甄寶生，方培林，高怡明，權(quán)寶華，楊 凱

金縣1-1-A1w水源井腐蝕結(jié)垢機(jī)理分析

甄寶生1，方培林2，高怡明2，權(quán)寶華2，楊 凱2

（1. 中海石油有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300452；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

針對JX1-1-A1w水源井套管腐蝕穿孔十分嚴(yán)重的現(xiàn)狀，通過水樣、氣體、井下垢樣分析和室內(nèi)試驗(yàn)，對影響腐蝕的各因素進(jìn)行了分析并探討井筒腐蝕結(jié)垢機(jī)理。結(jié)果表明，硫酸鹽還原菌 （SRB）是引起腐蝕、結(jié)垢的主要原因。腐蝕垢樣含有大量的硫化亞鐵，使用酸除垢容易產(chǎn)生硫化氫。分析結(jié)果為后期類似井生產(chǎn)、除垢、射孔提出初步解決方案。

金縣1-1油田；結(jié)垢；腐蝕；水源井；SRB

JX1-1-A1w井為一口水源井，該井生產(chǎn)層段為館陶組，儲層溫度53℃，有效厚度208.4m。該井分7段防砂，普合管柱，電潛泵額定排量2500m3/d。2014年檢泵作業(yè)前期檢測出H2S，最高濃度110μL/L，采油樹帽處嚴(yán)重腐蝕，起出管柱后發(fā)現(xiàn)機(jī)組及小扁電纜腐蝕嚴(yán)重，作業(yè)期間未檢測出H2S。2016年5月27日開始進(jìn)行換管柱作業(yè)，28日起出全部原井管柱，發(fā)現(xiàn)井下第56根油管和61根油管各有2個穿孔。起出換管后，進(jìn)行刮管作業(yè)，刮管遇卡，起出檢查刮管器帶出少量垢。先后使用MIT套損測井，多臂井徑測試，氧活化測試管柱測試套管有多處損傷與穿孔。下入沖洗管柱，管柱675m遇阻，反循環(huán)沖洗帶出大量垢，垢樣主體為黑褐色硬塊，較為致密，表面可見黃褐色鐵銹，如圖1所示。本文對JX1-1-A1w井水樣、氣體、垢樣進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，分析其結(jié)垢腐蝕機(jī)理，為后期生產(chǎn)、除垢、射孔作業(yè)提供指導(dǎo)。

1 水樣結(jié)垢趨勢預(yù)測

對JX1-1-A1w水源井歷年水樣分析結(jié)果進(jìn)行結(jié)垢趨勢預(yù)測，常用預(yù)測碳酸鈣結(jié)垢趨勢的方法為飽和指數(shù)（SI）法[1]，預(yù)測結(jié)果見表1。

圖1 JX1-1-A1w井垢樣外觀圖

從表1數(shù)據(jù)看，水樣具有較高的鈣鎂離子含量，成分分析也發(fā)現(xiàn)垢樣中有CaCO3、MgCO3鹽的存在，A1w水源井水結(jié)垢趨勢較嚴(yán)重，從現(xiàn)場情況來看結(jié)垢較嚴(yán)重，起鉆至底部11根油管時發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)充滿垢，如圖2。

表1 JX1-1-A1w水源井歷年水樣分析結(jié)果及結(jié)垢預(yù)測

圖2 JX1-1-A1w井垢樣充滿油管圖

表2 JX1-1-A1w水源井不同批次水樣硫化氫及SRB細(xì)菌含量

2 水樣SRB細(xì)菌含量分析

水樣含硫化氫氣體檢測方法：參考SNT 2943—2011《天然氣中硫化氫含量的測定檢測管著色長度法》，使用5L塑料桶，倒入1L水源井水樣，內(nèi)蓋墊入一層薄膜后蓋好內(nèi)蓋，形成密封效果，手搖50下，測試時將硫化氫監(jiān)測管插入內(nèi)蓋并刺穿薄膜，檢測液面以上氣相硫化氫含量。

