酸壓井抽油桿腐蝕分析及對策研究

王莎 孫佳妮 杜明慧

摘要：塔河油田位于新疆塔里木盆地北部，是典型的超深、超稠、高溫、高鹽、高硫化氫油田。采油某廠管轄塔河油田5個區塊，流體介質呈“五高一低”特征，腐蝕性強。且隨著隨著開發進程的逐步深入，單元注水井、注水替油、注氣替油、酸鹽等對井下管柱、附件腐蝕日益突出，通過對TP某單井抽油桿失效分析，找出失效原因，并提出治理對策。

關鍵詞：塔河油田;酸壓井;腐蝕因素;防治對策

1、采油某廠井下腐蝕整體情況

2010年以來共發現井下腐蝕102井次（表1.1），其中重點為抽油桿腐蝕斷裂27井次，注氣井腐蝕結垢影響掛抽35井次，井下腐蝕情況嚴峻。通過對歷年井下腐蝕趨勢得出以下認識：

（1）隨著開發的進一步深入，注氣、注水井腐蝕情況日益突出;

（2）抽油桿腐蝕斷脫整體呈遞減趨勢，主要原因為采取注水補充能量降載荷、減少重復利用抽油桿、改良抽油機和推廣無極變頻等手段。

2、TP某井歷年生產情況

TP某井是位于阿克庫勒凸起西南斜坡部位的一口開發水平井。2011年10月4日完鉆，完鉆井深：斜7059/垂6594.62m;完鉆層位：O2yj。

原油全分析及氣樣全分析見表1-表2.

3、TP某井腐蝕情況

2013年11月22日，修井過程中7/8″抽油桿從第71根（井深范圍600-1300m）開始接箍腐蝕嚴重，表面布滿腐蝕坑，有黃豆粒大小;3/4″抽油桿本體腐蝕嚴重，大部分接箍斷脫，接箍本體幾乎腐蝕完全（井深范圍1600-2600m）。同時，在起油管、抽油桿的過程中有大量土黃色、粘稠液體噴出，氣味刺鼻。TP237H井抽油桿腐蝕狀況，見圖1。

本次取樣位置為井深1300m處的抽油桿（包含接箍），材質35CrMo鋼，抽油桿投用時間2012年2月4日，服役21個月。

4 TP某井腐蝕抽油桿腐蝕宏觀、低倍分析

送檢抽油桿及接箍受到了井下介質的嚴重腐蝕。抽油桿直徑嚴重減小，由Φ20mm減至Φ15～16mm;抽油桿及接箍表面已被腐蝕的凸凹不平、面目全非，見圖2。抽油桿及接箍被腐蝕到這樣如此嚴重的程度，只有在強腐蝕介質中才能出現[1]。

5、TP某井腐蝕抽油桿金相分析

在抽油桿及接箍上切取橫向金相樣品，經預磨、拋光和腐刻后，在顯微鏡下觀察[2]。

抽油桿的外表面形成了大量的腐蝕坑，外圓部分已經看不到整個圓弧狀的邊緣形貌;其金相組織為回火索氏體。

抽油桿的硬度HV0.1為272.2～299.1（HRC27.5～31.5）。

6、TP某井腐蝕抽油桿電鏡掃描

在送檢的抽油桿上取20mm長的一段并縱向剖開，選擇有代表性的區域，進行掃描電鏡形貌觀察和元素成分能譜分析。

掃描電鏡能譜分析表明：抽油桿表面主要由Fe、O、Na、Cl等元素組成，而且局部區域Na、Cl元素的含量很高。說明抽油桿表面有鹽的富集。

7 分析與討論

TP某井在2013年9月經注氣、酸化后就發生了抽油桿的嚴重腐蝕并斷脫。從抽油桿現場腐蝕狀況及對抽油桿送檢樣品的各項理化檢驗分析來看，該井的酸化反排液（乏酸）對抽油桿產生了嚴重的腐蝕破壞。

TP某井注入的膠凝酸是以鹽酸為主的酸液體系。典型配方為：20%HCl+2.0%HS-6高溫緩蝕劑+2.5%JN-2膠凝劑+1.0%LH-5鐵離子穩定劑+1.0%FB-1助排劑+1.0%PR-7破乳劑+0.5%JM-4粘土穩定劑。

TP某井抽油桿及接箍為低合金鋼和碳鋼，在酸性溶液中會發生嚴重的腐蝕破壞。其表面殘存的大量Cl、Na等正是對該井進行酸化時注入的酸化液和鹽水與其發生化學（電化學）反應后，所殘留的物質。

8? 結論

1、TP某井抽油桿的金相組織為回火索氏體，硬度HV0.1為272.2～299.1;接箍的金相組織為鐵素體+珠光體，硬度HV0.1為206.0～228.3。

2、TP某井抽油桿及接箍受到了井下酸化后pH值很低的乏酸的嚴重腐蝕。

9? 針對酸化返排液（乏酸）腐蝕問題的防治措施

1、酸化用劑配方、緩蝕性能嚴格把關。

2、施工設計要準確、精細。

3、作業施工嚴格按要求執行。

4、酸液返排時，現場施工人員可用pH試紙測試，如pH值小于6時，可從油套環空加入酸化緩蝕劑，最大限度地保護泵體和油管。

5、酸化后乏酸液應盡快排出，這樣不但能縮短抽油泵、油管與乏酸的接觸時間，減輕腐蝕，而且還能有效防止二次沉淀的產生。

參考文獻：

[1]張清玉.油氣田工程實用防腐技術[M].北京：中國石化出版社，2009.

[2]中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局.GBT18590-2001：金屬和合金的腐蝕點評價方法[S].北京：中國人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局，2001：3-11.