廉軍豹

大慶油田設(shè)計院有限公司

某油田經(jīng)過數(shù)十年的勘探開發(fā)，大部分油田區(qū)塊都存在結(jié)蠟結(jié)垢腐蝕現(xiàn)象。油井結(jié)蠟使出油管道直徑縮小或堵死，導(dǎo)致產(chǎn)量遞減甚至停產(chǎn)。在有桿泵井上，還會造成抽油機井懸點載荷增加和深井泵失靈，嚴重時會使泵卡死，損壞抽油設(shè)備。集輸管道和設(shè)備表面結(jié)垢，泵處理能力降低，加熱設(shè)備效率降低，往往伴隨腐蝕，甚至穿孔，當壓力增加時，被垢物堵塞和腐蝕的管道和設(shè)備可能爆裂，處理結(jié)垢難度很大，費用較高，有時不得不更換管道。腐蝕一般發(fā)生在油管、套管、泵、抽油桿、井下工具及采出液集輸管線等處，以溝槽腐蝕和穿孔腐蝕為主，穿孔腐蝕的破壞性最大。對該油田采油及集輸系統(tǒng)結(jié)蠟結(jié)垢腐蝕影響因素進行分析可為有效地治理及預(yù)防結(jié)蠟結(jié)垢提供依據(jù)。

1 結(jié)蠟因素分析

1.1 結(jié)蠟調(diào)查

該油田公司A、B、C 中淺層、D、E、F 淺層、G等大部分油田區(qū)塊都存在結(jié)蠟現(xiàn)象，地層溫度在40～70 ℃之間，開采過程中壓力降低，有伴生氣體大量析出，油井結(jié)蠟較為嚴重。從作業(yè)取出的油管上看：結(jié)蠟點夏季距地面700 m左右，冬季更淺，平均距地面500 m左右；結(jié)蠟井段夏季一般在泵上200 m 至距地面200 m 處，長達600 m 左右，之后井段不結(jié)蠟，冬季則從泵口至地面都有結(jié)蠟現(xiàn)象，部分在泵下尾管就開始結(jié)蠟，蠟質(zhì)硬；一些淺部開發(fā)井有出砂現(xiàn)象，蠟和砂泥的混合物共同沉積在管柱、泵筒和尾管內(nèi)，增加清蠟難度。

1.2 原油物性

通過SY/T 0541—2009、SY/T 7550—2004、SY/T 5119—2008、GB/T 1884—2000、SY/T 0522—2008 對該油田公司采油一廠、采油二廠、某聯(lián)合站原油凝固點、蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量、視密度、析蠟點等進行測定（表1）。該油田原油含蠟量高，在17.09%～22.96%之間，析蠟點高，在52.92～60.66 ℃之間。

表1 原油物性測定Tab.1 Determination of physical properties of crude oil

1.3 因素分析

（1）溫度。該油田采出液流經(jīng)井筒或輸油管線時，至少有3 種因素使原油溫度降低[1]：①環(huán)境溫度中地層溫度從40～70 ℃逐漸降低至地面溫度；②大量伴生氣（溶解氣和輕質(zhì)組分）從原油中逸出吸收剩余原油熱量；③壓力突然下降引起的氣體膨脹和焦耳—湯普森冷卻效應(yīng)，隨著溫度的降低，石蠟在原油的溶解度急劇降低，當溫度降低到析蠟點時，有石蠟晶體開始從原油中析出沉積[2-3]，隨著溫度進一步降低，石蠟從原油中大量析出，并相互疊合形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。該油田冬季結(jié)蠟點淺、結(jié)蠟范圍廣、結(jié)蠟井段長、結(jié)蠟質(zhì)硬環(huán)境溫度因素影響起到很重要的作用。

（2）壓力。該油田采出液從地層上升至地面時，壓力降低到低于溶解氣和輕質(zhì)組分飽和蒸汽壓時，大量溶解氣和輕質(zhì)組分（伴生氣）逸出或揮發(fā)，使得采出液中輕質(zhì)溶劑迅速減少，初期蠟含量大于其飽和濃度，蠟趨于沉積，中后期原油含蠟量降低，同時原油的分子量變大，根據(jù)相似相溶原理，蠟趨于溶解[4-5]。該油田夏季結(jié)蠟井段一般僅在泵上200 m 至距地面200 m 處，長達600 m 左右，之后井段不結(jié)蠟，很大可能是受上述過程影響的結(jié)果。

（3）溶解氣。該油田原油開采過程中有大量伴生氣析出，伴生氣中主要成分為輕質(zhì)烷烴及溶解氣，屬于低溶解性氣體，可降低蠟沉積溫度，可有效抑制膠質(zhì)瀝青、蠟的沉積。隨著伴生氣大量析出，蠟的濃度增大，蠟沉積溫度上升，促進蠟的沉積。

