华北油田油井腐蚀结垢原因分析与治理方法优选

吴泽美， 孙玉民，马伟娜

(中石油华北油田分公司第五采油厂，河北 辛集 052360)

卜广平

(中石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西 定边 718600)

刘倩

(中石油华北油田分公司第三采油厂，河北 河间 062450)

李明

(中石油煤层气有限责任公司韩城分公司，陕西 韩城 715400)



华北油田油井腐蚀结垢原因分析与治理方法优选

吴泽美， 孙玉民，马伟娜

(中石油华北油田分公司第五采油厂，河北 辛集 052360)

卜广平

(中石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西 定边 718600)

刘倩

(中石油华北油田分公司第三采油厂，河北 河间 062450)

李明

(中石油煤层气有限责任公司韩城分公司，陕西 韩城 715400)

油田进入高含水开发期，抽油杆、油管腐蚀结垢问题日益严重，影响油田的正常生产。分析了腐蚀结垢的原因,对油井腐蚀结垢治理方法进行了优选。采出水矿化度高是腐蚀结垢的共性原因，主要腐蚀因素包括Cl-、CO2、H2S、SRB(硫酸盐还原菌)等，主要结垢因素是钙镁盐及铁腐蚀产物的沉淀。化学加药抑制腐蚀结垢是相对经济有效的治理方式，咪唑啉类表面活性剂对抑制Cl-、CO2、H2S腐蚀有良好效果，有机膦酸通过鳌合成垢金属离子，起到阻垢作用。通过室内试验筛选配方，缓蚀率≥75%，阻垢率≥85%。现场采用井口加药的方式，在65口油井进行了5年的连续试验，有效遏制了腐蚀结垢，油井检泵周期延长2～3倍，取得良好经济效益。

油井；腐蚀结垢；缓蚀率；阻垢率；检泵周期

在油田开发中后期，随含水升高，油井腐蚀结垢问题日益突出。华北油田J45、J95 、Z57、H8等区块，部分油井产出水在50℃时腐蚀率在0.125～0.320mm/a，杆管断脱、穿孔频繁，平均检泵周期不到150d。腐蚀结垢导致的修井作业不仅增加了生产成本，也影响了油井的开井时率。为此，笔者对华北油田油井腐蚀结垢的成因及治理方法进行了研究。

1　腐蚀结垢原因分析

腐蚀结垢区块综合含水都在70%以上，产出水矿化度高，表1中列出的6口严重腐蚀结垢油井的采出水矿化度在10000～45000mg/L，导电性强，这是腐蚀结垢的共性原因，油井的腐蚀介质包括Cl-、CO2、H2S及硫酸盐还原菌(SRB)等，结垢因素主要是钙镁盐和铁腐蚀产物的沉积，其他一些物理条件如井筒温度、压力、杆管表面光滑程度也是影响因素，油井腐蚀结垢往往是多种因素共同作用的结果，需要综合分析。

表1　油井采出水分析结果

1.1Cl-腐蚀

华北油田J95断块Cl-含量高，平均值在20000mg/L以上，Cl-腐蚀表现明显。Cl-的离子半径小，有较强的穿透能力，易吸附在金属表面破坏保护膜，逐步形成点蚀坑，点蚀坑呈酸性小环境，腐蚀进一步加剧，造成油管穿孔，抽油杆断脱[1]。在作业过程中发现断块内油井杆管表面呈现密集的点蚀坑，图1是J95-7井因Cl-点蚀造成油管穿孔的现场图片。

1.2CO2腐蚀

Z57、J45断块CO2含量高，表1中Z57-6井CO2含量达到53.53mg/L。CO2溶于水中形成酸，会对钢铁造成严重腐蚀。CO2腐蚀表现为点蚀、癣状腐蚀和面状腐蚀[2]，图2是Z57-6井现场作业图片，油管上既有点蚀坑，又有癣状腐蚀面，表现为典型的CO2腐蚀，该井新油管下井仅126d，就发生腐蚀穿孔，也印证了CO2腐蚀的严重性。

