泄漏，影响油田正常生产。
2．据腐蚀环境分类按照腐蚀环境分类，可分为化学介质腐蚀、大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀。
这种分类方法有助于按金属材料所处的环境去认识腐蚀。
3．据腐蚀过程的特点分类按照腐蚀过程的特点分类，金属的腐蚀也可按化学腐蚀、电化学腐蚀、物理腐蚀3 种机理分类。
（1）金属的化学腐蚀：金属的化学腐蚀是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。
在化学腐蚀过程中，电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行的，因而没有电流产生。
但单纯化学腐蚀的例子是很少见的。
很多金属与空气中的氧作用，在金属表面形成一层氧化物薄膜。
表面膜的性质（如完整性、可塑性、与金属的附着力等）对于化学腐蚀速率有直接影响。
它作为保护层而具有保护作用，首先必须是紧密的、完整的。
以金属在空气中被氧化为例，只有当生成的氧化物膜把金属表面全部遮盖，即氧化物的体积大于所消耗的金属的体积时，才能保护金属不至于进一步被氧化。
否则，氧化膜就不能够盖没整个金属表面，就会成为多孔疏松的膜。
（2）金属的电化学腐蚀：金属与电解质溶液作用所发生的腐蚀，是由于金属表面发生原电池作用而引起的，这一类腐蚀叫做电化学腐蚀。
大港南部油田集油工艺技术试验及优化措施
４ ２
刘碧峰等 ：大港 南部油田集油工艺技术试验及优化措施
２１ ０ ０年 ７ 月
７ ％、８ ％、８ ％，测 取 管 道 首末 端 的压力 、温 度 。 ５ ０ ５ 得 出结 论 ：产 出液 含 水 率 大 于 ８ ％、产 液 量 大 于 ０
一
性的典型油井 ，黏度为 １０ Ｏ ０ Ｐ ｓ ０ ～ｌ０ ｍ ａ・ 、含水率 为 １％ ～８％、产 液 温 度 为 ２ ０ ０ ０～６ ℃ ，对 油 样 进 行 ５ 黏 度 与 温 度 、含 水 率 、剪 切 速 率 的关 系试 验 。通 过 试 验 发 现 ，南 部 原 油 含 水率 为 ４ ％ ～６ ％时 ，呈 现 ０ ５ 较 高 的黏 度 ，在 含 水 率 大 于 ７ ％以 后 ，黏 度 急 剧 下 ５
摘 要 大 港 南部 油 田经过 ２ 多年 的 开发 ，随 着综 合 含 水 率 的大 幅 度 上 升 ，一 直 沿 用 的 双 管 ０ 掺 水 集 油 流 程 的 适 应 性 越 来越 差 。针 对 原 油集 输 系统 运 行 能 耗 高 、设 施 腐蚀 严 重 、存 在安 全环 保 隐患 等 问题 ， 大港 油 田 自 ２０ ０ ４年 开始 进 行 了原 油流 变性 分 析 与 试 验 、 集 输 管材 的 选择 试 验 、 油 井远 程 自动 计 量技 术 试 验 等 集 油 工 艺优 化研 究 ，取 得 了显 著 的 效 果 。 阐述 了大 港 南 部 油 田 集 油 工
是 在 保 证 生 产 的前 提 下 ，尽 量 缩 减 地 面 集 油 管 网 、
缩 小 系 统 运行 规模 。
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大港油田南部油区清水腐蚀治理初探
【摘要】众所周知，在油田的生产过程中，注水的重要性丝毫不亚于采油。
油田注水大多采用污水，但是由于对污水的需求量大，污水供给不足时，许多注水点会补充一部分清水来缓解污水水源不足的问题。
【关键词】腐蚀速率；溶解氧含量；室内试验；除氧实验
1、大港油田南部油田清水腐蚀结垢现状
大港油田南部油田采油三厂在注水过程中，由于污水水源不足需要补充清水。
2010年以前，有7个联合站采用了补充清水注水的方式，清水量占采油三厂总注水量的22%。
通过数据跟踪发现，2011年采油三厂各清水点平均腐蚀速率为0.1989mm/a，明显高于行业标准的0.076mm/a。
同时我们通过腐蚀检测挂片的观察发现挂片上有黑色的点蚀情况以及产生了大量的粘泥状附着物。
与此同时，我们也选择割取了生产周期在100-300天左右的地面系统管线作为地面结垢观察管，并且通过修井作业选取了一部分井下注水井管柱进行观察后发现管内壁均有块状结垢现象产生。
垢样平均厚度达到3-10mm左右，最厚可达15mm。
2、清水腐蚀结垢研究与治理
2.1清水腐蚀机理研究与室内实验
2.1.1清水水性分析
我们对采油厂外供清水进行了水性分析，分析后发现具有腐蚀倾向的氯离子为133mg/l，含量较低。
具有结垢倾向的钙镁离子和碳酸跟离子的离子含量也不高，总矿化度仅为582mg/l。
但是因为下游清水点的腐蚀速率超标，我们认为应该有其它的腐蚀因素存在。