水樣硫酸鹽還原菌SRB含量：參考SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法》，連續(xù)監(jiān)測水樣硫酸鹽還原菌SRB含量，發(fā)現(xiàn)水樣含硫化氫氣體，及大量的SRB細(xì)菌，結(jié)果見表2。

3 套管氣成分分析

油套環(huán)空取該井伴生氣，使用GB/T 13610—2003《天然氣的組成分析氣相色譜法》，檢測氣體成分，結(jié)果見表3。

表3 JX1-1A1w套管氣氣體成分分析

通過天然氣法分析，該井可能存在二氧化碳腐蝕與硫化氫腐蝕。

4 垢樣分析

4.1 垢樣溶解實(shí)驗(yàn)

稱取一定量的JX1-1-A1w垢樣，垢樣：酸液質(zhì)量比1∶25，分別使用無機(jī)垢清洗劑、10%HCl進(jìn)行溶解實(shí)驗(yàn)，兩種酸均能完全溶解垢樣如圖3。

圖3 兩種清洗劑對垢樣溶解效果圖

實(shí)驗(yàn)中使用硫化氫探測儀對反應(yīng)中產(chǎn)生的氣體中的硫化氫含量進(jìn)行測定，反應(yīng)生成的氣體硫化氫含量已經(jīng)超出儀器最大測定量程（100μL/L），實(shí)驗(yàn)中聞到強(qiáng)烈的臭雞蛋味。因此，現(xiàn)場如果使用酸性除垢劑，需考慮硫化氫安全風(fēng)險(xiǎn)。

4.2 垢樣成分分析

利用X射線衍射（XRD），分析了A1w水源井的垢物組成（圖4）。分析發(fā)現(xiàn)垢樣主要元素組成為：C 、O 、S 、Fe 、Ca 等。圖譜分析主要組成為：FeS：40.7%，F(xiàn)eCO3：39%，CaCO3：20.3%。

5 井筒腐蝕結(jié)垢機(jī)理分析

通過以上實(shí)驗(yàn)及垢樣成分分析， 得出該油田井筒腐蝕機(jī)理：

圖4 JX1-1-A1w垢樣成分XRD圖

（1）細(xì)菌腐蝕。該井采出液中含有大量的SRB細(xì)菌，這些菌種潛伏在地層水和巖石中， 當(dāng)開采生成的新環(huán)境有利于細(xì)菌生長時， 這些菌種就會大量繁殖。硫酸鹽還原菌消耗地層中的有機(jī)物營養(yǎng)和硫酸鹽，產(chǎn)生硫化氫[2]。一般水源井SRB細(xì)菌含量低，是因?yàn)榈貙痈邷?、高壓和高礦化度等因素限制了它們的生長， 同時在地層中因缺少有機(jī)營養(yǎng)， SRB菌很難大量繁殖。而該井射孔層段館陶組水層下部解釋含油飽和度3.3% ～ 5.4%。含油水層的生產(chǎn)為SRB菌繁殖提供了營養(yǎng)所需的有機(jī)化合物和烴類。垢樣檢測發(fā)現(xiàn)40.7%的FeS可能來自于細(xì)菌腐蝕，總反應(yīng)式為[3]：

（2）硫化氫腐蝕。采出液中溶有20μL / L的H2S氣體，套管氣中也含有一定量的H2S，H2S 在水溶液中會電離出H+、HS-和S2-，也能夠與Fe2+作用生成FeS，通過消耗陰極反應(yīng)產(chǎn)生的氫使鋼鐵表面去極化而導(dǎo)致無氧腐蝕。黑色的硫化亞鐵（FeS）穩(wěn)定性較好， 與其它垢物結(jié)合常附著于泵筒和管壁上， 使其與管壁之間形成更適合于SRB 生長的封閉區(qū)，進(jìn)一步加劇井筒管壁的腐蝕， 在管壁形成嚴(yán)重的坑蝕或局部腐蝕[4]。起出管柱后發(fā)現(xiàn)油管，機(jī)組及小扁電纜腐蝕嚴(yán)重，參見圖5，證明該井同時存在氣相與液相腐蝕。作業(yè)前檢測110μL/ L的H2S，而作業(yè)期間未發(fā)現(xiàn)H2S，證明H2S非地層產(chǎn)出，主要來自于SRB細(xì)菌。

