注水井腐蚀原因分析及防护对策
油田注水系统腐蚀原因及对策
油田注水系统腐蚀原因及对策油田注水系统在油田开发中起着至关重要的作用，它可以通过注入水来增加油田压力，促进原油的产出。
油田注水系统的设备和管道在长期运行过程中容易发生腐蚀，这不仅会影响系统的正常运行，还可能导致安全事故。
对油田注水系统的腐蚀原因进行分析，提出相应的对策是非常重要的。
我们来分析一下油田注水系统腐蚀的原因。
油田注水系统中腐蚀主要有以下几个原因：水质的腐蚀性、介质流速对金属的冲刷腐蚀、管道和设备表面的膜腐蚀、微生物引起的生物腐蚀以及化学腐蚀等。
水质的腐蚀性是影响油田注水系统腐蚀的主要因素之一。
注水的水质往往含有各种盐类、酸碱度较高的物质，这些物质会对金属管道和设备表面产生腐蚀作用，导致管道和设备的老化破损。
介质流速对金属的冲刷腐蚀也是一种常见的腐蚀形式。
当介质在管道中流动时，介质与金属表面不断接触碰撞，产生冲刷腐蚀，导致金属表面逐渐磨损疲劳。
管道和设备表面的膜腐蚀也是一个重要因素。
在介质流动的过程中，会在金属表面形成一层氧化膜，这些氧化膜可能会对金属产生一定的腐蚀作用，加速管道和设备的老化。
微生物引起的生物腐蚀也是不可忽视的一种腐蚀形式。
在注水系统中，微生物会通过水质进入管道和设备，产生生物腐蚀，加速金属材料的腐蚀破坏。
针对油田注水系统的腐蚀原因，我们可以提出一些对策来减少系统的腐蚀。
需要对注水系统的水质进行定期监测和处理，确保水质的稳定和清洁。
可以通过改变介质的流速和减少冲刷腐蚀，通过涂层的方式对管道和设备表面进行保护，选择一些抗腐蚀性能较好的材料来替代传统的金属材料。
还可以通过控制水质中微生物的繁殖来减少生物腐蚀的发生，对系统进行定期的清洗和除污，避免化学腐蚀的发生。
油田注水系统的腐蚀问题是一个复杂的系统工程问题，需要从水质、介质流速、管道和设备材料、微生物和化学物质等多个方面进行综合考虑和解决。
只有通过有效的腐蚀控制措施和维护管理，才能确保注水系统的正常运行和延长其使用寿命。
希望未来能够进一步研究和应用新的技术方法，为油田注水系统的腐蚀问题提供更好的解决方案。
浅析注水井管柱腐蚀原因
浅析注水井管柱腐蚀原因【摘要】注水井管柱腐蚀问题一直是注水工程中的重要挑战。
本文通过分析管柱材料选择、注水液体的腐蚀性、操作不当引起的腐蚀问题、环境因素对腐蚀的影响以及防腐措施的重要性，说明了腐蚀原因的复杂性。
为了解决这一问题，应加强管柱材料的选择，选择耐腐蚀性能好的材料；优化注水液体的配比，减少腐蚀性；加强操作规范与管理，减少操作不当带来的腐蚀风险。
只有全面考虑各方面因素，才能有效防止注水井管柱腐蚀问题，确保注水工程的安全和稳定运行。
【关键词】注水井管柱腐蚀、管柱材料、注水液体、操作规范、环境因素、防腐措施、腐蚀原因、管柱腐蚀问题、防腐管理、优化配比、环境影响、材料选择1. 引言1.1 注水井管柱腐蚀的重要性注水井管柱腐蚀对注水井的稳定运行和生产效率产生着重要影响。
管柱腐蚀会导致管道壁厚减薄、管道内部疏通不畅、管柱强度下降等问题，进而影响注水井的正常工作。
在油田生产中，注水井是非常重要的设施，它可以起到调整地层压力、促进油层开发、提高采油率等作用。
而注水井管柱作为注水系统的重要组成部分，其腐蚀严重程度直接影响到注水井的运行效果和寿命。
