JX1-1-A1w井为一口水源井，该井生产层段为馆陶组，储层温度53℃，有效厚度208.4 m。该井分7段防砂，普合管柱，电潜泵额定排量2 500 m³/d。2014年检泵作业前期检测出H₂S，最高浓度110 μL/L，采油树帽处严重腐蚀，起出管柱后发现机组及小扁电缆腐蚀严重，作业期间未检测出H₂S。2016年5月27日开始进行换管柱作业，28日起出全部原井管柱，发现井下第56根油管和61根油管各有2个穿孔。起出换管后，进行刮管作业，刮管遇卡，起出检查刮管器带出少量垢。先后使用MIT套损测井，多臂井径测试，氧活化测试管柱测试套管有多处损伤与穿孔。下入冲洗管柱，管柱675 m遇阻，反循环冲洗带出大量垢，垢样主体为黑褐色硬块，较为致密，表面可见黄褐色铁锈，如图 1所示。本文对JX1-1-A1w井水样、气体、垢样进行实验，分析其结垢腐蚀机理，为后期生产、除垢、射孔作业提供指导。

1 水样结垢趋势预测

对JX1-1-A1w水源井历年水样分析结果进行结垢趋势预测，常用预测碳酸钙结垢趋势的方法为饱和指数（SI）法^[1]，预测结果见表 1。

从表 1数据看，水样具有较高的钙镁离子含量，成分分析也发现垢样中有CaCO₃、MgCO₃盐的存在，A1w水源井水结垢趋势较严重，从现场情况来看结垢较严重，起钻至底部11根油管时发现油管内充满垢，如图 2。

2 水样SRB细菌含量分析

水样含硫化氢气体检测方法：参考SNT 2943—2011《天然气中硫化氢含量的测定检测管着色长度法》，使用5 L塑料桶，倒入1 L水源井水样，内盖垫入一层薄膜后盖好内盖，形成密封效果，手摇50下，测试时将硫化氢监测管插入内盖并刺穿薄膜，检测液面以上气相硫化氢含量。

水样硫酸盐还原菌SRB含量：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，发现水样含硫化氢气体，及大量的SRB细菌，结果见表 2。

3 套管气成分分析

油套环空取该井伴生气，使用GB/T 13610— 2003《天然气的组成分析气相色谱法》，检测气体成分，结果见表 3。

通过天然气法分析，该井可能存在二氧化碳腐蚀与硫化氢腐蚀。

4 垢样分析 4.1 垢样溶解实验

称取一定量的JX1-1-A1w垢样，垢样：酸液质量比1:25，分别使用无机垢清洗剂、10%HCl进行溶解实验，两种酸均能完全溶解垢样如图 3。

实验中使用硫化氢探测仪对反应中产生的气体中的硫化氢含量进行测定，反应生成的气体硫化氢含量已经超出仪器最大测定量程（100 μL/L），实验中闻到强烈的臭鸡蛋味。因此，现场如果使用酸性除垢剂，需考虑硫化氢安全风险。

4.2 垢样成分分析

利用X射线衍射（XRD），分析了A1w水源井的垢物组成（图 4）。分析发现垢样主要元素组成为：C、O、S、Fe、Ca等。图谱分析主要组成为：FeS：40.7%，FeCO₃：39%，CaCO₃：20.3%。

5 井筒腐蚀结垢机理分析

通过以上实验及垢样成分分析，得出该油田井筒腐蚀机理：

（1）细菌腐蚀。该井采出液中含有大量的SRB细菌，这些菌种潜伏在地层水和岩石中，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。硫酸盐还原菌消耗地层中的有机物营养和硫酸盐，产生硫化氢^[2]。一般水源井SRB细菌含量低，是因为地层高温、高压和高矿化度等因素限制了它们的生长，同时在地层中因缺少有机营养，SRB菌很难大量繁殖。而该井射孔层段馆陶组水层下部解释含油饱和度3.3%~5.4%。含油水层的生产为SRB菌繁殖提供了营养所需的有机化合物和烃类。垢样检测发现40.7%的FeS可能来自于细菌腐蚀，总反应式为^[3]：