图1　J95-7井油管腐蚀

图2　Z57-6井油管腐蚀

1.3H2S及硫酸盐还原菌腐蚀

1.4垢下腐蚀

结垢产物CaCO3、FeCO3溶解度小，沉积在金属表面，形成闭塞效应，腐蚀点与周围形成浓度差电池，腐蚀点为阳极，其周围为阴极。腐蚀所产生的Fe2+离子通过疏松的二次产物层向外扩散，遇到水中S2-、OH-等离子，又形成新的二次产物，逐步积累，导致杆管表面鼓包形成，鼓包下面的金属形成腐蚀坑，极易腐蚀穿孔。华北油田在J45断块发现有较明显的垢下腐蚀情况。

结垢是因为随温度、压力的变化，地层水的离子平衡被打破，在杆管表面沉积并长大。碳酸钙、硫酸钙的溶解度是随温度的升高而降低，而油井从井底到地面是温度、压力下降的过程，所以油井结垢主要发生在井筒下部。

通过水性分析可以判断某一口油井产出水的腐蚀结垢趋势。以表1 中6口井为例，对产出水进行水性分析可以看出，J45-229井 Mg2+、Ca2+总量高，结垢趋势明显；Z57-6井总铁含量高，说明腐蚀严重。在油井作业时选取井筒中的垢样进行成分分析，可以更直观地反映一段时间以来该井的腐蚀结垢情况，垢样以铁腐蚀产物为主，表明腐蚀是主要矛盾；垢样以钙镁盐为主，表明结垢是主要矛盾[4]，在实际生产中腐蚀和结垢几乎都是同时存在，只是不同单井侧重可能不同。从华北油田看，腐蚀和结垢比较，腐蚀是主要矛盾，腐蚀的主要介质是Cl-、CO2。

2　油井腐蚀结垢治理方法优选

目前油井腐蚀结垢治理分为物理方法和化学方法2大类，物理防腐包括使用合金材料、表面涂层等方法，合金材料成本高，表面涂层的方法有效期短，在杆、管、泵的互相摩擦过程中，防腐层容易损坏。内衬油管近几年得到广泛应用，通过在油管里面内衬一层聚乙烯，能隔断腐蚀介质和钢铁表面的接触，且聚乙烯表面光滑，附着力低，能有效抑制结垢和杆管偏磨，其缺点是聚乙烯层不耐高温，影响油井洗井作业[5]。超声波和磁防垢技术通过改变垢体晶核结构，用文石晶体取代方解石晶体，使垢体不能在井筒吸附长大，在地面设备防腐防垢中得到了广泛应用[6]，但是在油井里因为不便维护，难以推广。

对油井采取化学加药防腐防垢是相对经济有效的方式，加药方式分为2种，一种是把药剂固化，在作业时挂在泵筒下，在井筒中缓慢释放[7]，这种方式操作简单，缺点是固体药剂承载量有限，有效期短；另一种是液体药剂，在井口周期性加药，针对不同的腐蚀结垢原因，化学药剂复配成分不同。

2.1防腐作用机理

化学防腐机理有覆盖效应、阻活效应、改变双电层性质3种。覆盖效应指缓蚀剂分子均匀地吸附在金属表面上，无选择的抑制整个腐蚀反应。阻活效应指缓蚀剂分子吸附在金属表面上的腐蚀反应活性中心，增加了腐蚀反应活化能，减少了活性中心的数量，使腐蚀速度降低，低覆盖度时缓蚀作用是以阻活效应为主。改变双电层性质指缓蚀剂分子在金属界面的吸附改变了双电层的结构和分散层电位差，从而减缓腐蚀反应[8]。表面活性剂类缓蚀药利用的是覆盖效应，笔者选取的缓蚀药剂也是依据这一原理。

2.2阻垢作用机理

阻垢剂的作用可分为鳌合、分散和晶格畸变，一方面阻垢剂以螯合和络合的形式，把易沉淀的金属离子变成可溶性的螯合离子和络合离子，从而抑制阴、阳离子结合发生沉淀；另一方面是通过晶体变形作用，即在晶体形成过程中阻垢成分进入晶体结构，破坏晶体正常增长，造成晶体畸变，从而改变原有的晶体规则结构，使其不再增长，防止或减轻结垢[9]。药剂筛选中用的阻垢剂羟基乙叉二膦酸(HEDP)利用的是螯合作用。

