李艷琦，林遠(yuǎn)平，李世文，李來(lái)紅，薛新茹，潘 彬

玉門油田分公司 工程技術(shù)研究院，甘肅 酒泉 735200

酒東油田屬于復(fù)雜斷塊油藏，平均日產(chǎn)液較低，含水偏高，部分油井管桿腐蝕現(xiàn)象嚴(yán)重。井下桿柱受力情況復(fù)雜，隨著油井動(dòng)態(tài)不斷改變，陸續(xù)出現(xiàn)桿管偏磨現(xiàn)象。2019年檢泵38井次，2020年檢泵28井次，頻繁停井檢泵嚴(yán)重影響了油田產(chǎn)量及安全生產(chǎn)。經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)檢查檢泵油井腐蝕情況，發(fā)現(xiàn)腐蝕多發(fā)于中高含水(>60%)的油井，且這類油井的結(jié)垢現(xiàn)象也比其他油井嚴(yán)重。

1 酒東油田腐蝕因素分析

1.1 油井采出液及伴生氣分析

為了明確酒東油田油井存在的腐蝕因素，依據(jù)SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》、SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》及GB/T 13610—2014《天然氣的組成分析 氣相色譜法》，對(duì)部分腐蝕嚴(yán)重的油井地層水及伴生氣進(jìn)行分析，具體結(jié)果見表1、表2。

表1 酒東油田部分腐蝕井地層水分析

表2 酒東油田部分腐蝕井伴生氣分析 %

由表1和表2可知：酒東油田地層水的礦化度高、氯離子含量高，水型均為NaHCO3型。通過細(xì)菌培養(yǎng)，3種菌含量較少，因細(xì)菌引起的腐蝕影響較??；伴生氣中無(wú)H2S的存在，所以排除H2S腐蝕；CO2和O2的含量較高，所以可以推斷存在O2及CO2腐蝕。

1.2 酒東油田腐蝕產(chǎn)物分析

取酒東油田長(zhǎng)2-30井腐蝕產(chǎn)物做電鏡掃描、X線衍射分析，結(jié)果見圖1、表 3。由圖1可知，腐蝕產(chǎn)物表面呈不規(guī)則堆積結(jié)垢，疏松、顆粒之間存在多孔洞結(jié)構(gòu)。這是由于腐蝕介質(zhì)等因素的影響，碳鋼腐蝕后形成的產(chǎn)物并沒有在表面形成致密的保護(hù)膜，起到抑制腐蝕的作用，反而由于腐蝕產(chǎn)物膜具有疏松、多孔的特點(diǎn)，容易形成各種濃差電池(鹽濃差、氧濃差、氫濃差)[1]，導(dǎo)致垢下腐蝕嚴(yán)重。

圖1 長(zhǎng)2-30井腐蝕產(chǎn)物電鏡掃描

表3 長(zhǎng)2-30井腐蝕產(chǎn)物分析

由表3可知：長(zhǎng)2-30井的腐蝕產(chǎn)物中Fe2O3、FeCO3含量較高，這可能是由于腐蝕引起的腐蝕堆積結(jié)垢；同時(shí)，在腐蝕產(chǎn)物中還發(fā)現(xiàn)有CaSO4、CaCO3、MgCO3等的存在，這些產(chǎn)物應(yīng)該為采出液在溫度、壓力改變的情況下，沉積在金屬表面形成的結(jié)垢物；少量的NaCl是隨著垢的產(chǎn)生包裹在里面形成的包裹垢。

2 油井腐蝕影響因素分析

對(duì)酒東油田油井地層水、伴生氣的分析結(jié)果可以明確油井中存在的相關(guān)腐蝕因素[2-3]。為了確定影響因素對(duì)油井腐蝕的影響，闡明具體的腐蝕的成因及機(jī)制，采用動(dòng)態(tài)腐蝕分析方法，在實(shí)驗(yàn)室里對(duì)影響腐蝕的因素進(jìn)行分析。實(shí)驗(yàn)條件：釜溫度100 ℃、轉(zhuǎn)速120 r/min、N2總壓12 MPa、鋼片P110。

2.1 采出液中含水量對(duì)腐蝕的影響

采用酒東油田長(zhǎng)2-30井原油及地層水，考察不同含水量對(duì)腐蝕的影響，結(jié)果見圖2。由圖2可知：當(dāng)含水量低于20%時(shí)，腐蝕較弱；當(dāng)含水量大于20%時(shí)，腐蝕速率上升較快，這是因?yàn)楹枯^小時(shí)，原油黏附在金屬表面，可以阻止腐蝕介質(zhì)接觸金屬表面，起到保護(hù)金屬的作用，防止金屬被腐蝕。

圖2 腐蝕速率隨原油中含水量變化的趨勢(shì)

2.2 溶解鹽對(duì)腐蝕的影響

酒東油田地層水中的溶解鹽類以硫酸鹽、氯化物和重碳酸鹽為主，配制不同濃度的鹽水。通過在蒸餾水中加入溶解的3種鹽，在70 ℃下考察不同濃度下鹽水的腐蝕速率，結(jié)果見圖3。

