趙順超，戚亞東，陳華興，吳華曉，方濤

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

水源井水用于注入油藏驅油，對于提高采收率具有重要意義[1-2]。水中的礦化成分、二氧化碳、硫化氫等腐蝕性氣體會對井下管柱造成腐蝕和結垢，加劇管柱腐蝕穿孔進而導致管柱斷裂[3-5]。根據現場氣體組分分析結果，A1W 井產出流體中含有硫化氫氣體，質量濃度為183 mg/m。金縣1-1 油田水源井A1W 井的N80 油管腐蝕結垢情況如圖1 所示。從圖1a、b可以看出，油管表面有非常明顯的腐蝕產物沉積，圖1c 為油管嚴重腐蝕后穿孔。圖2 的XRD 分析顯示，波峰主要對應的物質是碳酸鈣及鐵的氧化物，未發(fā)現鐵的硫化物的原因可能是樣品長時間暴露在空氣中，硫化氫腐蝕產物被氧化而形成了鐵的氧化物[6]。

圖1 油管內外壁Fig.1 Inner and outer wall of tubing

圖2 油管壁取樣XRDFig.2 XRD of tubing wall sampling

對水源井水進行碳酸鈣結垢趨勢預測[7]，SAI 計算公式參照SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》，A1W 井水在各個時期和不同pH 值環(huán)境下的SAI值見表1。從表1 數據分析可知，在溫度70 ℃下的SAI值都小于5，可判斷A1W 井水從開始生產到目前碳酸鈣結垢趨勢嚴重。

表1 A1W 井水在各個時期和不同pH 值環(huán)境下的SAI 值Tab.1 SAI value of A1W well water in various periods and different pH environments

使用耐蝕合金材料和緩蝕劑是油氣田控制腐蝕的常用措施，但耐蝕合金價格昂貴[8-11]。2015 年5月修井作業(yè)更換了防硫油管，但防腐效果并不好，2016 年5 月又進行了換管柱的作業(yè)。緩蝕劑和阻垢劑按一定的比例混合成緩蝕阻垢劑，注入井中后，可對整個系統(tǒng)中的管柱起到保護作用[12-13]。針對陸地油田適用的緩蝕阻垢劑，一些學者進行了相關研究，但對于海上水源井緩蝕阻垢劑的研究相對較少[14-20]。因此，文種針對金縣1-1 油田水源井腐蝕結垢問題，先進行阻垢劑和緩蝕劑的單劑篩選，最后進行阻垢劑和緩蝕劑的配伍性實驗，得出一種適合該油田的緩蝕阻垢劑，從而達到延長水源井井下管柱使用壽命的目的。

1 實驗

1.1 模擬井筒條件腐蝕實驗

為了進一步了解A1W 井含硫化氫的水對N80鋼的腐蝕性和結垢性，根據模擬井下實際工況，采用如圖3 所示的高溫高壓動態(tài)腐蝕測試儀，在溫度為70 ℃、水的流速為2.7 m/s、硫化氫分壓為0.002 MPa 的條件下，研究N80 鋼的腐蝕結垢情況。實驗所用液體的離子濃度見表2，pH 為7.08，實驗時間為72 h。

表2 A1W 井水質分析結果Tab.2 A1W well water quality analysis results mg/L

圖3 高溫高壓動態(tài)腐蝕測試儀Fig.3 High temperature and high pressure dynamic corrosion tester

1.2 阻垢劑篩選實驗

1）實驗標準。阻垢劑篩選實驗參照的標準為SY/T 5673—93《油田用防垢劑性能評定方法》，防垢率的計算方法為：

式中：Ef為阻垢率，%；C1為加防垢劑時，溶液中Ca2+濃度，mg/L；C0為不加防垢劑時，溶液中Ca2+濃度；mg/L；C為不考慮沉淀時，溶液中Ca2+濃度，mg/L。

