邵立民

(中国石油化工股份有限公司东北油气分公司，吉林 长春 130062)

对油田来说，结垢可能发生在从地层到井筒到地面集输系统的任何地方。由于油井采出液通过井筒到达地面，这些介质里面含有有机物、H2S，CO2，多种离子、细菌以及泥砂等杂质，很容易结垢。井筒结垢会堵塞油井通道，降低油井产量;还会造成泵卡、筛管堵死、井下管柱、工具堵死、作业拔不出、测试仪器下不去，给维修造成较大困难，严重影响油田的正常生产和经济效益。当前的井筒除垢方法存在着很多缺点，研究井筒结垢的机理，根据具体的水质和井筒条件，分析影响结垢的因素，并提出相应的防护清除措施，具有十分重要的意义［1］。

1 油水井结垢腐蚀机理

所谓垢其实就是指水中溶解的一些离子在一定的物理化学条件下，溶液达到了过饱和状态，结合而生成不溶性的化合物。这些不溶性的化合物通过结晶作用，分子结合和排列形成微晶体，然后大量的微晶体堆积长大，从而沉积下来形成垢［2-3］。

2012 年通过作业现场发现，占作业总井数的24.3%的作业油水井存在结垢腐蚀现象，主要集中在秦家屯的SN122 及SN142 区块，通过对现场油水井的垢样进行定性和定量分析，对地层液和回注水进行水质分析，基本确定了秦家屯油田油水井结垢的主要影响因素。

1.1 注入水水质分析

通过对秦家屯部分油水井的注入水水质及产出液水质进行分析，判断地层液和注入水的矿化度及组成(见表1)。

表1 油井采出液水质分析数据

从注入水和油井采出液水质分析来看，都含有大量的氯离子和碳酸氢根离子，这些物质也是造成油水井腐蚀结垢的主要因素，这可产生二氧化碳腐蚀，导致井管腐蚀结垢。

1.2 垢样分析

从油水井中采取垢样，先后用有机溶剂和质量分数20%的盐酸浸泡垢样，通过观察反应现象和反应物来定性和定量分析垢的成分。

称取一定量的腐蚀垢样放入烧杯中，先加入一定量的有机溶剂，分出不溶部分再加入一定量的质量分数20%盐酸溶液，观察实验现象为:油管外壁垢样周围有大量的小气泡，大部分可在酸中溶解，加入氢氧化钠溶液后有白色沉淀产生;油管内壁垢样加入盐酸后可以嗅到臭鸡蛋气味，可以确定产物中硫化氢的存在，这说明垢样中含有硫化物［4］。

表2 垢样分析数据

从分析数据看:油管外壁及内壁垢主要以碳酸钙垢为主，并粘附少量原油、胶质沥青质等有机物。

1.3 腐蚀结垢机理及影响因素

1.3.1 腐蚀结垢机理

(1)秦家屯油田大部份区块的地层水均为碳酸氢钠水型，富含大量的成垢离子(见表1)，具有产生碳酸盐垢的潜在可能。采用强采方式生产，大部分油井的泵挂深度在油层中部，动液面在泵口附近，油井流压低，当地层液流入井底和汲入泵筒时，由于液柱压力远低于地层水溶解二氧化碳气体的分压，导致二氧化碳气体逸出，碳酸氢钙在水中的平衡方程式向有利于生成碳酸钙垢的方向移动［5］，形成盐垢:

Ca(HCO3)2→CaCO3↓+CO2↑ +H2O。在成垢过程中，垢晶体吸附周围环境的泥砂、腐蚀物、原油等物质一起沉积增大，形成无机垢混和物。反应式如下:

(2)电化学和机械作业共同产生的腐蚀，主要体现在磨损腐蚀，通过作业现场我们发现，腐蚀严重的油井，抽油杆及油管内壁都存在磨损严重的情况，主要是由于磨损与腐蚀介质共同作业，磨损破坏金属保护膜使腐蚀加剧。

1.3.2 腐蚀结垢影响因素

通过上述水质及垢样的分析结果，结合结垢腐蚀机理，可以确定秦家屯油田的主要腐蚀结垢因素可以分为以下几点:

(1)硫酸还原菌的影响

通过滴定实验可以看出，部分油井垢样中含有硫化物，而秦家屯油田的开发方式属于二次采油，且该油田在未注水之前产出液及伴生气体均不含有硫化物，可以判定硫酸盐还原菌的存在，硫酸盐还原菌可以使采油及集输系统中的H2S 含量增加，从而导致硫化物(以FeS 为主)的增加，形成电化学腐蚀及结垢。此外，硫酸盐还原菌的聚合物及硫化物(以FeS 为主)随注入水进入地层可能引起地层堵塞，使注水压力上升。