管柱腐蚀主要是由于管柱材料的选择不当、注水液体的腐蚀性强、操作不当引起的腐蚀问题、环境因素对腐蚀的影响等原因造成的。
对注水井管柱腐蚀问题的研究和防控具有极其重要的意义。
只有深入分析管柱腐蚀的原因，制定有效的防腐措施，才能有效地保护注水井管柱，延长注水井的运行寿命，保障油田生产的平稳进行。
2. 正文2.1 管柱的材料选择管柱的材料选择在注水井管柱腐蚀问题中起着至关重要的作用。
不同的材料具有不同的腐蚀性能，因此在选择管柱材料时需要考虑到其对腐蚀的抵抗能力。
不锈钢是一种常用的管柱材料，在抗腐蚀性能方面表现优秀。
不锈钢具有较强的耐蚀性和耐高温性能，可以有效地延长管柱的使用寿命。
钛合金也是一种优质的管柱材料，具有出色的耐腐蚀性能和抗高温性能，可以在恶劣的工作环境下保持良好的工作状态。
油田注水系统腐蚀原因及对策
油田注水系统腐蚀原因及对策油田注水系统是一种非常重要的设备，它可以有效地提高油田的产能和延长油田的寿命。
在使用过程中，油田注水系统会面临腐蚀的问题，这不仅会影响系统的正常运行，还会给系统带来安全隐患。
了解油田注水系统腐蚀的原因及对策是非常重要的。
本文将深入探讨油田注水系统腐蚀的原因，并提出相应的对策。
一、腐蚀原因1. 水质腐蚀水质是影响油田注水系统腐蚀的主要因素之一。
当水中含有氧、二氧化碳、硫化物等易腐蚀物质时，会促进金属表面的腐蚀。
特别是当水中的溶解氧含量较高时，会加剧金属的腐蚀速度。
2. 流体速度腐蚀流体速度是导致油田注水系统腐蚀的另一个重要因素。
当流体速度过大时，会增加金属表面的携砂磨损和冲刷力，从而加剧金属的腐蚀程度。
4. 金属成分和结构金属的成分和结构也会影响油田注水系统的腐蚀情况。
当金属中含有易腐蚀的成分时，会加剧金属的腐蚀速度。
金属的结构也会影响腐蚀的程度，例如金属的表面粗糙度、表面处理等都会对腐蚀产生影响。
二、腐蚀对策1. 选择合适的材料针对水质腐蚀问题，可以选择抗腐蚀性能较好的材料，例如不锈钢、镍基合金等材料。
这些材料具有较好的耐腐蚀性能，可以有效地延长系统的使用寿命。
针对流体速度腐蚀问题，可以通过控制流体速度来减缓金属的腐蚀速度。
可以采取加装节流装置，控制管道内的流体速度，从而减少金属的腐蚀程度。
3. 控制温度4. 表面处理针对金属成分和结构问题，可以采取表面处理的措施，例如对金属表面进行研磨、镀层等处理，从而提高金属的耐腐蚀性能。
5. 定期检查和维护定期检查和维护是预防腐蚀问题的重要措施。
可以定期对系统进行检查，及时发现和处理系统内的腐蚀问题，从而减少腐蚀对系统的影响。
油田注水系统腐蚀问题是一个复杂的工程问题，需要综合考虑材料、流体速度、温度等因素，并采取相应的对策来预防和减少腐蚀的发生。
只有在综合考虑系统的使用环境和条件，针对性地采取相应的措施，才能有效地延长系统的使用寿命，提高系统的安全性和稳定性。
浅析注水井管柱腐蚀原因
浅析注水井管柱腐蚀原因注水井是石油和天然气开采过程中常用的一种技术手段，通过向油田中注入水来维持油井压力，促进原油的产出。
在注水井的运行过程中，管柱腐蚀问题一直是一个严重的挑战。
管柱腐蚀会导致井下设备的损坏，增加维护成本，甚至对井下环境和人员安全造成威胁。
对注水井管柱腐蚀原因进行深入分析，寻找有效的预防和控制措施是非常重要的。
