某油田采油及集輸系統結蠟結垢腐蝕因素分析

廉軍豹

大慶油田設計院有限公司

某油田經過數十年的勘探開發，大部分油田區塊都存在結蠟結垢腐蝕現象。油井結蠟使出油管道直徑縮小或堵死，導致產量遞減甚至停產。在有桿泵井上，還會造成抽油機井懸點載荷增加和深井泵失靈，嚴重時會使泵卡死，損壞抽油設備。集輸管道和設備表面結垢，泵處理能力降低，加熱設備效率降低，往往伴隨腐蝕，甚至穿孔，當壓力增加時，被垢物堵塞和腐蝕的管道和設備可能爆裂，處理結垢難度很大，費用較高，有時不得不更換管道。腐蝕一般發生在油管、套管、泵、抽油桿、井下工具及采出液集輸管線等處，以溝槽腐蝕和穿孔腐蝕為主，穿孔腐蝕的破壞性最大。對該油田采油及集輸系統結蠟結垢腐蝕影響因素進行分析可為有效地治理及預防結蠟結垢提供依據。

1 結蠟因素分析

1.1 結蠟調查

該油田公司A、B、C 中淺層、D、E、F 淺層、G等大部分油田區塊都存在結蠟現象，地層溫度在40～70 ℃之間，開采過程中壓力降低，有伴生氣體大量析出，油井結蠟較為嚴重。從作業取出的油管上看：結蠟點夏季距地面700 m左右，冬季更淺，平均距地面500 m左右；結蠟井段夏季一般在泵上200 m 至距地面200 m 處，長達600 m 左右，之后井段不結蠟，冬季則從泵口至地面都有結蠟現象，部分在泵下尾管就開始結蠟，蠟質硬；一些淺部開發井有出砂現象，蠟和砂泥的混合物共同沉積在管柱、泵筒和尾管內，增加清蠟難度。

1.2 原油物性

通過SY/T 0541—2009、SY/T 7550—2004、SY/T 5119—2008、GB/T 1884—2000、SY/T 0522—2008 對該油田公司采油一廠、采油二廠、某聯合站原油凝固點、蠟、膠質、瀝青質含量、視密度、析蠟點等進行測定（表1）。該油田原油含蠟量高，在17.09%～22.96%之間，析蠟點高，在52.92～60.66 ℃之間。

表1 原油物性測定Tab.1 Determination of physical properties of crude oil

1.3 因素分析

（1）溫度。該油田采出液流經井筒或輸油管線時，至少有3 種因素使原油溫度降低[1]：①環境溫度中地層溫度從40～70 ℃逐漸降低至地面溫度；②大量伴生氣（溶解氣和輕質組分）從原油中逸出吸收剩余原油熱量；③壓力突然下降引起的氣體膨脹和焦耳—湯普森冷卻效應，隨著溫度的降低，石蠟在原油的溶解度急劇降低，當溫度降低到析蠟點時，有石蠟晶體開始從原油中析出沉積[2-3]，隨著溫度進一步降低，石蠟從原油中大量析出，并相互疊合形成網狀結構。該油田冬季結蠟點淺、結蠟范圍廣、結蠟井段長、結蠟質硬環境溫度因素影響起到很重要的作用。

（2）壓力。該油田采出液從地層上升至地面時，壓力降低到低于溶解氣和輕質組分飽和蒸汽壓時，大量溶解氣和輕質組分（伴生氣）逸出或揮發，使得采出液中輕質溶劑迅速減少，初期蠟含量大于其飽和濃度，蠟趨于沉積，中后期原油含蠟量降低，同時原油的分子量變大，根據相似相溶原理，蠟趨于溶解[4-5]。該油田夏季結蠟井段一般僅在泵上200 m 至距地面200 m 處，長達600 m 左右，之后井段不結蠟，很大可能是受上述過程影響的結果。

（3）溶解氣。該油田原油開采過程中有大量伴生氣析出，伴生氣中主要成分為輕質烷烴及溶解氣，屬于低溶解性氣體，可降低蠟沉積溫度，可有效抑制膠質瀝青、蠟的沉積。隨著伴生氣大量析出，蠟的濃度增大，蠟沉積溫度上升，促進蠟的沉積。

