引言
聚合物驱作为油田三次采油的主要方式，由于增油效果显著，该技术在国内陆地油田应用广泛。渤海油田早在2003年，就开展了单井聚合物驱实验，并取得了良好的开发效果。到目前为止，渤海油田已在辽东作业公司下辖的绥中36-1油田等油田开展了大规模聚合物驱油现场试验。注水注聚井油管腐蚀、井内污垢积聚以及聚合物垢卡等问题日益突出，导致注采量下降，严重影响油田的正常生产和经济效益。
目前，渤海油田的井下管柱腐蚀问题极为突出，这对油田开采造成了极大影响，根据腐蚀机理的不同，造成井下管柱腐蚀的原因也各不相同。要想针对性地实施防腐措施，首要问题就是明确腐蚀的原因，因此本文通过对入井液分析、氯离子腐蚀预测、SRB含量分析、天然气成分分析、采出液腐蚀评价、腐蚀产物分析等，对井下管柱腐蚀穿孔原因进行分析，为后续防腐提供理论依据。
采出液腐蚀分析
渤海某油田在2013—2017年修井期间共发现14井次注聚受益井腐蚀穿孔，其中分离器腐蚀断裂7井次。例如，该油田A13井2015年9月份换管柱作业中也发现油管腐蚀严重，电泵分离器上有直径为1 cm的腐蚀穿孔，2018年1月，再次发现油管腐蚀穿孔现象。
图1 A13井Y接头以下泵头以上双公短节穿孔
图2 A17井第116、117根油管连接处（深度为1136.41m）
A17井起井时发现，井下油管有腐蚀穿孔现象，油管穿孔部位主要为外大内小，边缘尖锐，腐蚀产物轻微附着，呈现点蚀形貌，孔周围的管壁壁厚由外向内逐渐减薄，这说明穿孔是由外向内逐渐腐蚀形成的。孔洞呈马蹄形，边缘尖锐，可推测腐蚀过程中不断有介质冲刷。A13井外壁大量腐蚀坑，局部减薄达60%以上，内部未见腐蚀坑，腐蚀均匀。
井流体对管材腐蚀分析
阳离子腐蚀：含钾离子、钠离子和钙离子的水都会对N80钢产生腐蚀，平均腐蚀速率分别为0.087 mm/a，0.081 mm/a，0.11 mm/a。在同一离子浓度下，腐蚀性最强的是钙离子。
阴离子腐蚀：N80钢在含氯离子水中，腐蚀速率为0.09 mm/a；而在含相同浓度碳酸氢根离子的水中，腐蚀速率为0.04 mm/a，氯离子的腐蚀大于碳酸氢根离子的腐蚀。水质分析显示水型为氯化钙型，氯离子在4 284~4 339 mg/L之间，管柱可能存在严重的氯腐蚀。
氯离子腐蚀预测
采用Labor指数法对氯离子腐蚀进行预测。当LI值大于0.5时，容易发生以Cl-为主的电化学腐蚀。
采出液腐蚀评价
发现一批井油管出现腐蚀，初步怀疑该井采出液可能对管柱存在一定腐蚀。实验通过测定N80挂片在A17井采出水中的腐蚀速率，研究该井采出水的自身腐蚀性。
实验参考《SY/T 5405-1996 酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中《3. 常压静态腐蚀速率、缓蚀率测定方法及评价指标》，将N80挂片置于A17井采出水中，在65 ℃恒温烘箱中放置72 h，通过测定老化前后挂片的质量，研究采出水对挂片的腐蚀情况。
图3 腐蚀后挂片清洗前后照片
分析结果表明，该井采出水对N80挂片平均腐蚀速率为0.09675 mm/a，参考《SY/T-5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中对注水腐蚀速率要求≤0.076 mm/a。从图3也可以明显看出腐蚀后的挂片表面已经存在锈斑，表明该井采出水的腐蚀速率偏高，该井井下管柱腐蚀和该井采出水自身腐蚀速率偏高有一定关系。此次评价中发现的部分点蚀，可能来自于氯离子腐蚀。
水样SRB细菌含量分析