管柱腐蚀主要是由多种因素综合作用导致的，下面将从水质、油气成分、流体动力学、温度等方面进行浅析。
首先是水质因素。
注水井使用的注水水质通常是地下水或者处理过的海水。
一些地下水中可能含有氯化物、硫酸盐等腐蚀性物质，这些物质在与管道中的金属物质接触后，会引起腐蚀反应。
处理过的海水中的氯离子含量较高，也会对金属管柱产生腐蚀影响。
管柱腐蚀的预防可以从控制水质入手，选择合适的水质，并加入适当的缓蚀剂，以减少水质对金属管柱的侵蚀。
其次是油气成分因素。
在注水井中，油气和水混合的流体在井下设备中长时间运行，油气中的一些成分可能会对金属管柱产生腐蚀作用。
硫化氢是一种常见的油气成分，它在水中会形成硫化氢酸，对金属材料具有很强的腐蚀性。
在注水井的设计和运行中，需要考虑油气成分对金属材料的腐蚀影响，选择耐腐蚀性能好的材料，或者加入相应的抗腐蚀剂来预防管柱腐蚀。
流体动力学也是管柱腐蚀的重要因素。
在注水井的运行中，流体通过管道运行的速度和压力变化会对金属管柱产生冲刷作用，加速金属表面的腐蚀。
尤其是在井口处，流速较快的地方，腐蚀风险更高。
在井下设备的设计和运行中，需要考虑流体动力学对金属材料的影响，尽量减少流体的冲刷作用，降低管柱腐蚀风险。
温度也是管柱腐蚀的重要因素。
注水井中地下水温度和地层温度常常较高，高温环境会加速金属材料的腐蚀速度。
在注水井的设计和运行中，需要选择耐高温的金属材料，或者对金属材料进行热处理，以提高其耐高温腐蚀性能。
注水井管柱腐蚀是由多种因素综合作用导致的，包括水质、油气成分、流体动力学、温度等因素。
浅析注水井管柱腐蚀原因
浅析注水井管柱腐蚀原因注水井管柱腐蚀是指注水井钢管、套管等金属管材在使用过程中，受到外部环境因素的影响而出现腐蚀现象。
管柱腐蚀不仅会降低井筒的完整性，影响注水井的正常运行，还可能导致泄漏、井筒塌陷等严重后果。
了解注水井管柱腐蚀的原因，有助于采取相应的措施来预防和处理腐蚀问题。
注水井管柱腐蚀的原因之一是注入的水质。
注入的水质可能含有酸性或碱性物质，这些物质会与金属管材发生化学反应，导致管柱腐蚀。
水中可能还存在高浓度的氯离子、硫酸盐等有害物质，这些物质会加速金属管材的腐蚀速度。
管柱腐蚀的原因还与井筒环境有关。
注水井处于地下环境中，水温、压力、含氧量、土壤酸碱度等因素都会对金属管材的腐蚀产生影响。
地下水温度较高时，会加速金属材料的腐蚀速度；井筒内空气中的氧气和地下水中的氧气也会引起金属的腐蚀。
井筒管柱腐蚀还与材料的选择和制造工艺有关。
选择不合适的材料或制造工艺不严谨，会导致管柱容易受到腐蚀。
注水井管柱应选择耐腐蚀性能较好的材料，如不锈钢等，同时进行合适的防腐蚀处理。
管柱腐蚀还与外界环境条件有关。
注水井所处地区的大气环境、地质环境和工业活动等都会对管柱的腐蚀产生影响。
湿度较高的地区、大气中含有较高浓度的污染物的地区、工业废水直接排放到地下水的地区等都会加剧管柱的腐蚀速度。
针对注水井管柱腐蚀问题，可以采取以下措施加以防治。
注入的水质要符合规定标准，尽量避免酸性和碱性物质进入井筒。
使用耐腐蚀性能较好的管材，同时进行合适的防腐蚀处理。
还应该根据井筒环境的特点和管柱材料的特性，制定相应的维护和保养措施，定期检查和维修井筒。