（4）機械雜質。該油田一些淺部開發井有出砂現象，砂粒成為蠟析出的結晶核心，促進了石蠟的結晶析出，進而加劇結蠟。這些淺部開發井往往出現開發井蠟和砂泥的混合物共同沉積在管柱、泵筒和尾管內的現象，增加清蠟難度。

2 結垢因素分析

2.1 結垢調查

該油田公司B、C油田E31油藏、D、E等油田區塊的井下及集輸系統存在不同程度的結垢，以E油田區塊作為研究對象進行結垢因素分析研究。E油田區塊早些年由于采用單井罐儲油，油罐車拉油到聯合站交油，減少了中間環節，沒有發生結垢現象，后來進行了地面建設，建成了實驗站，集輸管網趨于完善，集輸系統出現結垢。結垢的主要部位為實驗站泵出口100 m 處，嚴重時管線完全堵死，平穩后不結垢，長輸管線不結垢。加熱爐出口、流量計出口、流速較小或溫度、壓力變化劇烈的部位易于結垢。含水高的油井采出液混合后容易結垢。所結垢質堅硬致密，滴鹽酸不起泡，難以用常規化學清洗方法恢復生產，只能采用換管線、高溫灼燒、機械震擊等物理方法處理，增加了解堵難度和費用。

2.2 水質分析

按照SY/T 5523—2000、SY/T 5329—1994 中的方法對E油田區塊各井站采出水進行分析，結果見表2所示。不同來源的地層水等比例混合后的結垢可能性分析見表3。

表2 E油田區塊水質分析數據Tab.2 Water quality analysis data of E Oilfield Block

表3 不同來源的采出水等比例混合后的結垢可能性分析結果Tab.3 Analysis results of scaling possibility of produced water from different sources after equal proportion mixing

2.3 結垢趨勢預測

采用OLISystems IncScaleChem（3.1）結垢分析系統軟件對各井站采出水的結垢趨勢及最大結垢量隨溫度的變化進行了預測，結果如圖1、圖2所示。

圖1 CaCO3結垢趨勢預測（左）與BaSO4結垢趨勢預測（右）Fig.1 Prediction of scaling trend of CaCO3（left）and BaSO4（right）

圖2 CaCO3最大結垢量預測（左）與BaSO4最大結垢量預測（右）Fig.2 Prediction of maximum scaling amount of CaCO3（left）and BaSO4（right）

2.4 因素分析

（1）水質。不同來源的采出水水質差異大，成垢陰陽離子含量高，3-4 井采出水SO42-含量高達1 564 mg/L，4-25井采出水Ba2+含量高達932 mg/L。由表3可以看出，除3-7井與3-33井采出水等比例混合后不可能產生CaSO4和BaSO4垢外，不同來源的采出水等比例混合后都可能產生CaCO3、CaSO4和BaSO4垢，相互配伍性差。

（2）溫度。由圖1、2可以看出：CaCO3垢結垢趨勢及最大結垢量均隨溫度升高而升高，升高量與成垢陰陽離子含量成正相關關系；BaSO4垢結垢趨勢隨溫度升高而降低，最大結垢量隨溫度升高變化不明顯，結垢趨勢降低量及最大結垢量與成垢陰陽離子含量成正相關關系。

（3）垢型。雖然除3-7與3-33井采出水等比例混合后不可能產生CaSO4和BaSO4垢外，不同來源的采出水等比例混合后都可能產生CaCO3、CaSO4和BaSO4垢，但CaSO4溶度積6.1×10-5遠遠大于BaSO4溶度積1.1×10-10及CaCO3溶度積4.8×10-10，即使生成了CaSO4，也會因為后來的Ba2+及HCO3-電離的CO32-轉化成BaSO4及CaCO3垢。從結垢趨勢預測及最大結垢量預測以及弱酸性水質可以得出BaSO4垢的結垢可能性遠遠大于CaCO3垢。因此該油田采油及集輸系統結垢類型為BaSO4垢。

