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摘要：本文以孤东油田采油二矿注聚区机采工艺目前遇到的问题和带来的生产影响分析为主，以聚合物的腐蚀机理分析为辅，通过对注聚区油层、光杆、井筒、地面机采设备等方面的因素分析，提出了依靠工艺手段综合治理，实施措施引效技术以及利用泵上掺水、井筒加降粘剂、定期洗井等工艺措施来解决注聚区机采工艺问题和带来的生产影响，并取得了较好的效果。
关键词：孤东油田；聚合物；机采工艺；腐蚀机理
1 注聚区采油工艺存在的问题
1.1地面设备存在问题
注聚见效后由于原油粘度的增大将会给地面设备带来较大影响，如抽油机负荷增大，电动机电流上升等因素，如果不及时进行调整将会影响油井的正常生产，给原油的生产带来很大被动；同时，在地面设备的管理和维护方面增加了一定的难度。
（1）抽油机方面：注聚区注聚见效后 ，井筒出现油稠、原油粘度较大幅度的增加，抽油机载荷增大，因此部分小型抽油机如6型、8型等不能满足生产的需要，无法维持正常生产，所以要对部分抽油机及时进行更换和匹配，保证生产的正常运行。同时，针对部分井负荷偏重的情况，需要及时加平衡块进行调整，因此要准备部分平衡块以备生产急需。
（2）电动机方面：因注聚见效后原油粘度增大，电机电流也随着上升，电动机负载增大，因此许多小功率电机将无法适应正常生产的需要，应及时进行电机匹配工作，同时应准备一批大功率电动机以备生产急需。-此外，在注聚见效后可能会出现的限液稳油情况，为抽油机参数下调还应准备调速电机和小皮带轮。
（3）自控箱方面：目前注聚区共有自控箱169台，其中节能自控箱38台，普通自控箱131台，目前应用情况良好，考虑到注聚见效后自控箱影响较小，但耗电量会升高，因此从节能方面考虑应进一批节能自控箱，以便节能降耗工作的开展。
（4）光杆腐蚀严重：造成盘根加不住，井口漏油。随着注聚见效后，部分油井采出液见聚，并且所含聚合物浓度的不同，注聚区抽油机井出现了不同程度的光杆腐蚀问题，表现为光杆表面变黑，出现麻点或小沟，盘根加不住，盘根不严、漏油的现象，影响了原油生产，增大了工人的劳动强度和管理上的难度。
1.2地面管网问题多
油井见效后，含水降低，原油粘度增加，导致井口回压升高，不利于油井生产，特别是对于部分单井管线腐蚀、老化严重的油井，更易造成穿孔和带来环保方面的工作压力。
1.3油藏因素制约
由于地层的复杂因素以及岩石发育状况不同，因此注聚见效的时间不同，效果也不同，地层的连通性和渗透性对注聚的影响特别大，由此引发的问题也不可忽视。
（1）含水上升过快问题，注聚见效后如果不能及时控制液量，注水井不及时下调注水量，则容易造成窜聚。油井见聚后见聚浓度急剧上升，导致光杆腐蚀加重，抽油机载荷产生较大浮动，对抽油机设备安全运行带来不利因素的]影响。
（2）注聚见效的不规则和不完整性，由于地层的渗透率、连通性、非均质性的不同造成了注聚见效的不均匀性，平面上相对应的油井有些已经见聚，而有的井却不见效，有的油井却出现间歇性增油现象。针对间歇性增油现象，抽油机在较短时间内载荷急剧增加，电机电流也陡然上升，对抽油机平稳生产运行带来不利因素。例如：GO2-17-47，该井生产参数56×3.0×6.5×903.8，自从注聚见效以来，出现间歇性含水降低的现象，周期在6-8天左右（表1）。
1.4其它因素
由于聚合物的影响，给日常含水化验带来困难。由于采出液中含有不同浓度的聚合物，致使原油出现乳化现象，从而造成油水分离困难，难以破乳，给含水化验带来了一定的困难。
2 采取的措施及效果
2.1 改进地面设备工艺管理
（1）强化抽油机设备基础管理，加大对注聚受效油井的跟踪、巡检力度，发现问题，及时治理。面对今年严峻的产量任务形势，我们将继续开展以强化基础管理为重点的“管理年”活动，针对注聚区机采系统中存在的主要问题，加大研究、治理力度，以改善设备运行状况、保障注聚区油井平稳生产，做细做好基础管理工作，为注聚区增油奠定坚实基础。