我们对可能造成清水腐蚀的因素和正常值进行了对比。
对比发现，清水的矿化度、PH值、微生物含量和温度都属于正常范围内[1]，只有溶解氧含量（≥3mg/l）远大于国家标准（0.1mg/l），因此我们怀疑溶解氧可能是造成清水腐蚀的因素。
2.1.2清水腐蚀机理分析
我们对清水及清污混注系统的溶解氧含量进行了整体监测，发现清水点平均含氧量为6.1mg/l，清污混注系统平均含氧量为3.8mg/l，同时我们在纯清水系统的小六注对清水腐蚀速率在不同溶解氧环境下的变化情况进行了跟踪。
通过跟踪结果发现，现场的溶解氧由3.6mg/l升高至7.0mg/l时，腐蚀速率有0.0733mm/a升高至0.0957mm/a，上升率为31%。
由监测图中曲线可以看出溶
解氧越高清水的腐蚀速率越高。
2.1.3清水除氧室内实验
通过实验结果我们发现，在加入除氧剂后，清水的溶解氧含量由4.1mg/l下降至0.09mg/l，同时腐蚀速率也从0.1352mm/a降低至0.0608mm/a，腐蚀速率能够达标。
因此我们得出结论，溶解氧是造成采油三厂清水腐蚀结垢的主要因素。
2.2除氧剂优选和现场应用
2.2.1除氧剂的评价与优选
除氧剂分为无机除氧剂、有机除氧剂和混合除氧剂，为了能够分清楚那种除氧剂更适用于本系统，因此我们分别对三种除氧剂进行了室内药剂评价。
我们发现，无机除氧剂的效果要好于有机除氧剂和混合除氧剂，在加药浓度为1：20（即溶解氧含量为1mg/l时除氧剂浓度为20ppm）和1：30的时候，腐蚀速率最低。
我们决定使用1：30的加药浓度进行除氧实验。
2.2.2除氧剂现场应用
我们选取下游的官19-29井口作为加药后监测点，实验一周后（2012.5.16-2012.5.25）我们发现下游的溶解氧含量和腐蚀速率都有一定程度的下降（溶解氧含量由 4.1下降到 2.6mg/l；腐蚀速率加药后由0.3268下降至0.1673mm/a），但是没有达到预期效果。
经过分析后我们认为有两个原因，一个是由于除氧剂需要充分的反应时间，而站内到下游的反应时间不足，另一个可能是因为药剂浓度不够。
因此我们进行了调整，调整加药浓度为40ppm，同时引入催化剂。
2.3清污混配研究与治理
2.3.1清污混配研究
油田注水使用的常为污水，当污水水源不足时需要补充清水，所以清水一般不会单独注，而是采用清污混注的方式进行注水。
采油三厂清污混注系统2011年的腐蚀速率为0.367mm/a，高于行业标准，经监测后发现清污混注系统的溶解氧含量为3.8mg/l，我们认为清污混注系统的腐蚀严重可能也与补充清水有关。
于是我们在清污混注的官一联系统进行了数据跟踪。
官一联系统滤后污水的腐蚀速率为0.0644mm/a，清水为0.1902mm/a，在清污混后腐蚀速率上升至0.2291mm/a，污水的腐蚀速率是达标的，在混入清水后腐蚀速率超过了行业标准，补充清水使清污混注系统的腐蚀速率上升了。
我们在另一个清污混注系统段一联也同样进行了数据跟踪，跟踪后发现，清
水（腐蚀速率0.13mm/a）污水（腐蚀速率0.5043mm/a）混合后腐蚀速率为0.0616mm/a段一联在清污混注后腐蚀速率没有升高还反而降低了，这和前面清污混配实验的结果完全相反。
为什么会出现这样的结果呢？我们认为出现这样的结果可能是清水和污水的混合比例不同造成的。
2.3.2清污混配室内试验
我们在段一联取水样进行了不同比例的混配，我们发现不同混配比下的腐蚀速率是不同的。
清污比为1：1的时候腐蚀速率为0.3294mm/a，清污比1：2腐蚀速率0.0575mm/a，清污比1：3腐蚀速率0.02mm/a，清污比1：4腐蚀速率0.0279mm/a。
当清污比为1：3的时候，腐蚀速率最低。
通过室内实验说明合理的混配比例能够降低清污混后的腐蚀速率。
2.3.3清污混配现场应用
我们在段一联进行了清污混配应用实验，通过调整污水水量，将清污比控制在1：3左右，实验持续了3个月的时间，我们将实验结果与去年同期结果进行比较后发现腐蚀速率普遍有明显地下降趋势，1月：0.3244mm/a-0.0735mm/a；2月0.35mm/a-0.0616mm/a；3月0.3873mm/a-0.0567mm/a。
根据实验结果，段一联的腐蚀速率较去年同期有明显下降，腐蚀速率能够达标，合适的混配比例确实能够降低清污混注系统的腐蚀速率。
参考文献
[1]赵淑楠.油田污水组分对其腐蚀性能的影响研究.华南理工大学2010硕士学位论文，分类号X741
[2]俞敦义，彭芳明，刘小武，郑家燊.环境对硫酸盐还原菌生长的影响[J].材料保护，1996年02期
2韩文江男1960年3月，天津工程职业技术学院信息工程系。