2）實驗條件。實驗用水采用A1W 井的產出水，實驗溫度為70 ℃。

3）儀器、藥品與材料。試驗儀器有水浴鍋、干燥箱等，實驗所用阻垢劑種類見表3。

表3 實驗用阻垢劑種類Tab.3 Types of scale inhibitors for experiment

4）實驗方案。將N80 掛片置于裝有A1W 井產出水和阻垢劑的試驗瓶中，每種阻垢劑的質量濃度為20 mg/L，水浴鍋溫度為70 ℃，反應時間為16 h。

1.3 緩蝕劑篩選實驗

實驗選取三種緩蝕劑進行緩蝕劑的室內效果評價。

1）實驗標準。緩蝕劑篩選實驗參照 SY/T 5273—2014《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》，緩蝕率計算方法為：

式中：η為平均緩蝕率，%；Δm0為空白對照組試樣的質量損失，g；Δm1為加緩蝕劑試樣的質量損失；g；

2）實驗條件。實驗用水采用A1W 井的產出水，實驗溫度為70 ℃。

3）實驗方案。實驗方法參照SY/T 5273—2014《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》。將N80 實驗試樣片分別放入加有以上三種緩蝕劑的水源水中，緩蝕劑種類見表4。緩蝕劑分為50、100、200 mg/L 三種不同的質量濃度，反應時間為96 h。將取出的腐蝕掛片處理后，放在光學顯微鏡下，觀察其微觀腐蝕形貌，然后清洗掉腐蝕產物，計算腐蝕速率。

表4 實驗用緩蝕劑種類Tab.4 Types of corrosion inhibitors for experiment

1.4 配伍性實驗

兩種性能較好的緩蝕劑和阻垢劑復配之后，可能由于不配伍，降低了復配藥劑的緩蝕阻垢性能[21-22]，因此開展藥劑配伍性試驗。將單劑篩選后的緩蝕劑和阻垢劑，按照8:1~12:1 的比例進行混合，總質量濃度控制在200 mg/L。將混合后的溶液在實驗室靜置30 天，如果沒有出現絮凝和沉淀等現象，那么此種緩蝕劑和阻垢劑的配伍性好。將配伍性好的緩蝕劑和阻垢劑以不同比例復配，進行緩蝕性能和阻垢性能的測試。

2 結果及分析

2.1 模擬井筒條件實驗結果

N80 掛片在含有硫化氫條件下腐蝕后的微觀照片如圖4 所示。由圖4a 可以看出，腐蝕后的N80試樣表面可以看見較薄的垢膜和固體顆粒狀的腐蝕產物，圖4b 是N80 試樣清洗后表面的微觀形貌，浮垢和浮銹清洗后，試樣表面仍然附著有較多的垢和銹，浮垢下有明顯的腐蝕。圖4c 是銹和垢完全清除后試樣表面的微觀照片，可以看出，試樣表面呈局部腐蝕的特征，由點蝕變?yōu)榭游g，小坑蝕變?yōu)榇蟮目游g。掛片平均腐蝕速率為0.268 mm/a，屬于嚴重腐蝕。通過室內模擬實驗可知，N80 油管在此環(huán)境中確實有發(fā)生嚴重腐蝕結垢的風險，表現出較為明顯的垢下腐蝕。

圖4 模擬井筒條件下腐蝕后的N80 試片Fig.4 N80 specimen after corrosion under simulated wellbore conditions

2.2 阻垢劑篩選結果與分析

阻垢劑可以有效阻止金屬表面垢的生成，也可以讓已經沉積的垢層結構發(fā)生變化，使垢層變得松散，容易被沖刷掉。實驗結果見表5，可以看出，加入不同的阻垢劑后，垢層的沉積狀態(tài)類型有所不同。加入PAA、MA-AA、AA/AMPS 這三種阻垢劑后，試樣表面形成軟垢，垢層較為松散，容易于被沖刷。

根據A1W 井的水質特征，選擇了五種阻垢劑進行實驗，結果見表6。阻垢率從大到小依次為MA-AA（86.6%）>HPMA（84.6%）>AA/AMPS（84.2%）>PAA（82.6%）>PBTCA（81.9%）。綜合考慮垢樣沉積形態(tài)和阻垢率，優(yōu)選出HPMA、MA-AA 和AA/AMPS三種阻垢劑進行下一步實驗。