如果井液中含有硫酸盐还原菌SRB，当开采生成的新环境有利于细菌生长时，这些菌种就会大量繁殖产生硫化氢，进而腐蚀管柱，因此需对水样硫酸盐还原菌SRB含量进行检测。水样硫酸盐还原菌SRB含量检测参考SY/T 5329-2012 碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法，连续监测水样硫酸盐还原菌SRB含量，恒温箱培养温度59 ℃，培养时间为7 d，结果显示：未观察到SRB细菌。
图4 水样硫酸盐还原菌SRB含量检测
天然气成分分析
取该井伴生气，使用《天然气的组成分析气相色谱法》GB/T 13610－2003检测气体成分。通过天然气分析结果显示，上述井可能存在二氧化碳腐蚀。结合井底压力，计算A13井与A17井CO2分压均大于0.07 MPa，参考《QHS 14015-2012海上油气井油管和套管防腐设计指南》，采用N80普通碳钢油管生产，有腐蚀风险。
腐蚀样分析
外壁腐蚀样品分析
外壁为块状腐蚀产物，采用德国蔡司Zeiss EVO MA15扫描电镜进行垢样形态及元素含量分析。通过扫描电镜（SEM）判断垢样形态，对不同形态样品进行分类（图5）。
通常与X射线能谱仪（EDS）配合使用对材料微区成分元素种类与含量进行分析。EDS分析结果显示，外壁腐蚀产物主要为FeCO3，Fe2O3和Fe3O4，为二氧化碳腐蚀产物及铁的氧化物。部分腐蚀样品含氯元素，表明存在Cl－局部腐蚀现象。
图5 腐蚀垢样扫描电镜图
内壁腐蚀样品分析
内壁腐蚀较均匀，腐蚀产物为粉末状细小颗粒， XRD元素分析结果表明，内壁腐蚀产物主要由C、O、Fe、Si、Cl等元素组成，Cl元素含量0.4%，说明无论管柱是否穿孔，管壁内外Cl-都在局部腐蚀过程中扮演着重要角色。根据检索PDF卡片库可知垢样中结晶主体存在FeCO3（卡片号为29-0696）和Fe2（OH）2CO3（卡片号为33-0650）。
检测结果表明，管柱内外壁腐蚀产物不同，腐蚀产物形态不同，可能原因是两者的腐蚀机理不同。内部发生电化学腐蚀，所以为均匀腐蚀，外壁发生缝隙腐蚀，所以腐蚀坑以及穿孔现场明显。
井下管柱腐蚀原因分析
通过以上实验及腐蚀产物成分分析， 得出该油田井管柱腐蚀原因如下：▼▼▼
电化学腐蚀。电化学腐蚀是指金属管体和外部环境介质发生电化学反应。在反应过程中，有分离的阴极区和阳极区，电子由阴极区流向阳极区。金属表面分布着许多杂质， 当它与盐水（电解质溶液）接触时，这个表面必然有许多微小的阴极和阳极同时存在，金属表面形成许多微小的原电池，称为微电池。井筒不同部位的含盐量不同，使井筒各段的电极电位不同， 可以把井下油套管看成是一个宏观电池腐蚀。电化学腐蚀中以Cl- 影响较大， 其次是Ca2+、Mg2+含量的影响。因此，参考水质分析，含氯，矿化度高是油管腐蚀穿孔的原因之一；
二氧化碳腐蚀。单井天然气、扫描电镜SEM、能谱分析EDS与X射线多晶衍射XRD分析，得出腐蚀产物主要为二氧化碳腐蚀产物及铁的氧化物，铁的氧化物可能是在空气中暴露后生成的。因此，油管腐蚀主要是由于二氧化碳腐蚀造成的；
聚合物腐蚀。目前发现失效油管所在大多为注聚受益井，井液的 pH=7.5～7.8，为弱碱性，当注聚中有游离态氧存在时，油管内、外壁金属易发生吸氧腐蚀。同时聚合物的渗入会加速腐蚀产物的剥离，使得管壁减薄。
通过上述分析，总结得出如下结论：▼▼▼
井下无SRB细菌，无硫化氢气体，腐蚀因素可排除细菌及硫化氢腐蚀；
地层水氯离子，钙离子含量较高，是发生腐蚀的重要因素；
腐蚀主要来自地层水，地层水腐蚀速率为0.09675 mm/a，腐蚀速率较高；
井下管柱腐蚀产物主要为二氧化碳腐蚀产物及铁的氧化物，腐蚀原因为主要为二氧化碳腐蚀；
建议停用注聚受益井对应的注入井，并检测套管气，聚合物含氧量，分析氧腐蚀来源，以及二氧化碳含量的变化，并提高油管耐腐蚀等级，使用耐腐蚀材料，减缓油管腐蚀。