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摘要：随着小集油田注水开发的逐步深入，油田进入高含水开发期，抽油杆、油管腐蚀结垢问题日益严重，影响油田的正常生产杆管断脱、穿孔频繁，平均检泵周期短。并且腐蚀结垢导致的修井作业不仅增加了生产成本，也影响了油井的开井时率。为此，笔者对小集油田油井腐蚀结垢的成因及治理方法进行了研究，通过针对性油井腐蚀结垢治理方法的应用，有效遏制了油井腐蚀，油井检泵周期明显延长，取得了良好的经济效益。
关键词：小集油田;油井腐蚀;腐蚀原因;防治措施
前言
小集油田位于黄骅坳陷孔店构造带的南端小集构造带上，是由多断块组成的复杂鼻状构造。是大港油田第三采油厂主要生产油田，随着小集油田开发的深入，部分井油管都存在着不同程度的腐蚀，由于腐蚀现象的日趋严重，导致油水井带病生产，严重时造成停产，不仅造成了井网不完善，而且严重制约了小集油田开发水平的提高。因腐蚀报废的油管、导致的油井停产、作业损失更是巨大。因此，找出导致油井出现腐蚀损坏的主要原因，并采取相应的防治对策，防止或者减少油井的腐蚀，是油田防腐蚀工作的重要课题。
1.油井出现腐蚀的主要原因分析
油井出现腐蚀较严重的区块综合含水都在75%以上，根据现代化学理论，当产出液中水的质量分数大于74.2%时，混合液体将从油包水型（W/O）换相位水包油型（O/W），腐蚀速率会明显加快，由于小集油田已经综合含水处于高位，目前大部分油井产出液为水包油型（O/W），处于腐蚀相对比较严重的环境中。由于产出水矿化度高，通过分析小集油田多口严重腐蚀结垢油井的采出水矿化度非常高，导电性强，这是腐蚀结垢的共性原因，油 井的腐蚀介质包括CI-、CO2、H2S及硫酸盐还原菌（SRB）等，结垢因素主要是钙镁盐和铁腐蚀产物的沉积，其他一些物理条件如井筒温度、压力、杆管表面光滑程度也是影响因素，油井腐蚀结垢往往是多种因素共同作用的结果，需要综合分析。
1.1矿化度
产出液中溶解盐的多少即矿化度的大小，对油管的腐蚀有显著的影响，而且矿化度越高，腐蚀性越强，小集油田注水采用污水掺清水回注的工艺，套管内外都处在地层水的浸泡环境中。小集油田地层水性质为 CaCI2型，CI-离子浓度 17193mg/l～23796mg/l，总矿化度 32336mg/l～43438mg/l，是典型的高矿化封闭性水型。随着注入水的增加，水质以 NaHCO3，Na2SO4型為主。由于小集油田地层水矿化度高，且含腐蚀性的 CI- 离子和 SO42- 离子，在电化学腐蚀过程中，CI- 向过剩正电荷区迁移集中，套管被腐蚀，CI-腐蚀表现明显。CI-离子半径小，有较强的穿透能力，易吸附在金属表面破坏保护膜，逐步形成点蚀坑，点蚀坑呈酸性小环境，腐蚀进一步加剧，造成油管穿孔，抽油杆断脱。在作业过程中发现断块内油井杆管表面呈现密集的点蚀坑。
1.2可溶性气体腐蚀
生产液中溶解的CO2等气体，可以加速油管的腐蚀。地层有机物氧化分解可产生CO2，CO2和水结合可电离中H+，H+越多，溶液的酸性越强，对油管的腐蚀越严重。CO2腐蚀表现为点蚀、癣状腐蚀和面状腐蚀，部分井油管上既有点蚀坑，又有癣状腐蚀面，表现为典型的CO2腐蚀，
1.3H2S及硫酸盐还原菌（SRB腐蚀）
油井中的 H2S有2个来源：一是伴生气中自然存在的H2S，另一个来源是硫酸盐还原菌把水中的SO42-还原而成的 H2S。H2S溶于水产生强烈的腐蚀性，H2S腐蚀导致的氢脆还会显著降低杆管强度。硫酸盐还原菌可生存的温度上限是75℃，在地层和井筒中都可能滋生。从现场检测的结果看，油井中检出硫酸盐还原菌的井约占总井数的20%，细菌含量都没有超过1000个/ml。总体而言，少数区块存在 H2S及硫酸盐还原菌腐蚀，但不是腐蚀的主要原因。
1.4垢下腐蚀
结垢产物CaCO3、FeCO3溶解度小，沉积在金属表面，形成闭塞效应，腐蚀点与周围形成浓度差电池，腐蚀点为阳极，其周围为阴极。腐蚀所产生的 Fe2+离子通过疏松的二次产物层向外扩散，遇到水中S2-、OH-等离子，又形成新的二次产物，逐步积累，导致杆管表面鼓包形成，鼓包下面的金属形成腐蚀坑，极易腐蚀穿孔。
1.5温度
因为温度能提高绝大数化学反应的反应速度，产出液对油管的腐蚀速度也是随着产出液的速度升高而加快。根据相关的实验严重，产出液没升高30℃，对油管的腐蚀速度就增加一倍。
1.6偏磨
油管发生偏磨，导致油管应力改变，也会加速油管的腐蚀。
2.油井腐蚀治理措施
目前油井腐蚀结垢治理分为物理方法和化学方法2大类。
2.1物理防腐
