G702-HZ固体缓蚀阻垢棒在油井中的应用

苏春娥，马建文，李银平，陈 伟，李 璇

（1. 长庆油田公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100； 2. 长庆油田公司第二采油技术服务处，甘肃 庆阳 745100）

G702-HZ固体缓蚀阻垢棒在油井中的应用

苏春娥1，马建文2，李银平1，陈 伟1，李 璇1

（1. 长庆油田公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100； 2. 长庆油田公司第二采油技术服务处，甘肃 庆阳 745100）

在油田开发过程中，特别是油田进入中后开发期油井井筒腐蚀结垢日益严重，管杆腐蚀断裂、漏失，结垢使抽油泵、，严重影响了油井产能的正常发挥。在油井油套环加入缓蚀剂和阻垢剂作为一种抑制或减缓腐蚀结垢的有效手段，目前得到了广泛应用。但液体药剂普遍存在损耗量大、保护周期短、保护范围小、加药工艺复杂等缺点。探索试验了一种井下用固体缓蚀阻垢棒，检泵时直接投加到尾管下连接的花管内，使其成分随采出液缓慢、匀速释放，不伤害地层，有效期长，对减轻油井井筒腐蚀结垢有明显效果。

缓蚀； 阻垢； 缓慢释放； 油井

随着油田开发进入中后期，油井结垢腐蚀日益严重，主要治理措施为油套环空加缓蚀剂、阻垢剂，随着油流的稀释冲刷，药剂消耗大，作用时间短，抑制效果受到影响，且对于偏远井来说，运输难度大，加药周期执行不易。因此，研究一种可在井筒内缓慢释放的药品，同时起到缓蚀和阻垢两种作用，显得非常必要[1]。

1 结垢腐蚀原因及危害

1.1 结垢腐蚀原因

随着油田进入开发中后期，含水升高，采出水有效回注，个别区块清、污混注，多层系开采，配伍性差，存在造成结垢、腐蚀现象的日益严重；原油从地层到地面的开采过程中，随着温度、压力的下降，破坏了水中离子原有的平衡，造成油管杆结垢、腐蚀[2]；目前陇东老油田共有结垢井 971口，其中结垢严重井276口，占结垢总井数28.4%。垢型以CaCO3垢为主，结垢部位主要集中在尾管、花管和泵上500 m油管、杆上；腐蚀井657口，其中腐蚀严重井223口，占腐蚀井总数的33.9%。腐蚀形态以坑点状腐蚀及垢下腐蚀为主，腐蚀部位集中在下部油管、尾管及泵上50根油杆处。

1.2 结垢腐蚀危害

（1）腐蚀结垢造成作业成本大。据统计 2011年发生小修作业3 727井次，其中因井筒腐蚀结垢问题上修的井有1 628井次，占到了总作业量的43.7%。主要是马岭、华池、城壕等油田处于中高含水开发阶段，腐蚀结垢现象严重；马岭、城华腐蚀结垢井716口，占开井数的74.5%，治理工作量大。

（2）、每年因结垢腐蚀造成的井筒大修作业呈上升趋势，2010年1-10月份因结垢腐蚀大修处理井筒41口，发生费用758.9万元，每年因结垢腐蚀发生大修处理井筒费用占措施井总费用的10%左右。

（3）结垢腐蚀造成油井产能损失较大。油井结垢后造成近井地带地层堵塞严重，产量下降幅度较大，递减幅度在15%～20%，每年因结垢导致地层堵塞井在100口左右，年损失产能(1.5～2)×104t；腐蚀造成的套损井每年在20口左右，虽然治理措施挽回了部分产能，但从近年来新增套破井生产情况来看，当年新增套破井和上年套破井产量递减幅度在35%～40%左右，每年造成的产量损失平均(3～4)× 104t，这无疑增加了老油田稳产的难度。