注水井管柱腐蚀是一个较为复杂的问题，其原因与注入的水质、井筒环境、材料选择和制造工艺、外界环境等多方面因素有关。
通过了解腐蚀的原因，采取科学的措施可以有效预防和处理注水井管柱腐蚀问题，保证井筒的正常运行和安全。
油田注水系统腐蚀原因及对策
油田注水系统腐蚀原因及对策一、腐蚀原因油田注水系统是指利用地面或井下设备，将天然水源（如海水、湖水或地下水）注入油田地层，以提高油井产能，延长油田的生产寿命。
由于水中含有的溶解氧、硫酸盐等物质，以及地层中存在的含硫化氢或二氧化碳等物质，油田注水系统容易发生腐蚀问题。
1. 溶解氧腐蚀水中的溶解氧是腐蚀的主要推动力之一。
当水中的溶解氧浓度较高时，容易与金属表面发生氧化反应，形成氧化膜，并导致金属的腐蚀。
特别是在注水管道、泵浦和阀门等设备中，由于水的流动速度较快，氧分子与金属表面的接触面积增大，腐蚀风险也相应增加。
2. 硫化氢腐蚀含有硫化氢的水源，如含硫的地下水或天然水源中的硫化氢，容易引起金属腐蚀。
硫化氢在水中可以形成硫化物，通过与金属表面反应，降低金属的电化学稳定性，导致金属的腐蚀。
在油田注水系统中，由于水源的不同和地层中含砷氢的情况，硫化氢腐蚀风险较大。
3. 二氧化碳腐蚀地层中的二氧化碳相对溶解度较高，容易在注水过程中被携带到地面设备中，引起腐蚀问题。
二氧化碳与水中的氢离子反应，生成碳酸，进而与金属表面发生化学反应，导致金属腐蚀。
尤其是在高温、高压环境下，二氧化碳腐蚀问题更为突出。
二、对策为了有效避免和控制油田注水系统的腐蚀问题，需要采取以下对策：1. 材料选择选择耐蚀性能好的材料，如不锈钢、钛合金、镍合金等，在设计和制造注水设备时，尽量避免使用普通碳钢等容易受到腐蚀的材料，以延长设备的使用寿命。
2. 表面涂层对于金属材料，可以在表面进行防腐蚀涂层处理，如喷涂、镀层等，以形成一层保护膜，减少金属表面直接与水接触的机会，降低腐蚀风险。
3. 添加缓蚀剂在注水系统中添加合适的缓蚀剂，可以有效减少腐蚀的发生。
缓蚀剂可以形成一层保护膜，阻断金属与水接触，减缓腐蚀的速度。
4. 控制水质定期监测和改善注水水源的水质，合理控制含氧量、硫化氢含量、二氧化碳含量等指标，降低腐蚀的风险。
5. 优化运行合理设计注水系统的运行参数，如流速、压力等，避免过高的流速和压力对金属构件造成冲刷和损伤，降低腐蚀风险。
注水井腐蚀原因分析及防护对策
剂外 ， 其余均 在站 内投加适 合 的缓蚀 剂 ， 加浓度 一 投
般 为 ３ ／ ５ ／ 对 注 水 管 线 、 备 、 水 ０ｍｇ Ｉ ０ ｍｇ Ｉ， ～ 设 注
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３结 论 与 建 议
（ ）油 田 污 水 成 分 复 杂 ， 化 度 高 ， 注 水 过 程 １ 矿 在
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准 。但是从 注水 井 油套 环 空 内死水 取 样 化验 ， 现 ‘ 发
硫 酸 盐 还 原 菌 大 量 繁 殖 ， 井 下 ２ ０ 处 可 达 到 在 ００ｍ
Байду номын сангаас