表5 垢層沉積狀態(tài)的比較Tab.5 Comparison of scale deposit state

表6 五種阻垢劑的阻垢率對比Tab.6 Comparison of scale inhibition rates of 5 kinds of scale inhibitors

將N80 試片放入加有三種阻垢劑的水源水中反應，試片微觀形貌如圖5 所示。圖5a 和圖5c 分別為MA-AA、HPMA 阻垢劑中的試樣，可以看到有垢晶體生成，并且阻垢劑HPMA 中的掛片存在較明顯的點蝕和坑蝕，說明HPMA 緩蝕效果較差。圖5b 為AA/AMPS 阻垢劑中的掛片試樣，掛片表面干凈，沒有垢晶體，且不存在明顯的點蝕現象，因此選擇AA/AMPS 作為A1W 井的阻垢劑。

圖5 在不同阻垢劑中反應后N80 試片的微觀形貌Fig.5 Microscopic morphology of N80 specimens after reaction in different scale inhibitors

2.3 緩蝕劑篩選結果與分析

N80 試樣在三種緩蝕劑不同濃度下的緩蝕率見表7，三種緩蝕劑均在質量濃度100 mg/L 時達到最佳緩蝕效果。其中緩蝕劑HS-3 緩蝕性能最好，緩蝕率達到87.34%。N80 試樣腐蝕微觀形貌如圖6 所示，緩蝕劑UT2-1、PG1 中的掛片表面有較為嚴重的結垢，這些垢晶體對掛片表面的腐蝕狀況有所遮蓋，但仍能看出掛片有較為明顯的點蝕。緩蝕劑HS-3 中的掛片表面光亮無明顯的點蝕現象。綜合考慮緩蝕速率和掛片表面微觀形貌，選擇緩蝕劑HS-3 作為A1W 井緩蝕劑。

圖6 加入緩蝕劑后試片腐蝕后的微觀形貌Fig.6 Microscopic morphology of specimens after corrosion after adding corrosion inhibitor

表7 三種緩蝕劑在不同濃度下的緩蝕率Tab.7 Corrosion inhibition rate of three corrosion inhibitors at different concentrations

2.4 配伍性實驗結果

把HS-3 緩蝕劑和AA/AMPS 阻垢劑這兩種篩選出來的單劑進行配伍性實驗，按照8:1~12:1 的質量比進行復配。復配后的溶液在實驗室內靜置30 天，沒有出現絮凝和沉淀等現象，緩蝕劑和阻垢劑的配伍性好。

復配后藥劑緩蝕阻垢效果見表8。在相同的總濃度下，將緩蝕劑HS-3 和阻垢劑AA/MPS 進行不同的濃度復配實驗。隨著緩蝕劑HS-3 比例的增大，N80試樣腐蝕速率也隨之增大，但阻垢率隨之降低。當緩蝕劑和阻垢率配比在11:1 時，緩蝕性能和阻垢性能都達到比較好的水平，緩蝕率和阻垢率都達到了85%以上，N80 試樣的平均腐蝕速率為0.059 mm/a，低于油田的腐蝕控制指標（0.076 mm/a）。

表8 HS-3 緩蝕劑與AA/MPS 阻垢劑配比實驗Tab.8 Ratio experiment of HS-3 corrosion inhibitor and AA/MPS scale inhibitor

3 結論

1）針對金縣1-1 油田水源井腐蝕結垢特點，通過實驗優(yōu)選出了性能良好的緩蝕劑單劑和阻垢劑單劑，篩選出的AA/AMPS 阻垢劑的阻垢率可達84.2%，篩選出的HS-3 緩蝕劑的緩蝕率可達87.3%。

2）緩蝕劑和阻垢劑配伍性實驗表明，HS-3 緩蝕劑和AA/AMPS 阻垢劑兩種單劑的配伍性較好。將HS-3 緩蝕劑和AA/AMPS 阻垢劑復配，當緩蝕劑和阻垢劑的質量比為11:1 時，緩蝕率可達87.7%，阻垢率可達94%，可滿足油田防腐阻垢控制指標。