（2）在全矿范围内现有的机采设备的条件下，加大机电匹配，抽油机互换的力度，以适应注聚区油井较大载荷的需求。同时，向上级有关部门申请引进10型以上抽油机以及30kw以上较大功率的电机，为注聚区油井提供充足的设备动力，保障生产时率。
2.2 做好防腐蚀
对于光杆腐蚀问题，目前控制金属腐蚀的方法主要有改变环境成分、添加缓蚀剂和电化学保护、采用保护性镀层。
2.2.1聚合物腐蚀原因以及机理分析
（1）在有氧的环境下，聚合物溶液与氯离子共厄作用造成金属的电化学腐蚀。据有关室内采用化学浸泡法进行腐蚀对比试验，室内对比研究结果表明：浸泡于高含聚浓度的采出液中的金属杆件失重大，说明高含聚浓度的采出液腐蚀性强。
（2）聚驱采出油井的光杆腐蚀原因以及腐蚀机理分析。众所周知，聚合物是水溶性高分子，属于粘弹性流体。它在水中离解成为大量的亲水性基团，如：—COONa, —SO3Na, —OH, —NH2·HCL等，这些带有孤对电子的极性基团很容易与金属吸附，使得含有活性阴离子（尤其是CL-离子）的腐蚀介质在金属表面附着,此时在有氧的条件下发生电化学腐蚀,溶液中含聚浓度越高,腐蚀现象越容易发生。
如果是在含氯离子的水溶液中，则阴极是吸氧反应（蚀孔外表面），孔内金属离子不断增加，在孔蚀电池产生的电场作用下，蚀孔外阴离子不断向孔内迁移、富集，孔内氯离子浓度升高。同时孔内金属离子浓度升高并开始发生水解反应：
Fe2+ + H2O +CL- → H- + FeOHCL
结果孔内溶液氯离子浓度升高，溶液的PH值降低。水解产生的H+和孔内的氯离子又促使孔侧壁的金属继续溶解，这是孔蚀的发展阶段。随着小孔面积的增大，腐蚀电流密度也随着降低，孔内的铁离子浓度和相应的氯离子、氢离子浓度也要降低，腐蚀孔的自催化过程减缓或停止。由于闭塞电池的腐蚀电流使周围得到了阴极保护，因而抑制了蚀孔周围的全面腐蚀。
金属腐蚀理论中，金属的点蚀电位（在金属腐蚀理论中，有点蚀、线蚀、面蚀之说）随着介质中活性阴离子（尤其是CL-离子）的浓度增加而下降，点蚀电位的降低越有益于腐蚀的发生。如钢的点蚀电位与氯离子浓度的关系如下式：ECL-= -0.126LgCCL- + 0.247 式中：ECL- —钢的点蚀电位；CCL-—氯离子浓度。
当蒸馏水中加入溶解的氯化物时，钢的点蚀情况。从图中可以看出，随着溶液中氯离子的浓度增加，其腐蚀性不断增强（图1）。
（3）分析细菌的腐蚀作用。聚合物是微生物的营养基，聚合物的存在有利于细菌类的大量繁殖，而其中腐生菌，硫酸盐还原菌、铁细菌等都会对金属造成一定的腐蚀。如硫酸还原菌的氢化酶可在金属表面的阴极部位把硫酸根生物催化成硫离子和初生态氧，氧在阴极使吸附于阴极的氢去极化而生成水，造成金属的腐蚀，表现为点蚀区充满黑色的腐蚀物，即硫化亚铁FeS。
据有关聚驱抽油机井采出液样化验分析：采出液中细菌总数大大高于水驱井，因而这也是影响聚驱抽油机井光杆腐蚀的一个重要原因。
2.2.2 采取泵下或者泵上掺水措施
对于见聚油井采取进行泵下或者泵上掺水措施，以水作为缓蚀剂，降低井筒中阴离子浓度，减缓腐蚀；或者对注聚受效油井井筒加降粘剂，既可以有效降低井筒原油粘度，减轻抽油机载荷，又可以稀释井筒中阴离子浓度，从而达到减轻光杆腐蚀的目的。
2.3加强地面注采管网
针对部分注聚受效油井的单井管线腐蚀、老化问题应及早进行更换。对注聚见效后油井出现油稠的问题，应及时上掺水管线，准备较为充足的备用管线。对变化较大的井及时跟踪，随时准备上掺水，同时准备单井管线加热炉，降低井口回压，使各方面因素向有利于生产方面进行，确保油井的全负荷生产运行。
2.4 注聚区综合治理
