引言

聚合物驅作為油田三次采油的主要方式，由于增油效果顯著，該技術在國內陸地油田應用廣泛。渤海油田早在2003年，就開展了單井聚合物驅實驗，并取得了良好的開發效果。到目前為止，渤海油田已在遼東作業公司下轄的綏中36-1油田等油田開展了大規模聚合物驅油現場試驗。注水注聚井油管腐蝕、井內污垢積聚以及聚合物垢卡等問題日益突出，導致注采量下降，嚴重影響油田的正常生產和經濟效益。

目前，渤海油田的井下管柱腐蝕問題極為突出，這對油田開采造成了極大影響，根據腐蝕機理的不同，造成井下管柱腐蝕的原因也各不相同。要想針對性地實施防腐措施，首要問題就是明確腐蝕的原因，因此本文通過對入井液分析、氯離子腐蝕預測、SRB含量分析、天然氣成分分析、采出液腐蝕評價、腐蝕產物分析等，對井下管柱腐蝕穿孔原因進行分析，為后續防腐提供理論依據。

采出液腐蝕分析

渤海某油田在2013—2017年修井期間共發現14井次注聚受益井腐蝕穿孔，其中分離器腐蝕斷裂7井次。例如，該油田A13井2015年9月份換管柱作業中也發現油管腐蝕嚴重，電泵分離器上有直徑為1 cm的腐蝕穿孔，2018年1月，再次發現油管腐蝕穿孔現象。

 圖1 A13井Y接頭以下泵頭以上雙公短節穿孔

 圖2 A17井第116、117根油管連接處（深度為1136.41m）

A17井起井時發現，井下油管有腐蝕穿孔現象，油管穿孔部位主要為外大內小，邊緣尖銳，腐蝕產物輕微附著，呈現點蝕形貌，孔周圍的管壁壁厚由外向內逐漸減薄，這說明穿孔是由外向內逐漸腐蝕形成的。孔洞呈馬蹄形，邊緣尖銳，可推測腐蝕過程中不斷有介質沖刷。A13井外壁大量腐蝕坑，局部減薄達60%以上，內部未見腐蝕坑，腐蝕均勻。

井流體對管材腐蝕分析

陽離子腐蝕：含鉀離子、鈉離子和鈣離子的水都會對N80鋼產生腐蝕，平均腐蝕速率分別為0.087 mm/a，0.081 mm/a，0.11 mm/a。在同一離子濃度下，腐蝕性最強的是鈣離子。

陰離子腐蝕：N80鋼在含氯離子水中，腐蝕速率為0.09 mm/a；而在含相同濃度碳酸氫根離子的水中，腐蝕速率為0.04 mm/a，氯離子的腐蝕大于碳酸氫根離子的腐蝕。水質分析顯示水型為氯化鈣型，氯離子在4 284~4 339 mg/L之間，管柱可能存在嚴重的氯腐蝕。

氯離子腐蝕預測

采用Labor指數法對氯離子腐蝕進行預測。當LI值大于0.5時，容易發生以Cl-為主的電化學腐蝕。

采出液腐蝕評價

發現一批井油管出現腐蝕，初步懷疑該井采出液可能對管柱存在一定腐蝕。實驗通過測定N80掛片在A17井采出水中的腐蝕速率，研究該井采出水的自身腐蝕性。

實驗參考《SY/T 5405-1996 酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》中《3. 常壓靜態腐蝕速率、緩蝕率測定方法及評價指標》，將N80掛片置于A17井采出水中，在65 ℃恒溫烘箱中放置72 h，通過測定老化前后掛片的質量，研究采出水對掛片的腐蝕情況。

圖3 腐蝕后掛片清洗前后照片

分析結果表明，該井采出水對N80掛片平均腐蝕速率為0.09675 mm/a，參考《SY/T-5329-2012碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》中對注水腐蝕速率要求≤0.076 mm/a。從圖3也可以明顯看出腐蝕后的掛片表面已經存在銹斑，表明該井采出水的腐蝕速率偏高，該井井下管柱腐蝕和該井采出水自身腐蝕速率偏高有一定關系。此次評價中發現的部分點蝕，可能來自于氯離子腐蝕。

水樣SRB細菌含量分析

如果井液中含有硫酸鹽還原菌SRB，當開采生成的新環境有利于細菌生長時，這些菌種就會大量繁殖產生硫化氫，進而腐蝕管柱，因此需對水樣硫酸鹽還原菌SRB含量進行檢測。水樣硫酸鹽還原菌SRB含量檢測參考SY/T 5329-2012 碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法，連續監測水樣硫酸鹽還原菌SRB含量，恒溫箱培養溫度59 ℃，培養時間為7 d，結果顯示：未觀察到SRB細菌。