（4）機械雜質(zhì)。該油田一些淺部開發(fā)井有出砂現(xiàn)象，砂粒成為蠟析出的結(jié)晶核心，促進了石蠟的結(jié)晶析出，進而加劇結(jié)蠟。這些淺部開發(fā)井往往出現(xiàn)開發(fā)井蠟和砂泥的混合物共同沉積在管柱、泵筒和尾管內(nèi)的現(xiàn)象，增加清蠟難度。

2 結(jié)垢因素分析

2.1 結(jié)垢調(diào)查

該油田公司B、C油田E31油藏、D、E等油田區(qū)塊的井下及集輸系統(tǒng)存在不同程度的結(jié)垢，以E油田區(qū)塊作為研究對象進行結(jié)垢因素分析研究。E油田區(qū)塊早些年由于采用單井罐儲油，油罐車拉油到聯(lián)合站交油，減少了中間環(huán)節(jié)，沒有發(fā)生結(jié)垢現(xiàn)象，后來進行了地面建設(shè)，建成了實驗站，集輸管網(wǎng)趨于完善，集輸系統(tǒng)出現(xiàn)結(jié)垢。結(jié)垢的主要部位為實驗站泵出口100 m 處，嚴重時管線完全堵死，平穩(wěn)后不結(jié)垢，長輸管線不結(jié)垢。加熱爐出口、流量計出口、流速較小或溫度、壓力變化劇烈的部位易于結(jié)垢。含水高的油井采出液混合后容易結(jié)垢。所結(jié)垢質(zhì)堅硬致密，滴鹽酸不起泡，難以用常規(guī)化學(xué)清洗方法恢復(fù)生產(chǎn)，只能采用換管線、高溫灼燒、機械震擊等物理方法處理，增加了解堵難度和費用。

2.2 水質(zhì)分析

按照SY/T 5523—2000、SY/T 5329—1994 中的方法對E油田區(qū)塊各井站采出水進行分析，結(jié)果見表2所示。不同來源的地層水等比例混合后的結(jié)垢可能性分析見表3。

表2 E油田區(qū)塊水質(zhì)分析數(shù)據(jù)Tab.2 Water quality analysis data of E Oilfield Block

表3 不同來源的采出水等比例混合后的結(jié)垢可能性分析結(jié)果Tab.3 Analysis results of scaling possibility of produced water from different sources after equal proportion mixing

2.3 結(jié)垢趨勢預(yù)測

采用OLISystems IncScaleChem（3.1）結(jié)垢分析系統(tǒng)軟件對各井站采出水的結(jié)垢趨勢及最大結(jié)垢量隨溫度的變化進行了預(yù)測，結(jié)果如圖1、圖2所示。

圖1 CaCO3結(jié)垢趨勢預(yù)測（左）與BaSO4結(jié)垢趨勢預(yù)測（右）Fig.1 Prediction of scaling trend of CaCO3（left）and BaSO4（right）

圖2 CaCO3最大結(jié)垢量預(yù)測（左）與BaSO4最大結(jié)垢量預(yù)測（右）Fig.2 Prediction of maximum scaling amount of CaCO3（left）and BaSO4（right）

2.4 因素分析

（1）水質(zhì)。不同來源的采出水水質(zhì)差異大，成垢陰陽離子含量高，3-4 井采出水SO42-含量高達1 564 mg/L，4-25井采出水Ba2+含量高達932 mg/L。由表3可以看出，除3-7井與3-33井采出水等比例混合后不可能產(chǎn)生CaSO4和BaSO4垢外，不同來源的采出水等比例混合后都可能產(chǎn)生CaCO3、CaSO4和BaSO4垢，相互配伍性差。

（2）溫度。由圖1、2可以看出：CaCO3垢結(jié)垢趨勢及最大結(jié)垢量均隨溫度升高而升高，升高量與成垢陰陽離子含量成正相關(guān)關(guān)系；BaSO4垢結(jié)垢趨勢隨溫度升高而降低，最大結(jié)垢量隨溫度升高變化不明顯，結(jié)垢趨勢降低量及最大結(jié)垢量與成垢陰陽離子含量成正相關(guān)關(guān)系。

（3）垢型。雖然除3-7與3-33井采出水等比例混合后不可能產(chǎn)生CaSO4和BaSO4垢外，不同來源的采出水等比例混合后都可能產(chǎn)生CaCO3、CaSO4和BaSO4垢，但CaSO4溶度積6.1×10-5遠遠大于BaSO4溶度積1.1×10-10及CaCO3溶度積4.8×10-10，即使生成了CaSO4，也會因為后來的Ba2+及HCO3-電離的CO32-轉(zhuǎn)化成BaSO4及CaCO3垢。從結(jié)垢趨勢預(yù)測及最大結(jié)垢量預(yù)測以及弱酸性水質(zhì)可以得出BaSO4垢的結(jié)垢可能性遠遠大于CaCO3垢。因此該油田采油及集輸系統(tǒng)結(jié)垢類型為BaSO4垢。