（1）积极应对六区东南部注聚区“三高二低”困境，适时采取“促”效，“提”液手段，改善注聚效果。认真研究聚合物驱不同阶段油水井变化特点，分析聚合物地下渗流特征和单井见效规律，紧紧围绕“控、促、提、引”做文章，有针对性地开展综合治理，扩大聚合物波及体积，促进聚驱按规律运行。六区东南注聚区“三高”是注聚前含水高（96.3%），采出程度（33%），累注倍数高（1.92），“二低”是注采比低（0.76），注入压力上升幅度低，比注聚前仅上升0.5MPa，阻力系数1.5。
（2）认真分析二区注聚区注聚初期层间差异大，平面矛盾突出的特点，狠抓“控”液“引”效工作。 一是利用更新、转注、补孔、扶长停措施完善注采井网，提高聚区控制程度。二是实施高压井治理，控制好第一段塞注入质量。三是加强注采平衡调整，根据注采比，油井生产动态及含水变化进行动态调整。四是依靠工艺手段综合治理，实施措施引效技术。通过增加见效井点，扩大见效规模，即在剩余油富集区打更新完善井、利用外层系高含水井补孔、改层等措施，提高层间层内驱油效率。
2.5、做好油水化验工作
针对采出液原油出现乳化，油水分离困难，难以破乳的现象，建议采油矿统一购进破乳剂，对于采出液含聚浓度较高的油井，有重点、有区别地对待，在化验含水时，根据目前的含聚浓度添加适量的破乳剂成分，解决原油乳化的问题，真实反映注聚受效油井的含水动态变化，为下一步注、采调配和注聚引效提供充实的数据资料。
3 结论与建议
（1）对于注聚受效的油井必须加大巡检、巡视的力度，特别是对于出现周期性增油的油井更应该加大跟踪和监控力度，保障设备安全、平稳运行，确保生产时率。
（2）对于受效油井的重点部位：如，抽油机基础、压杠螺丝、毛辫子、减速箱、曲柄销子、皮带等进行重点巡视、检查。同时，积极跟踪电机电流、功图载荷等参数变化，做到未雨绸缪，防患未然。
（3）对于聚合物腐蚀的问题，需引进含有防腐镀层的光杆更换或者对于腐蚀严重的油井采取泵上或泵下掺水或者井筒加降粘剂的工艺措施，防止和减少因聚合物腐蚀而造成躺井的影响。建议购进部分破乳剂，可解决见聚油井含水化验的问题。
参考文献：
1、石油工业节能技术 石油工业出版社 俞伯炎等 2000.5
2、沈琛等.中石化油气勘探开发井下作业工程监督培训教材.石油工业出版社.北京：2005
关键词：孤东油田；聚合物；机采工艺；腐蚀机理
1 注聚区采油工艺存在的问题
1.1地面设备存在问题
注聚见效后由于原油粘度的增大将会给地面设备带来较大影响，如抽油机负荷增大，电动机电流上升等因素，如果不及时进行调整将会影响油井的正常生产，给原油的生产带来很大被动；同时，在地面设备的管理和维护方面增加了一定的难度。
（1）抽油机方面：注聚区注聚见效后 ，井筒出现油稠、原油粘度较大幅度的增加，抽油机载荷增大，因此部分小型抽油机如6型、8型等不能满足生产的需要，无法维持正常生产，所以要对部分抽油机及时进行更换和匹配，保证生产的正常运行。同时，针对部分井负荷偏重的情况，需要及时加平衡块进行调整，因此要准备部分平衡块以备生产急需。
（2）电动机方面：因注聚见效后原油粘度增大，电机电流也随着上升，电动机负载增大，因此许多小功率电机将无法适应正常生产的需要，应及时进行电机匹配工作，同时应准备一批大功率电动机以备生产急需。-此外，在注聚见效后可能会出现的限液稳油情况，为抽油机参数下调还应准备调速电机和小皮带轮。
（3）自控箱方面：目前注聚区共有自控箱169台，其中节能自控箱38台，普通自控箱131台，目前应用情况良好，考虑到注聚见效后自控箱影响较小，但耗电量会升高，因此从节能方面考虑应进一批节能自控箱，以便节能降耗工作的开展。
（4）光杆腐蚀严重：造成盘根加不住，井口漏油。随着注聚见效后，部分油井采出液见聚，并且所含聚合物浓度的不同，注聚区抽油机井出现了不同程度的光杆腐蚀问题，表现为光杆表面变黑，出现麻点或小沟，盘根加不住，盘根不严、漏油的现象，影响了原油生产，增大了工人的劳动强度和管理上的难度。
