華北油田油井腐蝕結垢原因分析與治理方法優選

吳澤美， 孫玉民，馬偉娜

(中石油華北油田分公司第五采油廠，河北 辛集 052360)

卜廣平

(中石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西 定邊 718600)

劉倩

(中石油華北油田分公司第三采油廠，河北 河間 062450)

李明

(中石油煤層氣有限責任公司韓城分公司，陜西 韓城 715400)

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華北油田油井腐蝕結垢原因分析與治理方法優選

吳澤美， 孫玉民，馬偉娜

(中石油華北油田分公司第五采油廠，河北 辛集 052360)

卜廣平

(中石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西 定邊 718600)

劉倩

(中石油華北油田分公司第三采油廠，河北 河間 062450)

李明

(中石油煤層氣有限責任公司韓城分公司，陜西 韓城 715400)

油田進入高含水開發期，抽油桿、油管腐蝕結垢問題日益嚴重，影響油田的正常生產。分析了腐蝕結垢的原因,對油井腐蝕結垢治理方法進行了優選。采出水礦化度高是腐蝕結垢的共性原因，主要腐蝕因素包括Cl-、CO2、H2S、SRB(硫酸鹽還原菌)等，主要結垢因素是鈣鎂鹽及鐵腐蝕產物的沉淀。化學加藥抑制腐蝕結垢是相對經濟有效的治理方式，咪唑啉類表面活性劑對抑制Cl-、CO2、H2S腐蝕有良好效果，有機膦酸通過鰲合成垢金屬離子，起到阻垢作用。通過室內試驗篩選配方，緩蝕率≥75%，阻垢率≥85%。現場采用井口加藥的方式，在65口油井進行了5年的連續試驗，有效遏制了腐蝕結垢，油井檢泵周期延長2～3倍，取得良好經濟效益。

油井；腐蝕結垢；緩蝕率；阻垢率；檢泵周期

在油田開發中后期，隨含水升高，油井腐蝕結垢問題日益突出。華北油田J45、J95 、Z57、H8等區塊，部分油井產出水在50℃時腐蝕率在0.125～0.320mm/a，桿管斷脫、穿孔頻繁，平均檢泵周期不到150d。腐蝕結垢導致的修井作業不僅增加了生產成本，也影響了油井的開井時率。為此，筆者對華北油田油井腐蝕結垢的成因及治理方法進行了研究。

1　腐蝕結垢原因分析

腐蝕結垢區塊綜合含水都在70%以上，產出水礦化度高，表1中列出的6口嚴重腐蝕結垢油井的采出水礦化度在10000～45000mg/L，導電性強，這是腐蝕結垢的共性原因，油井的腐蝕介質包括Cl-、CO2、H2S及硫酸鹽還原菌(SRB)等，結垢因素主要是鈣鎂鹽和鐵腐蝕產物的沉積，其他一些物理條件如井筒溫度、壓力、桿管表面光滑程度也是影響因素，油井腐蝕結垢往往是多種因素共同作用的結果，需要綜合分析。

表1　油井采出水分析結果

1.1Cl-腐蝕

華北油田J95斷塊Cl-含量高，平均值在20000mg/L以上，Cl-腐蝕表現明顯。Cl-的離子半徑小，有較強的穿透能力，易吸附在金屬表面破壞保護膜，逐步形成點蝕坑，點蝕坑呈酸性小環境，腐蝕進一步加劇，造成油管穿孔，抽油桿斷脫[1]。在作業過程中發現斷塊內油井桿管表面呈現密集的點蝕坑，圖1是J95-7井因Cl-點蝕造成油管穿孔的現場圖片。

1.2CO2腐蝕

Z57、J45斷塊CO2含量高，表1中Z57-6井CO2含量達到53.53mg/L。CO2溶于水中形成酸，會對鋼鐵造成嚴重腐蝕。CO2腐蝕表現為點蝕、癬狀腐蝕和面狀腐蝕[2]，圖2是Z57-6井現場作業圖片，油管上既有點蝕坑，又有癬狀腐蝕面，表現為典型的CO2腐蝕，該井新油管下井僅126d，就發生腐蝕穿孔，也印證了CO2腐蝕的嚴重性。