2 目前治理措施及存在问题

2.1 油套环空加药技术

主要是从油套环空加入阻垢剂或缓蚀剂，利用药剂的化学作用缓解井筒结垢、腐蚀现象。目前应用中主要存在的问题：

投加的液体药剂在未充分发挥作用时，就被抽汲油流带出，药剂的作用时间短，有效保护周期短；

液体药剂由于受稀释及管壁粘附影响，造成部分药剂损失，加药量大，成本高；

缓蚀剂、阻垢剂投加人工工作量大，且不同厂家的药剂配伍性不好，反应产物会对地层形成污染伤害，对抽油泵性能发挥产生影响；

对一些偏远井，每日加药不能实现；

井下有封隔器的井，不能实施；

受岗位员工责任心和技术素质的影响，导致药品不能按时按量投加，影响治理效果。

2.2 油管保护器

该技术是在油井腐蚀部位的油管上接锌阳极短节，利用电化学中牺牲阳极保护阴极的原理；正常工作时，充当原电池阳极的油管锌阳极短节首先被腐蚀损坏，达到减缓井筒管杆腐蚀的目的。

经过多年的现场使用表明，有一定防腐效果，但自身的使用周期较短，平均仅为2个月，且保护范围较小，前后50 m。

3 固体缓蚀阻垢棒的研发思路

3.1 成份及制备方法

由2－瞵酸丁烷－1,2,4－三羧酸、聚乙二醇、六偏磷酸钠、司班－60、硬脂酸按一定比例混合，用压力机压制成棒型。合成原理是在缓蚀阻垢剂中加入高分子聚合物，通过大分子聚合物的包裹作用，控制缓蚀阻垢棒有效组份的释放速度，同时加入一定量的催化剂成分，使其形成网状架构，抑制结垢粒子聚集成垢。

传统制备方法有5种：高温熔融法、吸附浸渍法、胶囊包覆法、胶结粘合法和混合压制法。现用固体缓蚀阻垢棒通过混合压制法制成的[3-5]。

3.2 性能适用性

3.2.1 缓蚀性能评价

分别在20, 60, 80 ℃ 3个温度进行固体缓蚀阻垢剂的缓蚀率评价（表1）。由试验数据可以看出，随着温度的升高，缓蚀率逐渐下降，但在 80 ℃时缓蚀率仍高达91.0%，说明缓蚀阻垢剂缓蚀性能好。

表1 不同温度下缓蚀速率Table 1 Corrosion inhibition rate at different temperatures

3.2.2 阻垢性能评价

由图1可看出，在20, 60, 80 ℃下浓度和阻垢率的关系，随着浓度的增加，阻垢率增加，达到50 mg/L时阻垢率不再上升或上升很慢；随温度升高阻垢率变低，但在20, 60 ℃下阻垢率均能达到75%以上。

图1 浓度与阻垢率关系曲线Fig.1 Concentration and inhibition rate curve

3.2.3 耐温性能好

通过试验表明固体缓蚀阻垢棒在温度为 20～70℃时，基本性能不发生变化。

3.2.4 有效周期长

由于固体缓蚀阻垢棒缓慢均匀释放，能够保持有效作用浓度，经试验测定缓蚀率大于90%，阻垢率大于75%。药剂持续作用时间180 d以上。

3.2.5 清洁无污染

固体缓蚀阻垢棒在井筒内缓慢溶解，不会发生成块脱落，堵塞储层和抽油泵等现象。在达到使用周期后，可完全溶解无残留，所用辅料无毒、无味，稳定性好，不会对采油过程产生任何不利影响。

3.3 工艺实施

根据生产井的采出液流量、井底温度、动液面高度、设计有效期等因素计算出所需的重量或数量，在修井或检泵过程中下入，主要有两种方式：直接投放于人工井底或下入抽油泵下花管中。固体缓蚀阻垢棒缓慢释放后到花管，进入泵口，对抽油泵、油管、油杆都有很好的保护作用，尤其是是对结垢、腐蚀严重的油井、偏远井更加适合，不受井下封隔器的影响，适用性更普遍（图2）。