3　药剂复配

选取市场上易于采购、安全经济的药剂，进行缓蚀阻垢剂复配，选择的单剂均为水溶性，便于配伍。咪唑啉类缓蚀剂对Cl-、CO2腐蚀有良好效果，在 J95、Z57区块作为缓蚀剂的主剂。聚丙烯酸(PAA)互溶性好，既有缓蚀作用，又能对碳酸钙、氢氧化钙进行分解，有溶垢作用,在晋45断块作为缓蚀剂的主剂。羟基乙叉二膦酸(HEDP)是阻垢剂主剂，能与铁、铜、锌等多种金属离子形成稳定的络合物，耐高温(250℃)，耐酸碱性。H8区块含有较高硫酸盐还原菌，在缓蚀剂、阻垢剂的基础上，再加入杀菌剂。

3.1试验药品与材料

咪唑啉聚氧乙烯醚，工业品，棕色液体，有效成分≥90%；聚丙烯酸，工业品，黄色液体，有效成分≥30%；羟基乙叉二膦酸，工业品，淡黄色液体，有效成分≥50%；十二烷基二甲基苄基氯化铵(1227)，工业品，淡黄色液体，有效成分≥40%；水样取试验井产出水，除去浮油，密封保存，24h内使用。

3.2试验方法

按照SY/T5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》、SY/T5673-1993《油田用防垢剂性能评价方法》进行试验。配方中所用溶剂为清水。

以J95-7井药剂复配为例，取咪唑啉聚氧乙烯醚、聚丙烯酸、羟基乙叉二膦酸，按照表2所列3因素3水平进行正交试验，优选缓蚀率、阻垢率高的配方。

根据室内复配试验结果，J95-7井的缓蚀阻垢剂配方取表2中的第7种。对于H8区块含硫酸盐还原菌的油井，在室内筛选时再加入杀菌剂十二烷基二甲基苄基氯化铵，进行4因素3水平的试验，杀菌剂用量根据单剂试验选取15%、20%、25%共3个浓度。

表2　J95-7井缓蚀阻垢剂正交试验表

不同区块，选择不同药剂种类及浓度，按照一井一法的原则，逐井筛选药剂配方，完成室内试验。

4　现场试验及效果评价

加药方式采用井口周期性加药，用加药车将药剂注入油井油套环空。加药浓度100～200mg/L,加药周期设定为7～10d，每次加药量的计算公式如下：

加药量=0.001×加药浓度×日产水量×加药周期

表3　6口井加药效果评价

通过加药前后取样，监测总铁浓度的变化，掌握缓蚀效果的好坏；阻垢效果通过监测钙镁离子浓度的变化进行评价，钙镁离子用标准EDTA溶液滴定，阻垢剂对钙镁离子有增溶作用，加入阻垢剂后钙镁离子含量会增加，增加幅度的大小，反映了阻垢效果好坏，效果评价结果见表3。

通过5年的持续治理，65口试验井的平均检泵周期从145d延长到696d。1口井1年需药剂1～1.5t，单井药剂成本在3万元以内，而减少作业费及提高开井时率产生的效益每年可达21万元。

4　结论

1)在高含水开发阶段，油井腐蚀结垢问题逐步凸显，腐蚀结垢有多种原因，产出水物性是主因，同时要全面分析井筒温度、压力、井下工具材质等因素，采取综合措施。

2)在现有技术条件下，化学加药方式抑制腐蚀结垢具有技术成熟和成本低的优势。取试验井水样进行药剂复配，针对性强，能避免加药的盲目性。井口加药方式操作简单，便于推广。

3)在加药治理工程中需要细化效果监测，特别是在作业现场观察杆管泵的腐蚀结垢情况，是最直观的反映。当换层开采、调驱等措施导致油井产出水物性发生变化时，需要重点监测。

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[7]崔付义.新型固体缓蚀阻垢技术[J].油气田地面工程，2009，28(5)：19～20.

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[编辑]洪云飞

2016-04-26

中石油华北油田分公司科技攻关项目(2014-HB-C15)。

吴泽美(1973-)，男，高级工程师，现主要从事油田化学方面的研究工作；E-mail:cy5_wuzemei@petrochina.com.cn。

TE358.5

A

1673-1409(2016)22-0041-04

[引著格式]吴泽美， 孙玉民，马伟娜,等.华北油田油井腐蚀结垢原因分析与治理方法优选[J].长江大学学报(自科版)，2016,13(22)：41～44.