２０ ５ ０个 ／ ， ｍＬ 引发 注 水 井 油 套 管 腐 蚀 现 象 。为 此 ， 东辛 工艺所 对广 利 油 田 ３ ３口无 回水 流 程 的注水 井 制定 、 采取 了加 药 防 腐 措 施 ， 过 对 药 剂 的优 化 试 通 验 ， 取油套 环空 加缓蚀 剂和 杀菌剂 ， 选 防止 细菌在 油 套空 问 的水 中长期 滋生 ， 从而 控制腐 蚀 。 ２ ３ ２阴极 保护技 术 ．． 在 注 水井 注 水管 柱 上应 用 阴极 保 护 短节 ， 常 通 根 据不 同注水 井腐 蚀 情 况 ， 隔一 定 距 离连 接 相应 每
生 物 抑 制 环 空 保 护 技 术 ， 在 现 场 应 用 取 得 较 好 效 并
注水井转大修原因与预防
注水井转大修原因与预防注水井是石油和天然气生产中常用的重要工程设施，它可以有效地增强油层的自然动力，提高采收率。
随着注水井使用时间的延长，注水井运行中出现的问题也日益增多，其中大修次数随之增加。
为了更好地了解注水井转大修原因与预防措施，接下来将会进行分析探讨。
一、注水井转大修原因1. 腐蚀随着注水井使用时间的增长，井筒内外的钢管容易受到油水介质中的腐蚀，从而导致管材的变薄、变形和破损，加速了井筒的老化，从而影响了井筒的使用寿命。
腐蚀的主要原因包括介质的酸碱度、含砂量、温度、压力等各种因素，井筒内介质的化学成分、油水界面、油层中的杂质和气体含量等也会直接影响腐蚀的程度。
2. 堵塞由于油层中存在各种杂质，例如砂粒、泥鳅、矿物盐等，这些杂质在注水井运行的过程中容易沉积在井筒中，形成堵塞，从而影响了注水井的正常运行。
注水井管材和油层中的杂物的接触也可能引起化学反应，产生结垢、腐蚀等，导致堵塞。
3. 地质原因油田地质条件复杂，地层对注水井的影响也十分显著，例如地层压力、地层渗透性、油层孔隙度等因素都会影响注水井的运行情况。
在地质条件不稳定的地区，注水井转大修的次数也会相对增加。
4. 设备老化随着注水井使用时间的增长，注水井中的设备也会逐渐老化，设备的老化会导致设备性能下降、运行不稳定以及设备本身故障的增加，从而影响到注水井的正常运行。
二、注水井转大修预防措施1. 腐蚀防护在注水井中采取一系列的腐蚀防护措施是非常重要的，例如使用抗腐蚀材料、对井筒进行外层涂层以防止腐蚀、采用防腐蚀技术等。
对注水井管道进行定期的检测和维护，及时排除可能导致腐蚀的因素。
2. 堵塞预防注水井堵塞的主要原因是管道内的杂质，因此可以在井下设备中添加过滤器和除沙器，对油水进行预处理，预防杂质对管道的影响；定期清洗井筒、维修井下设备，防止杂质堵塞导致的问题。
3. 地质条件分析在注水井建设之初就要进行严格的地质条件分析，以避免在地质条件复杂的地区建设注水井，选择适合的地质条件进行建井，减少地质因素对注水井的影响。
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７．６５ ２．９５ Ｃ０２及垢下腐蚀
（１）游离Ｃ０：的影响。东辛采油厂污水中含 有较高的Ｃ０２，其含量在１４０ ｍｇ／Ｌ～２５０ ｍｇ／Ｌ，对 腐蚀有着重要的影响。
其基本过程可表示如下： Ｃ０２（气）舒Ｃ０２（液） Ｃ０２（液）＋Ｈ２０舒Ｈ２Ｃ０３ Ｈ２Ｃ０３＋Ｈ：０筒Ｈ３０＋＋ＨＣ０ｆ 阴极过程：Ｈ３０＋＋ｅ‘一Ｈ。ｄ＋Ｈ２０
