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摘要：胜利油田作业跟踪27口新管漏失井，均为单根外壁腐蚀，油管腐蚀问题给油田生产带来了极大的安全隐患。目前，油田注水管道系统采取的防腐措施主要有采用耐腐蚀管材、涂层防腐、镀层保护、氮化技术、化学防腐及阴极保护等几大类。文章研究了某井下采出液条件下水井管道在不同运行工况(不停井)中出现锈蚀现象的产生原因及机理，对该井漏失管开展了镍磷镀层防护实验并进行效果评价，确定该条件下管线发生锈蚀主要受井筒设计状况和套管内压力影响。根据实际情况开展镀层保护实验，并通过镀层保护方法提出后续防护措施。
关键词：套管；防蚀；镍磷镀层防护
0引言
在油田的注水水质中，pH值、溶解氧、溶解盐、CO 2、H 2 S以及细菌的存在，还有压力和温度的波动，都是导致管道腐蚀的关键元素[1]。此外，这些元素能够相互作用，从而加快腐蚀的产生和程度。在胜利油田套管水下环境中，需要深入研究其腐蚀机理，并采取科学合理的防护措施，避免腐蚀对油田生产效益产生消极影响。结合胜利油田套管水下环境特点和钻井技术特点，必须采取全面及时的技术措施和防护方案来提高注水井使用效率，做到有效预防腐蚀，并根据注水井腐蚀防护技术管理标准和要求[2]，延长注水井使用周期。本文结合水井管的工况条件，对水井环境进行了分析，并针对井下钢材J55、N80镀镍磷防护层的腐蚀情况，采用失重实验等方法对J55、N80、镀镍磷J55及镀镍磷N80进行腐蚀因素分析及防护效果评价。
1水井管道腐蚀因素分析
1.1水质测试分析
选取4井次采出液样(1#、2#、3#、4#)进行离子含量测试。1号水样编号为ST3-4-622，2号水样编号为STT58，3号水样编号为ST2-2-119(前)，4号水样编号为ST2-2-119(后)。
(1)测试现场采集水样离子含量
水相离子含量的测试依据HJ 776—2015、GB/T 11896—1989、HJ/T 342—2007分别对阳离子、碳酸盐、氯化物、硫酸盐进行测试。
碳酸盐和氯化物采用电位滴定法进行测量，其原理是滴定到终点时发生电位突变，从而根据体积的消耗量计算出阴离子浓度。
硫酸盐测试原理为硫酸盐与铬酸钡在酸性条件下发生反应，生成硫酸钡沉淀，并释放出铬离子。经中和处理后，残留的铬酸钡及产生的硫酸钡仍留在析出物中，需经过滤除去。在碱性条件下，铬离子容易显黄色，硫酸根浓度可由其吸收度来测定。
阳离子测试原理为经过滤或消解的水样注入电感耦合等离子体发射光谱仪后，目标元素在等离子体火炬中被气化、电离、激发并辐射特征谱线，在一定的浓度范围内，其特征谱线的强度与元素的浓度成正比。
将现场采集水样经严格的过滤除油后，采用自动电位滴定仪、紫外分光光度计、电感耦合等离子体发射光谱仪测量消耗的体积、吸收光谱，计算各种离子的含量。
(2)水样测试结果
如表1所示，可以看出水样中Cl-含量最多，均在10 000 mg/L以上，对腐蚀的影响较大，易引起点蚀。
1.2腐蚀产物检测
1.2.1腐蚀产物形貌分析
腐蚀形貌如图1所示，从水井管主腐蚀形貌来看，套管外壁整体腐蚀较为严重，有严重点蚀形成，存在由外向内的穿孔，腐蚀产物较松散，易脱落。对外壁腐蚀产物进行金相显微(OM)、扫描电镜(SEM)观察，其微观形貌如图2和图3所示，可以看出，腐蚀产物较为疏松，多呈针尖状和块状形式。
1.2.2管材内壁和外壁元素成分分析
对外壁腐蚀产物及内壁进行能谱(EDS)分析及成分分析，管材外壁EDS检测能谱如图4所示，管材内壁EDS检测能谱如图5所示，管材外壁腐蚀产物XRD检测结果如图6所示，管材内壁腐蚀产物XRD检测结果如图7所示，腐蚀产物EDS分析如表2所示。EDS结果表明，管壁腐蚀产物的主要元素为Fe、O、C元素，还有少量S、Ca、Na、Cl等元素，说明在管道表面生成了铁的氧化物和少量的碳酸盐和硫酸盐；XRD结果表明，管壁腐蚀产物主要以Fe2O3为主，还含有少量FeCO3。内壁X射线衍射图谱在44°附近出现Ni峰，衍射峰尖锐，说明镀层为晶态结构。