3 腐蝕因素分析

3.1 腐蝕調(diào)查

該油田的主要生產(chǎn)區(qū)塊A、B、C、D、E 等井筒及集輸系統(tǒng)都存在較為嚴重的腐蝕現(xiàn)象。為研究該油田腐蝕原因，本文以E油田區(qū)塊為主要的研究對象。

3.2 因素分析

（1）pH值。用HCl和NaOH溶液調(diào)節(jié)E油田區(qū)塊3-7油井采出水pH 值，按照SY/T 5273—2000的方法在50 ℃條件下，測定不同油井采出水pH值對A3 鋼腐蝕速度，試驗結(jié)果見表4。由表4 可以看出，采出水對碳鋼的腐蝕性是隨pH 值的升高而降低的。該油田采出水的pH 值分布在6.0～6.5 之間，水質(zhì)偏酸性，具有一定的腐蝕性，是造成系統(tǒng)管線、設(shè)備腐蝕的因素之一。

表4 pH值對E油田區(qū)塊3-7油井采出水腐蝕速率的影響Tab.4 Effect of pH value on corrosion rate of produced water from 3-7 Oil Well of E Oilfield Block

（2）水中Cl-。油田水中的無機離子尤其Cl-對腐蝕速率的影響較顯著，通過非均勻地吸附在金屬局部某些點上，使該部位的金屬表面活化，再通過強穿透力穿透保護膜層，加劇腐蝕[6]。腐蝕速率隨Cl-濃度的增加呈先升后降的形式，隨Cl-濃度的增加，介質(zhì)電導(dǎo)性增加，腐蝕速率隨之增加，當Cl-濃度增加到5 000 mg/L以上時，溶解氧含量受Cl-濃度抑制而減少，腐蝕速度隨之下降[7]。從E 油田區(qū)塊水質(zhì)數(shù)據(jù)表中得知，采出水總礦化度分布在10 000～200 000 mg/L 之 間，Cl-的含量分布在9 000～110 000 mg/L 之間，遠大于5 000 mg/L，使體系中的氧含量降低，使所有采出水氧含量為0，對采出水的腐蝕性有一定抑制作用。

（3）水中游離CO2及H2S。從E 油田區(qū)塊水質(zhì)數(shù)據(jù)表中得知，CO2質(zhì)量濃度分布在19.8～53.2 mg/L之間，采出水中H2S質(zhì)量濃度分布在1.0～10.0 mg/L之間。CO2在水中易與水生成CO2、H2CO3、HCO3-、H+弱酸緩沖的平衡體系，促使氫去極化，活化并破壞鋼表面保護膜，同時為腐蝕提供源源不斷的H+，使腐蝕加劇。FeS的沉淀以及H2的逸出，都會促進反應(yīng)繼續(xù)右移加劇腐蝕。S2-腐蝕鐵后形成的氫還會導(dǎo)致鋼件結(jié)構(gòu)的氫脆現(xiàn)象，使鋼件易斷裂[8]。

（4）垢下腐蝕。腐蝕性結(jié)垢產(chǎn)物[9]（如FeS、Fe(OH)2、Fe(OH)3、Fe2O3等）一旦在金屬上生成，由于其結(jié)構(gòu)疏松，腐蝕點處與周圍易形成濃差電池，形成腐蝕點為陽極，其周圍為陰極大陰極小陽極結(jié)構(gòu)，使腐蝕進一步向深處進行，最終形成坑蝕，致使局部腐蝕穿孔。

（5）水中SRB。從E油田區(qū)塊水質(zhì)數(shù)據(jù)表中得知，SRB 含量在1.1×103～2.5×103m/L 之間，SRB在無氧的環(huán)境中，起到了陰極去極化作用[10]，從而加速了鋼材腐蝕過程。

4 結(jié)論

影響該油田采油及集輸系統(tǒng)結(jié)蠟、結(jié)垢及腐蝕的因素錯綜復(fù)雜。該油田高含蠟量、高析蠟點的原油物性、較低溫度的底層條件、采出液從底層上升到地面層過程中環(huán)境溫度的降低、大量伴生氣的析出吸熱、淺部井存在的砂等機械雜質(zhì)是促進結(jié)蠟的因素；該油田油氣混合物壓力降低導(dǎo)致的大量伴生氣析出使原油組分及溶解蠟的性能有了一個變化過程，前期初溶解蠟的輕組分迅速減少趨于結(jié)蠟，后期由于組分相似相容原理蠟趨于溶解；該油田結(jié)垢類型為BaSO4垢，采出水溫度降低，BaSO4垢結(jié)垢趨勢增大，結(jié)垢趨勢增大量及最大結(jié)垢量與成垢陰陽離子含量成正相關(guān)關(guān)系；不同來源的采出水水質(zhì)差異大，成垢陰陽離子含量高，相互配伍性差，加劇結(jié)垢。采出液較低的pH 值、一定含量的游離CO2、H2S、SRB及垢下腐蝕是促進腐蝕的因素。Cl-是腐蝕性因子，但超高含量的Cl-抑制了氧的含量，抑制腐蝕。