1.2地面管网问题多
油井见效后，含水降低，原油粘度增加，导致井口回压升高，不利于油井生产，特别是对于部分单井管线腐蚀、老化严重的油井，更易造成穿孔和带来环保方面的工作压力。
1.3油藏因素制约
由于地层的复杂因素以及岩石发育状况不同，因此注聚见效的时间不同，效果也不同，地层的连通性和渗透性对注聚的影响特别大，由此引发的问题也不可忽视。
（1）含水上升过快问题，注聚见效后如果不能及时控制液量，注水井不及时下调注水量，则容易造成窜聚。油井见聚后见聚浓度急剧上升，导致光杆腐蚀加重，抽油机载荷产生较大浮动，对抽油机设备安全运行带来不利因素的]影响。
（2）注聚见效的不规则和不完整性，由于地层的渗透率、连通性、非均质性的不同造成了注聚见效的不均匀性，平面上相对应的油井有些已经见聚，而有的井却不见效，有的油井却出现间歇性增油现象。针对间歇性增油现象，抽油机在较短时间内载荷急剧增加，电机电流也陡然上升，对抽油机平稳生产运行带来不利因素。例如：GO2-17-47，该井生产参数56×3.0×6.5×903.8，自从注聚见效以来，出现间歇性含水降低的现象，周期在6-8天左右（表1）。
1.4其它因素
由于聚合物的影响，给日常含水化验带来困难。由于采出液中含有不同浓度的聚合物，致使原油出现乳化现象，从而造成油水分离困难，难以破乳，给含水化验带来了一定的困难。
2 采取的措施及效果
2.1 改进地面设备工艺管理
（1）强化抽油机设备基础管理，加大对注聚受效油井的跟踪、巡检力度，发现问题，及时治理。面对今年严峻的产量任务形势，我们将继续开展以强化基础管理为重点的“管理年”活动，针对注聚区机采系统中存在的主要问题，加大研究、治理力度，以改善设备运行状况、保障注聚区油井平稳生产，做细做好基础管理工作，为注聚区增油奠定坚实基础。
（2）在全矿范围内现有的机采设备的条件下，加大机电匹配，抽油机互换的力度，以适应注聚区油井较大载荷的需求。同时，向上级有关部门申请引进10型以上抽油机以及30kw以上较大功率的电机，为注聚区油井提供充足的设备动力，保障生产时率。
2.2 做好防腐蚀
对于光杆腐蚀问题，目前控制金属腐蚀的方法主要有改变环境成分、添加缓蚀剂和电化学保护、采用保护性镀层。
2.2.1聚合物腐蚀原因以及机理分析
（1）在有氧的环境下，聚合物溶液与氯离子共厄作用造成金属的电化学腐蚀。据有关室内采用化学浸泡法进行腐蚀对比试验，室内对比研究结果表明：浸泡于高含聚浓度的采出液中的金属杆件失重大，说明高含聚浓度的采出液腐蚀性强。
（2）聚驱采出油井的光杆腐蚀原因以及腐蚀机理分析。众所周知，聚合物是水溶性高分子，属于粘弹性流体。它在水中离解成为大量的亲水性基团，如：—COONa, —SO3Na, —OH, —NH2·HCL等，这些带有孤对电子的极性基团很容易与金属吸附，使得含有活性阴离子（尤其是CL-离子）的腐蚀介质在金属表面附着,此时在有氧的条件下发生电化学腐蚀,溶液中含聚浓度越高,腐蚀现象越容易发生。
如果是在含氯离子的水溶液中，则阴极是吸氧反应（蚀孔外表面），孔内金属离子不断增加，在孔蚀电池产生的电场作用下，蚀孔外阴离子不断向孔内迁移、富集，孔内氯离子浓度升高。同时孔内金属离子浓度升高并开始发生水解反应：
Fe2+ + H2O +CL- → H- + FeOHCL
结果孔内溶液氯离子浓度升高，溶液的PH值降低。水解产生的H+和孔内的氯离子又促使孔侧壁的金属继续溶解，这是孔蚀的发展阶段。随着小孔面积的增大，腐蚀电流密度也随着降低，孔内的铁离子浓度和相应的氯离子、氢离子浓度也要降低，腐蚀孔的自催化过程减缓或停止。由于闭塞电池的腐蚀电流使周围得到了阴极保护，因而抑制了蚀孔周围的全面腐蚀。