Ｅ‘表量’渗氮油管与蕾通油管的庸蚀挂片实验一二习
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挂片，问腐蚀孳率最大点蚀 ．
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０．４４６０
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图３是裸样和氮化层试样的极化曲线图。从图 ３可见。尽管两种试样的自腐蚀电位近似相同，但两 者在极化曲线的形状上有很大差异。在阳极极化过 程中，由于氮化层试样表面渗氮的影响，腐蚀产物或 中间反应物在氮化膜表面吸附，从而形成了一层保 护膜，使极化曲线上出现了明显的钝化现象。即随 着电位的升高，腐蚀电流密度减小，说明氮化层试样 表面的保护膜对基体具有一定的保护作用，将试样 与腐蚀介质直接隔离，使腐蚀电流密度减小，抑制腐 蚀。目前渗氮防腐油管已成为胜利油田注水井主要
Ｈ２Ｃ０３＋ｅ—Ｈ。ｄ＋ＨＣ０ｆ 阳极过程：Ｆｅ—Ｆｅ２＋＋２ｅ一 由上式可以看出，Ｃ０ｚ溶于水中生成ＨｚＣＯａ 后，一方面生成Ｈ。０＋进行还原，另一方面直接接 受电子还原，使腐蚀的阴极过程加速。因此，当污水 中ＣＯ。增多后，设备腐蚀加剧。 （２）高矿化度Ｃ１一的影响。在含ＣＯ：的水中， 矿化度对腐蚀的影响出现极值现象，极值出现在矿 化度为６×１０４ ｍｇ／Ｌ左右，而东辛采油厂油田污水 矿化度达（４～４．５）×１０４ ｍｇ／Ｌ，属于腐蚀上升区。 Ｃｌ一高达２０ ０００ ｍｇ／Ｌ，在油管中，Ｃｌ一吸附在壁上， 使得所吸附的部位受到活化。导致金属材料的电化 学腐蚀。并且Ｃｌ一的穿透能力很强，能穿透保护 膜，从而加速对金属的腐蚀。图２为模拟东辛采油
程管线并试压，由套管反挤２％～５％环套空间防 护液；开井正常注水，注水过程中切勿洗井，加药有 效期为一年。
典型井例：河５０一１５井，油层中深２２００ ｍ，管 柱腐蚀、结垢严重，通过分析为油套环空微生物腐蚀 严重，于２００６年１０月在油套环空中投加微生物控 制剂，同时进行挂环试验，于２００７年１１月起出观 察，挂环无明显点蚀、坑蚀。分析认为生物腐蚀得到 了较好的控制。
作者简介 曹怀山：１９６４年生。２０００年７月毕业于中国石油大学（华东） 石油工程专业，现任胜利油田华宇化工公司副经理，主要从事采油工 艺、油田化学助剂研究及生产。
收稿日期：２００９－－０５－－０５；收修改稿：２００９－－０６－－１１；编辑：冯学军
（上接第１５０页） 好，不会与地层物质反应产生固相沉淀；（５）在高产 气层打开、严重气侵情况下能很快脱气恢复液相密 度，保证施工安全、顺利地进行。
关键词 注水井 腐蚀原因 防护对策 渗氮油管 缓蚀荆 微生物环空保护 ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７—３４２６．２０ １０．０２．０１７
在注水井注水过程中，注水水质复杂、环境多 变，造成注水井腐蚀结垢严重。经统计，胜利油田在 ５０００口注水井中，每年作业井次达１６００口，其中更 换油管超过３００ｘ １０４ ｍ，主要原因为腐蚀、结垢严 重造成，结合油田注水水质及环境变化情况，分析注 水井腐蚀原因，实施有效的腐蚀、结垢防护措施具有 重要的意义。