3 腐蝕因素分析

3.1 腐蝕調查

該油田的主要生產區塊A、B、C、D、E 等井筒及集輸系統都存在較為嚴重的腐蝕現象。為研究該油田腐蝕原因，本文以E油田區塊為主要的研究對象。

3.2 因素分析

（1）pH值。用HCl和NaOH溶液調節E油田區塊3-7油井采出水pH 值，按照SY/T 5273—2000的方法在50 ℃條件下，測定不同油井采出水pH值對A3 鋼腐蝕速度，試驗結果見表4。由表4 可以看出，采出水對碳鋼的腐蝕性是隨pH 值的升高而降低的。該油田采出水的pH 值分布在6.0～6.5 之間，水質偏酸性，具有一定的腐蝕性，是造成系統管線、設備腐蝕的因素之一。

表4 pH值對E油田區塊3-7油井采出水腐蝕速率的影響Tab.4 Effect of pH value on corrosion rate of produced water from 3-7 Oil Well of E Oilfield Block

（2）水中Cl-。油田水中的無機離子尤其Cl-對腐蝕速率的影響較顯著，通過非均勻地吸附在金屬局部某些點上，使該部位的金屬表面活化，再通過強穿透力穿透保護膜層，加劇腐蝕[6]。腐蝕速率隨Cl-濃度的增加呈先升后降的形式，隨Cl-濃度的增加，介質電導性增加，腐蝕速率隨之增加，當Cl-濃度增加到5 000 mg/L以上時，溶解氧含量受Cl-濃度抑制而減少，腐蝕速度隨之下降[7]。從E 油田區塊水質數據表中得知，采出水總礦化度分布在10 000～200 000 mg/L 之 間，Cl-的含量分布在9 000～110 000 mg/L 之間，遠大于5 000 mg/L，使體系中的氧含量降低，使所有采出水氧含量為0，對采出水的腐蝕性有一定抑制作用。

（3）水中游離CO2及H2S。從E 油田區塊水質數據表中得知，CO2質量濃度分布在19.8～53.2 mg/L之間，采出水中H2S質量濃度分布在1.0～10.0 mg/L之間。CO2在水中易與水生成CO2、H2CO3、HCO3-、H+弱酸緩沖的平衡體系，促使氫去極化，活化并破壞鋼表面保護膜，同時為腐蝕提供源源不斷的H+，使腐蝕加劇。FeS的沉淀以及H2的逸出，都會促進反應繼續右移加劇腐蝕。S2-腐蝕鐵后形成的氫還會導致鋼件結構的氫脆現象，使鋼件易斷裂[8]。

（4）垢下腐蝕。腐蝕性結垢產物[9]（如FeS、Fe(OH)2、Fe(OH)3、Fe2O3等）一旦在金屬上生成，由于其結構疏松，腐蝕點處與周圍易形成濃差電池，形成腐蝕點為陽極，其周圍為陰極大陰極小陽極結構，使腐蝕進一步向深處進行，最終形成坑蝕，致使局部腐蝕穿孔。

（5）水中SRB。從E油田區塊水質數據表中得知，SRB 含量在1.1×103～2.5×103m/L 之間，SRB在無氧的環境中，起到了陰極去極化作用[10]，從而加速了鋼材腐蝕過程。

4 結論

影響該油田采油及集輸系統結蠟、結垢及腐蝕的因素錯綜復雜。該油田高含蠟量、高析蠟點的原油物性、較低溫度的底層條件、采出液從底層上升到地面層過程中環境溫度的降低、大量伴生氣的析出吸熱、淺部井存在的砂等機械雜質是促進結蠟的因素；該油田油氣混合物壓力降低導致的大量伴生氣析出使原油組分及溶解蠟的性能有了一個變化過程，前期初溶解蠟的輕組分迅速減少趨于結蠟，后期由于組分相似相容原理蠟趨于溶解；該油田結垢類型為BaSO4垢，采出水溫度降低，BaSO4垢結垢趨勢增大，結垢趨勢增大量及最大結垢量與成垢陰陽離子含量成正相關關系；不同來源的采出水水質差異大，成垢陰陽離子含量高，相互配伍性差，加劇結垢。采出液較低的pH 值、一定含量的游離CO2、H2S、SRB及垢下腐蝕是促進腐蝕的因素。Cl-是腐蝕性因子，但超高含量的Cl-抑制了氧的含量，抑制腐蝕。