金属腐蚀理论中，金属的点蚀电位（在金属腐蚀理论中，有点蚀、线蚀、面蚀之说）随着介质中活性阴离子（尤其是CL-离子）的浓度增加而下降，点蚀电位的降低越有益于腐蚀的发生。如钢的点蚀电位与氯离子浓度的关系如下式：ECL-= -0.126LgCCL- + 0.247 式中：ECL- —钢的点蚀电位；CCL-—氯离子浓度。
当蒸馏水中加入溶解的氯化物时，钢的点蚀情况。从图中可以看出，随着溶液中氯离子的浓度增加，其腐蚀性不断增强（图1）。
（3）分析细菌的腐蚀作用。聚合物是微生物的营养基，聚合物的存在有利于细菌类的大量繁殖，而其中腐生菌，硫酸盐还原菌、铁细菌等都会对金属造成一定的腐蚀。如硫酸还原菌的氢化酶可在金属表面的阴极部位把硫酸根生物催化成硫离子和初生态氧，氧在阴极使吸附于阴极的氢去极化而生成水，造成金属的腐蚀，表现为点蚀区充满黑色的腐蚀物，即硫化亚铁FeS。
据有关聚驱抽油机井采出液样化验分析：采出液中细菌总数大大高于水驱井，因而这也是影响聚驱抽油机井光杆腐蚀的一个重要原因。
2.2.2 采取泵下或者泵上掺水措施
对于见聚油井采取进行泵下或者泵上掺水措施，以水作为缓蚀剂，降低井筒中阴离子浓度，减缓腐蚀；或者对注聚受效油井井筒加降粘剂，既可以有效降低井筒原油粘度，减轻抽油机载荷，又可以稀释井筒中阴离子浓度，从而达到减轻光杆腐蚀的目的。
2.3加强地面注采管网
针对部分注聚受效油井的单井管线腐蚀、老化问题应及早进行更换。对注聚见效后油井出现油稠的问题，应及时上掺水管线，准备较为充足的备用管线。对变化较大的井及时跟踪，随时准备上掺水，同时准备单井管线加热炉，降低井口回压，使各方面因素向有利于生产方面进行，确保油井的全负荷生产运行。
2.4 注聚区综合治理
（1）积极应对六区东南部注聚区“三高二低”困境，适时采取“促”效，“提”液手段，改善注聚效果。认真研究聚合物驱不同阶段油水井变化特点，分析聚合物地下渗流特征和单井见效规律，紧紧围绕“控、促、提、引”做文章，有针对性地开展综合治理，扩大聚合物波及体积，促进聚驱按规律运行。六区东南注聚区“三高”是注聚前含水高（96.3%），采出程度（33%），累注倍数高（1.92），“二低”是注采比低（0.76），注入压力上升幅度低，比注聚前仅上升0.5MPa，阻力系数1.5。
（2）认真分析二区注聚区注聚初期层间差异大，平面矛盾突出的特点，狠抓“控”液“引”效工作。 一是利用更新、转注、补孔、扶长停措施完善注采井网，提高聚区控制程度。二是实施高压井治理，控制好第一段塞注入质量。三是加强注采平衡调整，根据注采比，油井生产动态及含水变化进行动态调整。四是依靠工艺手段综合治理，实施措施引效技术。通过增加见效井点，扩大见效规模，即在剩余油富集区打更新完善井、利用外层系高含水井补孔、改层等措施，提高层间层内驱油效率。
2.5、做好油水化验工作
针对采出液原油出现乳化，油水分离困难，难以破乳的现象，建议采油矿统一购进破乳剂，对于采出液含聚浓度较高的油井，有重点、有区别地对待，在化验含水时，根据目前的含聚浓度添加适量的破乳剂成分，解决原油乳化的问题，真实反映注聚受效油井的含水动态变化，为下一步注、采调配和注聚引效提供充实的数据资料。
3 结论与建议
（1）对于注聚受效的油井必须加大巡检、巡视的力度，特别是对于出现周期性增油的油井更应该加大跟踪和监控力度，保障设备安全、平稳运行，确保生产时率。
（2）对于受效油井的重点部位：如，抽油机基础、压杠螺丝、毛辫子、减速箱、曲柄销子、皮带等进行重点巡视、检查。同时，积极跟踪电机电流、功图载荷等参数变化，做到未雨绸缪，防患未然。
（3）对于聚合物腐蚀的问题，需引进含有防腐镀层的光杆更换或者对于腐蚀严重的油井采取泵上或泵下掺水或者井筒加降粘剂的工艺措施，防止和减少因聚合物腐蚀而造成躺井的影响。建议购进部分破乳剂，可解决见聚油井含水化验的问题。
参考文献：
1、石油工业节能技术 石油工业出版社 俞伯炎等 2000.5
2、沈琛等.中石化油气勘探开发井下作业工程监督培训教材.石油工业出版社.北京：2005