图2 井下管柱示意图Fig.2 Downhole string schematic

3.4 用量计算

固体缓蚀阻垢棒的有效成分释放大致可以分为两个阶段：速释阶段和缓释阶段。释放速率的影响因素有水的矿化度、温度、流动状态以及固体缓蚀阻垢棒的表面积均有关。

由于该缓蚀阻垢棒是水溶性的，因此根据油井的日产水量计算投加量。施工用量根据现场经验公式：

式中： m —所需缓蚀阻垢棒质量,g；

ρ—缓蚀阻垢棒密度,g/cm3(1.274);

β—缓蚀阻垢剂投加浓度×10-6；

Q —日产液量,m3/d；

fw—含水,%；

t—使用周期/d。

由缓蚀棒质量和每根缓蚀棒的质量可计算出所用缓释棒的根数。

4 现场应用情况

从2011年4月起，通过现场调研和技术交流，逐步在长庆油田采油二厂试验应用 G702-HZ固体缓蚀阻垢棒，目前应用 26口井。平均检泵周期由131 d延长止目前的175 d，单井平均延长44 d，部分井效果还在延续，相当于26口井每年少作业18井次（365×26/131-365×26/175=18）。

计算投入产出比：每箱G702-HZ固体缓蚀阻垢棒4 250元,作业1次2万元

投入产出比：4 250×27︰18×20 000=1︰3.1

5 结论与认识

（1）固体缓蚀阻垢棒具有工艺简单、有效期长，浪费少的特点，适合进一步推广使用。

（2）药块的初溶温度要与井底温度相适应，一旦药块的溶解温度高于井底温度，就会失去防垢作用。

（3）不同区块药品溶解温度控制难度大，区块适应性差，不能满足现场加药需求。

（4）加药方式只有结合小修作业才能实施。

（5）对部分大液量井，花管中的缓蚀阻垢棒冲刷快，溶解快，导致使用周期短。

（6）对于出砂井，下入井底的缓蚀阻垢棒有可能被埋，缓蚀阻垢作用受到影响。

［1］周云.一种耐高温固体缓蚀阻垢剂的研制[D].武汉：华中科技大学硕士论文,2004.

［2］李鹤林，路民旭. 腐蚀科学与防腐蚀工程技术新进展[M].北京：化学工业出版社，1996: 16.

［3］郭亮,李养池,等.新型高效固体缓蚀阻垢棒研制[J]. 腐蚀与防护，20 11，32（6）：470-472.

［4］赵修太,杜春安,邱广敏,等.长效固体缓蚀剂的研制及应用[J].石油化工腐蚀与防护,2005,22(4):23-26.

［5］尹敬军.多效固体缓蚀阻垢棒的研发[J]. 石油与天然气化工,2007:49 0-494.

Application of Solid Corrosion and Scale Inhibition Rods in Oil Wells

SU Chun-e1，MA Jian-wen2，LI Yin-ping1，CHEN Wei1，LI Xuan1
（1. Changqing Oilfield Company No.2 Oil Production Plant, Gansu Qingyang 745100，China; 2. Changqing Oilfield Company No.2 Oil Technical Services Department,Gansu Qingyang 745100，China）

In the oil field development process, especially development mid and late stage , the wellbore corrosion of oil wells is increasingly serious, rod and tubing often form corrosion cracking and leakage, which can seriously affect normal functioning of well productivity. Adding corrosion inhibitor and scale inhibitor in the oil ring of oil wells as an effective means to restrain the corrosion and scaling has been widely applied. However, there are many shortcomings in above process, such as big consumption of the liquid reagent, short protection cycle, small protection scope, complex dosing process. In this paper, a downhole solid corrosion and scale inhibition rod was tested and explored. During pump inspection, the solid corrosion and scale inhibition rod was directly fixed in preforated tube connected to the tail pipe, so that corrosion and scale inhibitor released slowly and uniformly, which can not harm the strata, and can reduce oil corrosion and scaling of the well borehole.

Corrosion inhibition；Scale inhibition；Slow-release；Well

TE 982

A

1671-0460（2012）06-0588-03

2012-04-26

苏春娥（1974-），女，陕西富平人，工程师，硕士，2010年中国石油大学（北京）油气井工程专业，从事采油工艺的研究与应用。E-mail：121356111@qq.com。