圖5 JX1-1-A1w管柱腐蝕穿孔圖

（3）二氧化碳腐蝕。套管氣中含0.16% ～0.34%的CO2，二氧化碳溶于水生成碳酸，使水的pH值降低腐蝕性增大[5]。溶于水中與Ca2+、Fe2+等離子，在一定條件下可生成CaCO3和FeCO3，與垢樣檢測組成一致。形成腐蝕垢物， 導(dǎo)致垢下腐蝕。溶液中的與金屬Fe反應(yīng)后生成FeCO3和Fe3O4。同時， 溶液中的和還可與Ca2+、Mg2+發(fā)生反應(yīng)， 生成CaCO3、MgCO3沉淀或懸浮在介質(zhì)中或覆蓋在金屬表面成為腐蝕產(chǎn)物的一部分。

（4） 垢 下 腐 蝕。 在 采 出 液 中， 當(dāng) Ca2+、Mg2+的 濃 度 達(dá) 到 [M2+] []≥Ksp（ MSO4）或 [M2+] []≥Ksp（MCO3）時， 即形成M（二價金屬陽離子） 鹽晶核[6]。水樣較高的鈣鎂離子含量，在井下溫度下，結(jié)垢趨勢較嚴(yán)重， 以及各種菌種的黏液和腐蝕產(chǎn)物，逐漸在井筒內(nèi)壁形成垢層。垢下菌的大量活動，分泌黏液的增多，以及結(jié)垢區(qū)域的電化學(xué)反應(yīng)，伴隨著電荷的移動，導(dǎo)致嚴(yán)重局部腐蝕。

（5）電化學(xué)腐蝕。電化學(xué)腐蝕是指金屬管體和外部環(huán)境介質(zhì)發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)。在反應(yīng)過程中，有分離的陰極區(qū)和陽極區(qū)，電子由陰極區(qū)流向陽極區(qū)。金屬表面分布著許多雜質(zhì)，當(dāng)它與鹽水（電解質(zhì)溶液）接觸時，這個表面必然有許多微小的陰極和陽極同時存在，金屬表面形成許多微小的原電池，稱為微電池。井筒不同部位的含鹽量不同，使井筒各段的電極電位不同，可以把井下油套管看成是一個宏觀電池腐蝕。電化學(xué)腐蝕中以Cl-影響較大， 其次是Ca2+、Mg2+含量的影響[7]。因此，參考表1水質(zhì)分析，含氯，礦化度高是油套管腐蝕穿孔的原因之一。

（6）流速的影響。流速對腐蝕的影響，因腐蝕機(jī)理及材質(zhì)狀態(tài)（活化、腐化）不同而不同。對于碳鋼，一般隨流速增加腐蝕加倍地加劇，尤其在氣流受到擾動的地方，如設(shè)備和管線的突出部位、凹陷部位、彎頭、油嘴等部位有時成10倍地加劇。流速對腐蝕的影響主要是由于流體流動對腐蝕介質(zhì)傳質(zhì)效果的影響及對腐蝕產(chǎn)物在金屬表面附著的影響所致。國外一些專家用循環(huán)流動腐蝕實(shí)驗(yàn)儀得出結(jié)論：腐蝕介質(zhì)流速在0.32m/ s以下時，腐蝕速率隨流速增加而加速，此后在10m/s范圍內(nèi)腐蝕速率基本不隨流速的變化而變化[8]。JX1-1-A1w日產(chǎn)水量2000m3/d，管柱流速為5m/s，因此，流速過大也是油管腐蝕穿孔的原因之一。

6 結(jié)論及建議

（1）JX1-1-A1w水源井水不僅結(jié)垢趨勢較嚴(yán)重，而且水樣含18～ 28μL/L的H2S，每毫升620～ 740個硫酸鹽還原菌SRB，套管氣含0.16% ～ 0.34% CO2，80～ 121.1μL/L的 H2S等。