4Fe + SO₄^2- +4H₂O → FeS+3Fe(OH)² +2OH^-

（2）硫化氢腐蚀。采出液中溶有20 μL/L的H₂S气体，套管气中也含有一定量的H₂S，H₂S在水溶液中会电离出H⁺、HS^-和S^2-，也能够与Fe²⁺作用生成FeS，通过消耗阴极反应产生的氢使钢铁表面去极化而导致无氧腐蚀。黑色的硫化亚铁（FeS）稳定性较好，与其它垢物结合常附着于泵筒和管壁上，使其与管壁之间形成更适合于SRB生长的封闭区，进一步加剧井筒管壁的腐蚀，在管壁形成严重的坑蚀或局部腐蚀^[4]。起出管柱后发现油管，机组及小扁电缆腐蚀严重，参见图 5，证明该井同时存在气相与液相腐蚀。作业前检测110 μL/L的H₂S，而作业期间未发现H₂S，证明H₂S非地层产出，主要来自于SRB细菌。

（3）二氧化碳腐蚀。套管气中含0.16%~0.34%的CO₂，二氧化碳溶于水生成碳酸，使水的pH值降低腐蚀性增大^[5]。溶于水中与Ca²⁺、Fe²⁺等离子，在一定条件下可生成CaCO₃和FeCO₃，与垢样检测组成一致。形成腐蚀垢物，导致垢下腐蚀。溶液中的HCO₃^3-与金属Fe反应后生成FeCO₃和Fe₃O₄。同时，溶液中的CO₃^2-和HCO₃^3-还可与Ca²⁺、Mg²⁺发生反应，生成CaCO₃、MgCO₃沉淀或悬浮在介质中或覆盖在金属表面成为腐蚀产物的一部分。

（4）垢下腐蚀。在采出液中，当Ca²⁺、Mg²⁺的浓度达到[M²⁺] [SO₄^2-] ≥ Ksp（MSO₄）或[M²⁺][CO₃^2-] ≥ Ksp（MCO₃）时，即形成M（二价金属阳离子）盐晶核^[6]。水样较高的钙镁离子含量，在井下温度下，结垢趋势较严重，以及各种菌种的黏液和腐蚀产物，逐渐在井筒内壁形成垢层。垢下菌的大量活动，分泌黏液的增多，以及结垢区域的电化学反应，伴随着电荷的移动，导致严重局部腐蚀。

（5）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^[7]。因此，参考表 1水质分析，含氯，矿化度高是油套管腐蚀穿孔的原因之一。

（6）流速的影响。流速对腐蚀的影响，因腐蚀机理及材质状态（活化、腐化）不同而不同。对于碳钢，一般随流速增加腐蚀加倍地加剧，尤其在气流受到扰动的地方，如设备和管线的突出部位、凹陷部位、弯头、油嘴等部位有时成10倍地加剧。流速对腐蚀的影响主要是由于流体流动对腐蚀介质传质效果的影响及对腐蚀产物在金属表面附着的影响所致。国外一些专家用循环流动腐蚀实验仪得出结论：腐蚀介质流速在0.32 m/s以下时，腐蚀速率随流速增加而加速，此后在10 m/s范围内腐蚀速率基本不随流速的变化而变化^[8]。JX1-1-A1w日产水量2 000 m³/d，管柱流速为5 m/s，因此，流速过大也是油管腐蚀穿孔的原因之一。

6 结论及建议

（1）JX1-1-A1w水源井水不仅结垢趋势较严重，而且水样含18 ~ 28 μL/L的H₂S，每毫升6 2 0 ~ 7 4 0个硫酸盐还原菌S R B，套管气含0.16% ~ 0.34% CO₂，80~ 121.1 μL/L的H₂S等。

（2）JX1-1-A1w井腐蚀与结垢并存，腐蚀产物为40.7% FeS，39% FeCO₃，垢成分20.3% CaCO₃；细菌、硫化氢、二氧化碳、垢下腐蚀、电化学、流速上述因素共同作用导致井筒腐蚀结垢。其中以细菌腐蚀为主要因素。

（3）含油水层为细菌生长提供了营养物质，建议对含油水层进行卡层。

（4）腐蚀垢样含有大量的硫化亚铁垢，使用酸除垢容易产生硫化氢，因此除垢作业，需对硫化氢进行处理，做好安全预防措施，避免出现硫化氢安全事故。