圖1　J95-7井油管腐蝕

圖2　Z57-6井油管腐蝕

1.3H2S及硫酸鹽還原菌腐蝕

1.4垢下腐蝕

結垢產物CaCO3、FeCO3溶解度小，沉積在金屬表面，形成閉塞效應，腐蝕點與周圍形成濃度差電池，腐蝕點為陽極，其周圍為陰極。腐蝕所產生的Fe2+離子通過疏松的二次產物層向外擴散，遇到水中S2-、OH-等離子，又形成新的二次產物，逐步積累，導致桿管表面鼓包形成，鼓包下面的金屬形成腐蝕坑，極易腐蝕穿孔。華北油田在J45斷塊發現有較明顯的垢下腐蝕情況。

結垢是因為隨溫度、壓力的變化，地層水的離子平衡被打破，在桿管表面沉積并長大。碳酸鈣、硫酸鈣的溶解度是隨溫度的升高而降低，而油井從井底到地面是溫度、壓力下降的過程，所以油井結垢主要發生在井筒下部。

通過水性分析可以判斷某一口油井產出水的腐蝕結垢趨勢。以表1 中6口井為例，對產出水進行水性分析可以看出，J45-229井 Mg2+、Ca2+總量高，結垢趨勢明顯；Z57-6井總鐵含量高，說明腐蝕嚴重。在油井作業時選取井筒中的垢樣進行成分分析，可以更直觀地反映一段時間以來該井的腐蝕結垢情況，垢樣以鐵腐蝕產物為主，表明腐蝕是主要矛盾；垢樣以鈣鎂鹽為主，表明結垢是主要矛盾[4]，在實際生產中腐蝕和結垢幾乎都是同時存在，只是不同單井側重可能不同。從華北油田看，腐蝕和結垢比較，腐蝕是主要矛盾，腐蝕的主要介質是Cl-、CO2。

2　油井腐蝕結垢治理方法優選

目前油井腐蝕結垢治理分為物理方法和化學方法2大類，物理防腐包括使用合金材料、表面涂層等方法，合金材料成本高，表面涂層的方法有效期短，在桿、管、泵的互相摩擦過程中，防腐層容易損壞。內襯油管近幾年得到廣泛應用，通過在油管里面內襯一層聚乙烯，能隔斷腐蝕介質和鋼鐵表面的接觸，且聚乙烯表面光滑，附著力低，能有效抑制結垢和桿管偏磨，其缺點是聚乙烯層不耐高溫，影響油井洗井作業[5]。超聲波和磁防垢技術通過改變垢體晶核結構，用文石晶體取代方解石晶體，使垢體不能在井筒吸附長大，在地面設備防腐防垢中得到了廣泛應用[6]，但是在油井里因為不便維護，難以推廣。

對油井采取化學加藥防腐防垢是相對經濟有效的方式，加藥方式分為2種，一種是把藥劑固化，在作業時掛在泵筒下，在井筒中緩慢釋放[7]，這種方式操作簡單，缺點是固體藥劑承載量有限，有效期短；另一種是液體藥劑，在井口周期性加藥，針對不同的腐蝕結垢原因，化學藥劑復配成分不同。

2.1防腐作用機理

化學防腐機理有覆蓋效應、阻活效應、改變雙電層性質3種。覆蓋效應指緩蝕劑分子均勻地吸附在金屬表面上，無選擇的抑制整個腐蝕反應。阻活效應指緩蝕劑分子吸附在金屬表面上的腐蝕反應活性中心，增加了腐蝕反應活化能，減少了活性中心的數量，使腐蝕速度降低，低覆蓋度時緩蝕作用是以阻活效應為主。改變雙電層性質指緩蝕劑分子在金屬界面的吸附改變了雙電層的結構和分散層電位差，從而減緩腐蝕反應[8]。表面活性劑類緩蝕藥利用的是覆蓋效應，筆者選取的緩蝕藥劑也是依據這一原理。

2.2阻垢作用機理

阻垢劑的作用可分為鰲合、分散和晶格畸變，一方面阻垢劑以螯合和絡合的形式，把易沉淀的金屬離子變成可溶性的螯合離子和絡合離子，從而抑制陰、陽離子結合發生沉淀；另一方面是通過晶體變形作用，即在晶體形成過程中阻垢成分進入晶體結構，破壞晶體正常增長，造成晶體畸變，從而改變原有的晶體規則結構，使其不再增長，防止或減輕結垢[9]。藥劑篩選中用的阻垢劑羥基乙叉二膦酸(HEDP)利用的是螯合作用。