以胜利东辛采油厂某站回注污水为例，通常不 投加缓蚀剂时平均腐蚀率为０．３ ｍｍ／ａ，经优选缓 蚀剂，投加浓度为５０ ｍｇ／Ｌ时。其腐蚀率达到０．０７６ ｍｍ／ａ。注水井油管规格为外径７８．０ ｍｍ、壁厚 ５．５０ ｍｍ，以设计安全系数为１．２５计，则壁厚减少 １．１ ｍｍ可认为达到使用年限。经计算：不加缓蚀 剂３．６年就达到使用年限，投加缓蚀剂后，年限延长 至１４．５年。由此可见，缓蚀剂的加入可以使油管的 使用寿命增加数倍。因此投加缓蚀剂防腐不仅方便 易行，而且效果显著。 ２．３油套环空保护技术 ２．３．１环空保护液保护技术
２．１使用渗氮防腐油管 渗氮油管是在油管表面形成一层厚十几个微米
的氮化层和扩散层，对腐蚀介质的侵蚀有很好的防 护作用，具有耐温、耐压、防腐性能好的特点。表２
为渗氮防腐油管与普通ｊ５５油管试片在东辛采油厂 污水挂片实验情况，室内挂片温度：５０℃。试验表 明：渗氮防腐油管平均腐蚀率较普通油管低５倍以
上，使用渗氮防腐油管会大大延长注水井管柱的有 效使用寿命。
厂油田污水离子组成，在室内配制不同矿化度污水 所测试的腐蚀速率结果，污水矿化度在６×１０４ ｍｇ／ Ｌ以内时，随着矿化度的增加腐蚀速率不断增大，大 于６×１０４ ｍｇ／Ｌ后，随着矿化度的增加腐蚀速率逐 渐降低。
２注水井防护技术实施
国内解决注污水井井下管柱的腐蚀问题，途径 主要有三个‘引：一是利用物理和化学方法除去污水 中的腐蚀介质，降低对注水管柱的腐蚀。二是更换 注水管柱，解决管柱的腐蚀问题。三是提高油管自 身防腐性能，主要有Ｎｉ—Ｐ镀管、高压玻璃钢管、不锈 钢管、氮化油管、环氧粉末涂层防腐油管等。
１注水井腐蚀原因分析［１－４１
在油田注污水井中影响腐蚀的因素较多，如游 离ＣＯ。、溶解氧、Ｈ。Ｓ、ＳＲＢ（硫酸盐还原菌）、污垢、 矿化度、温度、流速等，不同水质腐蚀的主要原因不 同，胜利油田腐蚀严重的污水通常有两类，一类是含 硫化合物污水，二是高盐高铁含量污水。
１．１高硫化物、含细菌污水腐蚀原因分析 在含硫化合物污水注水中，注水井腐蚀严重的
整个大修作业在无固相气井储层保护液中进 行，在钻开桥塞、打开主力气层、同时存在多个射孔 段的情况下循环洗井、关井观察２４ ｈ，井口压力始 终为０，无固相气井储层保护液漏失量仅为０．６ ｍ３； 打开气层后，液体体系遭到较严重气侵，液体密度最 低降低至１．３９ ｇ／ｃｍ３，在正常循环１．５～２周之后， 液体密度恢复至１．５０ ｇ／ｃｍ３，说明该体系能够迅速 脱气，恢复到最初性能；在套管补贴过程中工具提下 顺利，试压１２ ＭＰａ，套管补贴作业顺利完成。在施 工作业全过程的２１天中，液体体系密度始终保持在 １．５０ ｇ／ｃｍ３。取样检测高温高压滤失量＜８ ｍＬ，未 出现沉淀、分层现象；修井作业结束后，采用液氮替 出井筒内储层保护液、关井，关井压力３８ ＭＰａ。试 气结果为：日产气１８．５×１０４ ｍ３，日产油１５．６ １２１３。 此次作业是国内首次尝试在高压气井深井段运用膨 胀管补贴技术。实体膨胀管补贴井段最深处达 ３５１５．４６ ｍ～３５２９．２１ ＩＴＩ，修井液密度高达１．５０ ｇ／ ｃｍ３，气井、膨胀管补贴井段深度及修井液密度三项 技术指标创国内修井行业第一，无固相储层保护液 体系避免了固相堵塞，能够有效降低液体滤失造成 的液相侵入伤害，较好地保护了储层，减小了修井液 对储层的伤害。