圖3 不同鹽水濃度的腐蝕速率

由圖3可知：隨著鹽水濃度的增加，腐蝕速率隨之增加，其中氯化物的速率腐蝕大，而重碳酸鹽離子明顯有抑制腐蝕的作用。Cl-的升高，使油管表面產(chǎn)生孔蝕和應(yīng)力腐蝕破裂加??；由于Cl-半徑小，穿透能力強(qiáng)，能破壞金屬表面形成的腐蝕產(chǎn)物膜，形成點(diǎn)蝕；孔越小，產(chǎn)生的濃度差越大，穿孔越快，而且隨著溶液中帶電離子濃度的增加，溶液導(dǎo)電性越大，去極化作用增強(qiáng)，各種微觀電池的電化學(xué)腐蝕更容易發(fā)生。

2.3 伴生氣對(duì)腐蝕的影響

2.3.1 O2對(duì)腐蝕的影響

伴生氣中存在少量的O2，可推斷油井采出液中存在著一定量的溶解氧，鐵受水中溶解氧的腐蝕是一種電化學(xué)腐蝕，鐵和氧形成腐蝕電池。鐵的電極電位總是比氧的電極電位低，所以在鐵氧腐蝕電池中，鐵是陽(yáng)極，遭到腐蝕，氧為陰極，進(jìn)行還原，溶解氧的陰極去極化作用是引起鐵腐蝕的主要因素。腐蝕產(chǎn)生的氧化物在油管表面上形成不均勻的氧化層，如果外部環(huán)境仍存在溶解氧，這種條件下碳鋼表面可產(chǎn)生點(diǎn)蝕或孔蝕。

2.3.2 CO2對(duì)腐蝕的影響

油井伴生氣中CO2含量較高(5.47%～9.45%)，CO2是一種易溶于水的酸性氣體，在常溫常壓下，飽和溶解度為1 000 mg/L，溶于水后生成碳酸，使介質(zhì)的pH降低，促進(jìn)H+去極化的發(fā)生[4]，使腐蝕加劇，腐蝕產(chǎn)物一般以FeCO3形式存在，在金屬表面呈不均勻覆蓋，導(dǎo)致不同區(qū)域之間形成很強(qiáng)的腐蝕電偶，從而造成油管局部的點(diǎn)蝕、臺(tái)地狀坑蝕和苔蘚狀腐蝕，腐蝕嚴(yán)重時(shí)會(huì)導(dǎo)致油管穿孔。

2.4 結(jié)垢對(duì)腐蝕的影響

為了考察井筒結(jié)垢對(duì)腐蝕速率的影響，將P110掛片置于飽和的CaCO3溶液16 h后取出，烘干，作為結(jié)垢后掛片。腐蝕液采用酒東地層水，分別測(cè)定結(jié)垢與未結(jié)垢掛片的腐蝕速率，結(jié)果見表4。

表4 結(jié)垢對(duì)腐蝕速率的影響

由表4可知：結(jié)垢后的掛片的腐蝕量明顯高于未做結(jié)垢實(shí)驗(yàn)的掛片。這是因?yàn)榻Y(jié)垢后的掛片表面附著一層腐蝕垢和沉淀垢，同時(shí)腐蝕垢比較疏松，用這樣的掛片進(jìn)行腐蝕實(shí)驗(yàn)，往往會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的垢下腐蝕，因此結(jié)垢會(huì)導(dǎo)致腐蝕加劇。

2.5 偏磨對(duì)腐蝕的影響

酒東油田油井偏磨主要由于井斜和油管桿“失穩(wěn)”兩個(gè)原因。井斜使抽油桿、油管及泵在傾斜狀態(tài)下工作，造成抽油桿與油管的摩擦，使油井管桿發(fā)生偏磨[5-6]。油管桿“失穩(wěn)”使抽油桿柱承受交變載荷的作用，使油井管桿偏磨。偏磨與腐蝕同時(shí)存在時(shí)，不是簡(jiǎn)單的疊加作用，而是相互促進(jìn)、相互作用。偏磨導(dǎo)致油管桿的鈍化表面破損，偏磨表面被激活，成為電化學(xué)腐蝕的陽(yáng)極，由于采出液的高礦化度，對(duì)電化學(xué)腐蝕起到促進(jìn)作用，加劇了腐蝕。腐蝕使油管桿表面粗糙從而又使偏磨更加嚴(yán)重。

3 防腐技術(shù)優(yōu)選及應(yīng)用

目前國(guó)內(nèi)外采用的防腐措施主要有：耐蝕材料、涂層防腐、化學(xué)防腐和犧牲陽(yáng)極防腐等[7-9]。通過對(duì)酒東油田腐蝕因素分析及機(jī)制研究，確定了油井腐蝕產(chǎn)生原因，結(jié)合油井腐蝕特點(diǎn)，優(yōu)選出一系列的防護(hù)措施，取得了較好的防腐效果。