 圖4 水樣硫酸鹽還原菌SRB含量檢測

天然氣成分分析

取該井伴生氣，使用《天然氣的組成分析氣相色譜法》GB/T 13610－2003檢測氣體成分。通過天然氣分析結果顯示，上述井可能存在二氧化碳腐蝕。結合井底壓力，計算A13井與A17井CO2分壓均大于0.07 MPa，參考《QHS 14015-2012海上油氣井油管和套管防腐設計指南》，采用N80普通碳鋼油管生產，有腐蝕風險。

腐蝕樣分析

外壁腐蝕樣品分析

外壁為塊狀腐蝕產物，采用德國蔡司Zeiss EVO MA15掃描電鏡進行垢樣形態及元素含量分析。通過掃描電鏡（SEM）判斷垢樣形態，對不同形態樣品進行分類（圖5）。

通常與X射線能譜儀（EDS）配合使用對材料微區成分元素種類與含量進行分析。EDS分析結果顯示，外壁腐蝕產物主要為FeCO3，Fe2O3和Fe3O4，為二氧化碳腐蝕產物及鐵的氧化物。部分腐蝕樣品含氯元素，表明存在Cl－局部腐蝕現象。

 圖5 腐蝕垢樣掃描電鏡圖

內壁腐蝕樣品分析

內壁腐蝕較均勻，腐蝕產物為粉末狀細小顆粒， XRD元素分析結果表明，內壁腐蝕產物主要由C、O、Fe、Si、Cl等元素組成，Cl元素含量0.4%，說明無論管柱是否穿孔，管壁內外Cl-都在局部腐蝕過程中扮演著重要角色。根據檢索PDF卡片庫可知垢樣中結晶主體存在FeCO3（卡片號為29-0696）和Fe2（OH）2CO3（卡片號為33-0650）。

檢測結果表明，管柱內外壁腐蝕產物不同，腐蝕產物形態不同，可能原因是兩者的腐蝕機理不同。內部發生電化學腐蝕，所以為均勻腐蝕，外壁發生縫隙腐蝕，所以腐蝕坑以及穿孔現場明顯。

井下管柱腐蝕原因分析

通過以上實驗及腐蝕產物成分分析， 得出該油田井管柱腐蝕原因如下：▼▼▼

電化學腐蝕。電化學腐蝕是指金屬管體和外部環境介質發生電化學反應。在反應過程中，有分離的陰極區和陽極區，電子由陰極區流向陽極區。金屬表面分布著許多雜質， 當它與鹽水（電解質溶液）接觸時，這個表面必然有許多微小的陰極和陽極同時存在，金屬表面形成許多微小的原電池，稱為微電池。井筒不同部位的含鹽量不同，使井筒各段的電極電位不同， 可以把井下油套管看成是一個宏觀電池腐蝕。電化學腐蝕中以Cl- 影響較大， 其次是Ca2+、Mg2+含量的影響。因此，參考水質分析，含氯，礦化度高是油管腐蝕穿孔的原因之一；

二氧化碳腐蝕。單井天然氣、掃描電鏡SEM、能譜分析EDS與X射線多晶衍射XRD分析，得出腐蝕產物主要為二氧化碳腐蝕產物及鐵的氧化物，鐵的氧化物可能是在空氣中暴露后生成的。因此，油管腐蝕主要是由于二氧化碳腐蝕造成的；

聚合物腐蝕。目前發現失效油管所在大多為注聚受益井，井液的 pH=7.5～7.8，為弱堿性，當注聚中有游離態氧存在時，油管內、外壁金屬易發生吸氧腐蝕。同時聚合物的滲入會加速腐蝕產物的剝離，使得管壁減薄。

通過上述分析，總結得出如下結論：▼▼▼

井下無SRB細菌，無硫化氫氣體，腐蝕因素可排除細菌及硫化氫腐蝕；

地層水氯離子，鈣離子含量較高，是發生腐蝕的重要因素；

腐蝕主要來自地層水，地層水腐蝕速率為0.09675 mm/a，腐蝕速率較高；

井下管柱腐蝕產物主要為二氧化碳腐蝕產物及鐵的氧化物，腐蝕原因為主要為二氧化碳腐蝕；

建議停用注聚受益井對應的注入井，并檢測套管氣，聚合物含氧量，分析氧腐蝕來源，以及二氧化碳含量的變化，并提高油管耐腐蝕等級，使用耐腐蝕材料，減緩油管腐蝕。