电化学腐蚀机理如图ｌ。
图１ 金属电化学腐蚀示意图 １．２高盐高铁含量污水腐蚀原因分析
在高盐污水注水过程中，影响腐蚀的主要因素 为：高盐中Ｃｌ一、游离ＣＯｚ、ＨＣＯ；－、铁含量、含硫化 合物、ＳＲＢ及温度、流速压力等。随着注水温度的 变化，以东辛采油厂为例，其污水矿化度在（４～４．５） Ｘ１０ｔ ｍｇ／Ｌ，污水中含有较高的游离ＣＯ：、铁离子 及Ｃ１一导致在注水过程中油管腐蚀、结垢严重。表 １为东辛采油厂广利油田一典型的注高盐高铁污水 井，该井油管在井时间为３年，从起出油管垢物成分 可以看出：随着深度的变化，其腐蚀发生变化，上部
有重度均匀腐蚀和局部坑蚀。形成Ｃｌ一一ＨｚＳ— ＳＲＢ—Ｈ：０腐蚀水体，以ＳＲＢ和Ｈ２Ｓ腐蚀为主， Ｃｌ一及少量的ＣＯ。腐蚀次之，使得注水井具有较强 的腐蚀。由于回注污水中产生垢。垢下又会形成局 部腐蚀剥落和坑蚀。注水过程中随着温度的升高， 腐蚀通常从细菌腐蚀转化为Ｃｌ一的高盐腐蚀，金属
腐蚀过程并不是由某一因素单独引起的，而是众多 因素综合作用的结果。
环空保护液保护技术是针对注水井管柱外壁腐 蚀严重现象而广泛采用的一项技术，胜利现河采油 厂针对注水井管柱外壁腐蚀严重问题，研究、应用了 生物抑制环空保护技术。并在现场应用取得较好效 果，２００７年～２００８年共计实施８７井次，有效率 ９５％以上，有效期１年，取得较好防腐效果。
施工工艺：在检管作业时，安装现场腐蚀环；作 业完成后大排量洗井，至井出口水质稳定为止；现场 配备水泥车、罐车和管线接头若干，接好地面施工流
在注水井注水管柱上应用阴极保护短节，通常 根据不同注水井腐蚀情况，每隔一定距离连接相应 短节，以减少油套管腐蚀，实现保护油套管的目的。 该技术在注水井中应用较少，使用后一般有效期在 一１～２年。该技术应用中存在的问题是：不同注水井 选用不同的阴极保护块，阴极保护短节安装间距不 一，给现场的推广应用带来不便。
刊：１０７—１１１ ３江放，等．油套管在Ｃ０２和Ｈ２ Ｓ共存时的腐蚀机理研究．石油
与天然气化工。２００５，３；２１３—２１５ ４万里平，等．西部油田油管腐蚀结垢机理研究．中国腐蚀与防护学
报，２００７。４：２４７－－２５１
５谢先平。等．注污水井下油管腐蚀特点及防腐对策．试采技术。２００７ 年增刊：１５８—１６０
万方数据
１５２
注水井腐蚀原因分析及防护对策
２０１０
主要以氧及Ｃ０。腐蚀为主，ｉ００ ｍ～１０００ ｍ则以细 菌腐蚀为主，下部温度较高，转化为高温下的电化学 腐蚀。腐蚀因素分析与垢物成分分析结果一致。
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井深
ｍ
产物成分分析，“
腐蚀因素
Ｏ Ｆｅ Ｃａ Ｃ Ｓ Ｃｌ 其它 分析结果
万方数据
石油与天然气化工
第３９卷第２期
ＣＨＥＭｌＣＡＬ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ ＯＦ ＯＩＬ＆ＧＡＳ
１５３
在用油管，全油田４０％以上注水井均采用渗氮防腐 油管。
２．２投加缓蚀剂保护技术 投加缓蚀剂是油田注水系统常用的防腐措施。