（2）JX1-1-A1w井腐蝕與結(jié)垢并存，腐蝕產(chǎn)物為40.7% FeS，39% FeCO3，垢成分20.3%CaCO3；細(xì)菌、硫化氫、二氧化碳、垢下腐蝕、電化學(xué)、流速上述因素共同作用導(dǎo)致井筒腐蝕結(jié)垢。其中以細(xì)菌腐蝕為主要因素。

（3）含油水層為細(xì)菌生長提供了營養(yǎng)物質(zhì)，建議對含油水層進(jìn)行卡層。

（4）腐蝕垢樣含有大量的硫化亞鐵垢，使用酸除垢容易產(chǎn)生硫化氫，因此除垢作業(yè)，需對硫化氫進(jìn)行處理，做好安全預(yù)防措施，避免出現(xiàn)硫化氫安全事故。

[1]關(guān)德， 楊寨， 魏光華， 等. SZ36-1油田注水系統(tǒng)結(jié)垢趨勢預(yù)測及防垢研究 [J]. 油田化學(xué)， 2001， 18（2）： 136-138.

[2]韋良霞， 肖英玉， 曹懷山， 等. 純化油田油井腐蝕、結(jié)垢原因分析及治理措施[J]. 石油與天然氣化工， 2004， 33（2）： 126-127， 131.

[3]陳凱， 唐法眾， 史有剛， 等. 油水井硫化亞鐵垢的形成機(jī)理及防治技術(shù)[J]. 石化工腐蝕與防護(hù)， 2009， 26（增刊）： 4-7.

[4]紀(jì)艷娟， 王志明， 徐衛(wèi)華. 安徽采油廠油井腐蝕結(jié)垢分析及對策 [J]. 石油化工應(yīng)用， 2010， 29（2-3）： 122-125.

[5]祝海濤， 李毓楓， 史瑞雪， 等. 油田層產(chǎn)出水結(jié)垢原因與防治對策研究 [J]. 石油化工應(yīng)用， 2008， 27（2）： 55-60.

[6]張西明， 李軍， 張新發(fā)， 等. 長慶油田小套管的腐蝕與防護(hù)[J].腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù)， 2004， 16（1）： 59-61.

[7] 周計(jì)明. 油管鋼在含CO2/H2S高溫高壓水介質(zhì)中的腐蝕行為及防護(hù)技術(shù)的作用[D]. 西安： 西北工業(yè)大學(xué)， 2002： 45-46.

[8]楊光， 王亞剛， 金小春， 等. 油氣井二氧化碳腐蝕研究[J]. 全面腐蝕控制， 2008， 22（5）： 24-26.

Mechanism Analysis of Scaling and Corrosion in Water Source Well JX1-1-A1w

ZHEN Baosheng1, FANG Peilin2, GAO Yiming2, QUAN Baohua2, YANG Kai2
（1. CNOOC Ltd. Tianjin Branch Operations Center, Tianjin 300452, China;2. CNOOC Energy Technology & Services Ltd. Drilling & Production Company, Tianjin 300452, China）

Aimed at the situation of severe corrosion on the casings in the water source well JX1-1-A1w, the authors analyzed the affecting factors on the corrosion and probed into the mechanism of scaling in the wellbore based on the analysis of water, gas, downhole scale samples and laboratory test. The results show that bacteria corrosion and scaling corrosion induced by sulfate reducing bacteria (SRB) are the predominating reason. There are a large amount of ferrous sulf i de in the corrosion scaling and easily produce hydrogen sulf i de when the acid is used to descaling. The results suggest a preliminary solution to the production, descaling, perforating in the similar well in future.

JX1-1Oilf i eld; scaling; corrosion; water source well; SRB

TE985.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.03.029

1008-2336（2017）03-0029-04

2016-09-29；改回日期：2017-05-08

甄寶生，男，工程師，本科，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）工商管理專業(yè)，從事井下修井作業(yè)。

E-mail：zhenbsh@cnooc.com.cn。