(2)pH 值的影响

地下水或地面水一般含有不同程度的碳酸，而水中三种形态碳酸在平衡时的浓度比例取决于pH 值。三种碳酸在平衡时的浓度比例与水的pH值有完全相应的关系，水中的pH 值较高时就会产生更多的碳酸钙沉淀;反之，水的pH 值较低时，则碳酸钙不易产生。秦家屯油田的注人水和地层液的pH 值为7～9，是易产生碳酸钙沉淀垢的原因之一［6］。

碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉积物，通常产生于压力降低，温度升高的部位。因此在油井近井带、井筒、地面集输管线和储罐中，由于压力发生了急剧或明显的变化，易于形成碳酸盐垢。同时，当产液经过油水分离器时，由于受热，也会形成碳酸盐垢。当注入水进入到井筒、井底、注水井近井带时，这些地方的温度明显高于地面温度，也会有碳酸盐垢生成。此外，pH 值的变化也会影响碳酸盐垢的形成，pH 值的升高会导致碳酸盐垢量的增加。另外，垢盐的溶解度还随矿化度的变化而改变，水中总溶解离子量即矿化度低于20 000 mg/L 时，CaCO3的溶解度随矿化度的增加而增加，即高矿化度盐水可在一定的程度上抑制CaCO3垢的生［7］。

2 油水井结垢腐蚀治理效果分析

针对秦家屯油田部分油水井出现的结垢腐蚀现象，2011 年就开始使用相应的对应措施。

2.1 阻垢剂的使用及效果分析

通过统计数据发现2011 年油井维护及造成多轮次作业的主要原因为:结垢、腐蚀。结垢导致的检泵作业达到15 井次，结垢导致维护作业逐年增加;腐蚀导致的检泵作业达到7 井次(腐蚀杆、管、泵)。结垢和腐蚀是造成多轮次作业的主要原因。自此，秦家屯油田开始实施阻垢剂实验，主要分为液体阻垢剂和固体阻垢剂两种方式，使用阻垢剂后秦家屯油田2013—2014 年因腐蚀结垢导致井下作业井数只有6 口井，达到了延长腐蚀结垢周期的目的。

2.2 杀菌剂的使用及效果分析

秦家屯油田注水主要以污水回注为主，且管线老化严重，油水井垢样的鉴定分析显示有硫化物存在，可以肯定回注污水中有硫酸盐还原菌，导致有水井井筒结垢。因此从注水源头上控制结垢的形成将有效降低油水井管柱的结垢周期。联合站处理污水使用杀菌剂情况见表3 和表4。

表3 秦家屯联合站杀菌剂使用情况

表4 秦家屯联合站污水岗细菌化验结果

由表3、表4 可以看出，自从秦家屯油田油水井结垢腐蚀情况加剧后，对杀菌剂的用量进行了调整，有效降低了回注污水中硫酸盐还原菌的数量，于此同时，定期对污水回注管线进行全面清洗，能有效减少硫酸盐还原菌在注水管线管壁的聚集。

3 结论

(1)腐蚀和结垢存在于在采油采气生产整个过程中，从井筒到地面油气集输、原油加工、污水处理都需要考虑防治腐蚀和结垢。秦家屯油田是东北油气分公司开发老油区，油水井腐蚀结垢严重。通过对注入水和油井采出液水质进行分析，含有大量的氯离子和碳酸氢根离子，这些物质也是造成油水井腐蚀结垢的主要因素，这可产生二氧化碳腐蚀，导致井管腐蚀结垢。油管外壁及内壁垢主要以碳酸钙垢为主，并粘附少量原油、胶质沥青质等有机物。

(2)秦家屯油田的主要腐蚀结垢因素主要有两点:硫酸还原菌和pH 值。

(3)秦家屯油田实施阻垢剂实验，并使用了杀菌剂，同时对杀菌剂的用量进行了调整，有效降低了回注污水中硫酸盐还原菌的数量，延长了检泵周期。

［1］张琪.采油工程原理与设计［M］.山东:石油大学出版社，2002:213-215.

［2］万仁溥，罗英俊.采油技术手册［M］.北京:石油工业出版社，1993:145-179.

［3］何生厚.油气开采工程师手册［M］，北京:中国石化出版社，2005:577-588，607-608.

［4］候高文.非金属材料在油田防腐中的应用［J］.断块油气田，1994(6):1-6.

［5］张兴儒.油田腐蚀状况与腐蚀控制［J］，腐蚀科学与防护技术，1989，1(2):1-5.

［6］何智勇.西北某酸性油田腐蚀及防护措施分析［J］.石油与天然气化工，2008，36(3):240-242.

［7］吕瑞典.油气田腐蚀防护技术综述［J］.石油天然气学报，2008，29(10):356-369.