3.1 玻璃鋼耐蝕材料+大段加重桿

針對(duì)抽油桿腐蝕斷脫現(xiàn)象，酒東油田于2019年1月22日在長(zhǎng)2-30井、長(zhǎng)201井采用玻璃鋼抽油管+大段加重桿新結(jié)構(gòu)進(jìn)行防腐，2019年10月21日檢泵時(shí)發(fā)現(xiàn)，玻璃鋼抽油桿無(wú)腐蝕，檢泵周期從50 d延長(zhǎng)至256 d，平均延長(zhǎng)單井檢泵周期206 d。

3.2 涂層防腐

由于酒東油田偏磨腐蝕日益嚴(yán)重，為此采用靜電噴涂法將耐磨材料噴涂油管內(nèi)壁及抽油桿表面，冷卻固化后形成新型抗磨耐蝕的內(nèi)涂層油管。涂層油管與周圍的電解質(zhì)溶液隔離，使兩者之間增加一個(gè)很高的電阻，從而阻止電化學(xué)反應(yīng)的發(fā)生。2019年在酒東油田長(zhǎng)3-3井、長(zhǎng)211井、長(zhǎng)3-14井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，平均延長(zhǎng)單井檢泵周期190 d，效果明顯。從現(xiàn)場(chǎng)使用情況看，該工藝的主要缺陷是上卸扣和偏磨使防腐涂層損傷、脫落，在局部形成濃度差，加劇這些部位的腐蝕。由此可見，防腐涂層與防偏磨工藝聯(lián)合使用，可有效緩解偏磨腐蝕。

3.3 陰極保護(hù)法

酒東油田優(yōu)選出KXY-2型陰極保護(hù)器試驗(yàn)減緩油管桿的電化學(xué)腐蝕，延長(zhǎng)油管桿的使用周期。首先在長(zhǎng)3-2井進(jìn)行KXY-2型陰極保護(hù)器現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。油管陰極保護(hù)器按450～3 000 m之間每200 m安裝一節(jié)，油桿陰極保護(hù)器每100 m安裝一節(jié)，通過絲扣連接安裝，配合尼龍扶正器配套使用。運(yùn)行424 d未發(fā)生腐蝕躺井現(xiàn)象。此外,在其他7口油井推廣進(jìn)行陰極保護(hù)試驗(yàn)，亦取得較好的防腐效果。

3.4 投加化學(xué)藥劑

3.4.1 化學(xué)藥劑的優(yōu)選

根據(jù)酒東油田油井存在CO2、O2、鹽水、結(jié)垢及偏磨等多種腐蝕因素，2020年有針對(duì)性地開展緩蝕、阻垢及防偏磨化學(xué)藥劑的優(yōu)選試驗(yàn)，最終篩選出ZCY-03型油井保護(hù)劑[10-12]，對(duì)CO2、O2和鹽水腐蝕具有良好的抑制作用，室內(nèi)加藥濃度為50 mg/L時(shí)，阻垢性能>90%，緩蝕性能>90%，降阻>40%。

3.4.2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施工藝

油井正常生產(chǎn)過程中，利用自主研發(fā)的自動(dòng)加藥裝置，將油井保護(hù)劑加入油套環(huán)形空間[13]，根據(jù)油井沉沒度及產(chǎn)液量，確定每10 d加注一次，加藥濃度50～80 mg/L，藥劑與環(huán)形空間溶液混合，依靠其自身重力循環(huán)下沉至油管管腳，隨生產(chǎn)油流進(jìn)入油管，在油管原油中保持一定濃度，起到緩蝕、阻垢、防偏磨的作用。

3.4.3 現(xiàn)場(chǎng)化學(xué)藥劑應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

在酒東油田選取3口腐蝕嚴(yán)重的油井進(jìn)行油井保護(hù)劑現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，加藥后7 d，取油井采出水進(jìn)行分析，結(jié)果見表5。

表5 現(xiàn)場(chǎng)化學(xué)藥劑應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

由表5可知：3口油井的緩蝕、阻垢、防偏磨效果較好。平均緩蝕率為90%、阻垢率為87.7%、降阻率為37.4%。油井的檢泵周期由加藥前的112 d延長(zhǎng)至364 d，檢泵發(fā)現(xiàn)油井仍存在偏磨現(xiàn)象，為了能從根本上解決腐蝕因素，將在后續(xù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中聯(lián)合使用保護(hù)劑與扶正器。

4 結(jié)論與建議

1)酒東油田地層水礦化度高，存在電化學(xué)腐蝕。

2)酒東油田產(chǎn)出氣中CO2含量高(8.5%～14.2%)，存在 CO2腐蝕。由于Cl-的存在，影響金屬形成鈍化膜，加劇了CO2腐蝕，極易產(chǎn)生點(diǎn)蝕，造成金屬管道穿孔。

3) 優(yōu)選出的防腐技術(shù)在酒東油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)19口井,防腐效果顯著，平均延長(zhǎng)單井檢泵周期272 d，取得了較好的效果。

4)為了能夠有效緩解油井管桿腐蝕，建議明確油井腐蝕機(jī)制的基礎(chǔ)上，要做到防偏磨、防腐、防垢措施聯(lián)合使用。同時(shí)要針對(duì)不同腐蝕類型的油井，采取針對(duì)性的措施，提高防腐蝕措施的效果。