3　藥劑復配

選取市場上易于采購、安全經濟的藥劑，進行緩蝕阻垢劑復配，選擇的單劑均為水溶性，便于配伍。咪唑啉類緩蝕劑對Cl-、CO2腐蝕有良好效果，在 J95、Z57區塊作為緩蝕劑的主劑。聚丙烯酸(PAA)互溶性好，既有緩蝕作用，又能對碳酸鈣、氫氧化鈣進行分解，有溶垢作用,在晉45斷塊作為緩蝕劑的主劑。羥基乙叉二膦酸(HEDP)是阻垢劑主劑，能與鐵、銅、鋅等多種金屬離子形成穩定的絡合物，耐高溫(250℃)，耐酸堿性。H8區塊含有較高硫酸鹽還原菌，在緩蝕劑、阻垢劑的基礎上，再加入殺菌劑。

3.1試驗藥品與材料

咪唑啉聚氧乙烯醚，工業品，棕色液體，有效成分≥90%；聚丙烯酸，工業品，黃色液體，有效成分≥30%；羥基乙叉二膦酸，工業品，淡黃色液體，有效成分≥50%；十二烷基二甲基芐基氯化銨(1227)，工業品，淡黃色液體，有效成分≥40%；水樣取試驗井產出水，除去浮油，密封保存，24h內使用。

3.2試驗方法

按照SY/T5273-2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》、SY/T5673-1993《油田用防垢劑性能評價方法》進行試驗。配方中所用溶劑為清水。

以J95-7井藥劑復配為例，取咪唑啉聚氧乙烯醚、聚丙烯酸、羥基乙叉二膦酸，按照表2所列3因素3水平進行正交試驗，優選緩蝕率、阻垢率高的配方。

根據室內復配試驗結果，J95-7井的緩蝕阻垢劑配方取表2中的第7種。對于H8區塊含硫酸鹽還原菌的油井，在室內篩選時再加入殺菌劑十二烷基二甲基芐基氯化銨，進行4因素3水平的試驗，殺菌劑用量根據單劑試驗選取15%、20%、25%共3個濃度。

表2　J95-7井緩蝕阻垢劑正交試驗表

不同區塊，選擇不同藥劑種類及濃度，按照一井一法的原則，逐井篩選藥劑配方，完成室內試驗。

4　現場試驗及效果評價

加藥方式采用井口周期性加藥，用加藥車將藥劑注入油井油套環空。加藥濃度100～200mg/L,加藥周期設定為7～10d，每次加藥量的計算公式如下：

加藥量=0.001×加藥濃度×日產水量×加藥周期

表3　6口井加藥效果評價

通過加藥前后取樣，監測總鐵濃度的變化，掌握緩蝕效果的好壞；阻垢效果通過監測鈣鎂離子濃度的變化進行評價，鈣鎂離子用標準EDTA溶液滴定，阻垢劑對鈣鎂離子有增溶作用，加入阻垢劑后鈣鎂離子含量會增加，增加幅度的大小，反映了阻垢效果好壞，效果評價結果見表3。

通過5年的持續治理，65口試驗井的平均檢泵周期從145d延長到696d。1口井1年需藥劑1～1.5t，單井藥劑成本在3萬元以內，而減少作業費及提高開井時率產生的效益每年可達21萬元。

4　結論

1)在高含水開發階段，油井腐蝕結垢問題逐步凸顯，腐蝕結垢有多種原因，產出水物性是主因，同時要全面分析井筒溫度、壓力、井下工具材質等因素，采取綜合措施。

2)在現有技術條件下，化學加藥方式抑制腐蝕結垢具有技術成熟和成本低的優勢。取試驗井水樣進行藥劑復配，針對性強，能避免加藥的盲目性。井口加藥方式操作簡單，便于推廣。

3)在加藥治理工程中需要細化效果監測，特別是在作業現場觀察桿管泵的腐蝕結垢情況，是最直觀的反映。當換層開采、調驅等措施導致油井產出水物性發生變化時，需要重點監測。

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[4]崔延杰，偉娜，張玉珍，等.趙州橋油田腐蝕結垢治理實踐[J].長江大學學報(自科版)，2014，11(26)：113～115.

[5]王玉榮，賈博.新型耐腐蝕油管技術在油田中的應用[J].非常規油氣，2015，2(2)：52～57.

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[編輯]洪云飛

2016-04-26

中石油華北油田分公司科技攻關項目(2014-HB-C15)。

吳澤美(1973-)，男，高級工程師，現主要從事油田化學方面的研究工作；E-mail:cy5_wuzemei@petrochina.com.cn。

TE358.5

A

1673-1409(2016)22-0041-04

[引著格式]吳澤美， 孫玉民，馬偉娜,等.華北油田油井腐蝕結垢原因分析與治理方法優選[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(22)：41～44.