绥中36-1油田水源井水矿化度高,硬度大,腐蚀性强,造成水源井修井周期短、流程管线维修频率过高等问题。虽然现场已经采用添加缓蚀剂的措施来控制腐蚀,但其效果并不理想,现场腐蚀问题依然突出。目前,水源井因腐蚀问题造成的修井作业比较频繁,每年修井耗费较高,水源井水系统的腐蚀问题对绥中36-1油田的正常生产作业影响严重。所以本文以绥中36-1油田为研究对象,通过熟悉了解现场腐蚀情况,实验分析引起腐蚀的因素并研究其作用机理,基于此提出的相应的防腐技术措施及建议,对该油田的实际生产具有重要的指导意义。本文首先在熟悉了解现场腐蚀问题的基础上,现场调研水源井水系统的流程及工况条件,掌握了现场基础资料。并通过实验分析水源井水水质、水中离子组成,预测水源井水的腐蚀结垢倾向,并用X-射线衍射法和扫描电镜能谱仪测定法分析腐蚀产物样品的结构及元素组成,初步判断影响腐蚀的主控因素。既而实验量化腐蚀主控因素对水源井水腐蚀行为的影响,确定腐蚀因素对腐蚀行为影响程度的大小,理论分析绥中36-1油田水源井水系统的腐蚀机理。最终针对腐蚀因素及机理,通过实验筛选适合的缓蚀剂种类及添加浓度,结合耐蚀材质等其他防腐措施,提出应对绥中36-1油田水源井水腐蚀问题的防腐措施和建议。在分析水源井水水质的基础上,通过ScaleChem软件的预测,水源井水腐蚀性为中度腐蚀,容易形成CaCO3垢与BaSO4垢,这主要是因为水中Cl-、HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+等特殊离子对水质的影响。结合不同位置腐蚀产物组分分析的结果,初步确定影响水源井水腐蚀的主控因素,并通过实验得到它们对腐蚀行为影响程度的大小顺序为:温度、CO2浓度、压力、矿化度及水的流速。结合现场实际情况,理论分析绥中36-1油田水源井水系统主要存在腐蚀微电池、双电层、高温高压下铁的腐蚀、Cl-腐蚀、溶解性CO2腐蚀及一些局部腐蚀行为。为此,针对这些腐蚀因素及机理,提出运用添加70mg/L~80mg/L的RO-2型缓蚀剂、特殊部位使用3Cr材质等多种防腐措施相结合的方式,综合防护,整体缓解绥中36-1油田水源井水的腐蚀问题。