物理防腐包括使用合金材料、表面涂层等方法，合金材料成本高，表面涂层的方法有效期短，在杆、管、泵的互相摩擦过程中，防腐层容易损坏。内衬油管近几年得到广泛应用，通过在油管里面内衬一层聚乙烯，能隔断腐蚀介质和钢铁表面的接触，且聚乙烯表面光滑，附着力低，能有效抑制结垢和杆管偏磨，其缺点是聚乙烯层不耐高温，影响油井洗井作业。 超声波和磁防垢技术通过改变垢体晶核结构，用文石晶体取代方解石晶体，使垢体不能在井筒吸附长大，在地面设备防腐防垢中得到了广泛应用，但是在油井里因为不便维护，难以推广。
2.2化学防腐
化学防腐机理有覆盖效应、阻活效应、改变双电层性质3种。覆盖效应指缓蚀剂分子均匀地吸附在金属表面上，无选择的抑制整个腐蚀反应。阻活效应指缓蚀剂分子吸附在金属表面上的腐蚀反应活性中心，增加了腐蚀反应活化能，减少了活性中心的数量，使腐蚀速度降低，低覆盖度时缓蚀作用是以阻活效应为主。改变双电层性质指缓蚀剂分子在金属界面的吸附改变了双电层的结构和分散层电位差，从而减缓腐蚀反应。
对油井采取化学加药防腐防垢是相对经济有效的方式，加药方式分为2种，一种是把药剂固化，在作业时挂在泵筒下，在井筒中缓慢释放，这种方式操作简单，缺点是固体药剂承载量有限，有效期短;另一种是液体药剂，在井口周期性加药，针对不同的腐蚀结垢原因，化学药剂复配成分不同。
表面活性剂类缓蚀药利用的是覆盖效应，选取易于采购、安全经济的药剂。根据检测到的油井腐蚀数据和有关缓蚀剂的实验数据，计算出缓蚀剂的质量浓度、加药量和加药周期。缓蚀剂的质量浓度、加药量和加药周期遵循一定的关系。
缓蚀剂首次投加是应加大剂量、高质量浓度，使缓蚀剂迅速在金属表面形成完整保护膜，防止因保护膜残缺造成局部腐蚀。为利用好缓蚀剂保护膜的防护作用，可采用作业预膜的办法即在油井作业维修结束前将缓蚀剂投入井筒中，这样在开井生产前就会在井筒的管、杆、泵等表面预先形成一层较厚的保护膜，从而提高防腐蚀效果。
要做好加药效果的跟踪分析，定期检测产出液中铁离子的含量，技术调整用药型号、质量浓度、加药周期和加药量，从而避免细菌产生抗药性，保证油井始终处于一个良好的防腐工作环境中。
3.结语
在高含水开发阶段，小集油田油井腐蝕问题逐步凸显，造成腐蚀的原因有多种，产出水物性是主因，同时要全面分析井筒温度、压力、井下工具材质等因素，采取综合措施。在现有技术条件下，化学加药方式抑制腐蚀结垢具有技术成熟和成本低的优势，井口加药方式操作简单，便于推广。在加药治理工程中需要细化效果监测，特别是在作业现场观察杆管泵的腐蚀情况，是最直观的反映。
参考文献
[1]廖星海.油井结垢机理及防垢剂筛选试验[J].油气田地面工程，2014，13（8）：130-131.
关键词：小集油田;油井腐蚀;腐蚀原因;防治措施
前言
小集油田位于黄骅坳陷孔店构造带的南端小集构造带上，是由多断块组成的复杂鼻状构造。是大港油田第三采油厂主要生产油田，随着小集油田开发的深入，部分井油管都存在着不同程度的腐蚀，由于腐蚀现象的日趋严重，导致油水井带病生产，严重时造成停产，不仅造成了井网不完善，而且严重制约了小集油田开发水平的提高。因腐蚀报废的油管、导致的油井停产、作业损失更是巨大。因此，找出导致油井出现腐蚀损坏的主要原因，并采取相应的防治对策，防止或者减少油井的腐蚀，是油田防腐蚀工作的重要课题。
1.油井出现腐蚀的主要原因分析
油井出现腐蚀较严重的区块综合含水都在75%以上，根据现代化学理论，当产出液中水的质量分数大于74.2%时，混合液体将从油包水型（W/O）换相位水包油型（O/W），腐蚀速率会明显加快，由于小集油田已经综合含水处于高位，目前大部分油井产出液为水包油型（O/W），处于腐蚀相对比较严重的环境中。由于产出水矿化度高，通过分析小集油田多口严重腐蚀结垢油井的采出水矿化度非常高，导电性强，这是腐蚀结垢的共性原因，油 井的腐蚀介质包括CI-、CO2、H2S及硫酸盐还原菌（SRB）等，结垢因素主要是钙镁盐和铁腐蚀产物的沉积，其他一些物理条件如井筒温度、压力、杆管表面光滑程度也是影响因素，油井腐蚀结垢往往是多种因素共同作用的结果，需要综合分析。
1.1矿化度
产出液中溶解盐的多少即矿化度的大小，对油管的腐蚀有显著的影响，而且矿化度越高，腐蚀性越强，小集油田注水采用污水掺清水回注的工艺，套管内外都处在地层水的浸泡环境中。小集油田地层水性质为 CaCI2型，CI-离子浓度 17193mg/l～23796mg/l，总矿化度 32336mg/l～43438mg/l，是典型的高矿化封闭性水型。随着注入水的增加，水质以 NaHCO3，Na2SO4型為主。由于小集油田地层水矿化度高，且含腐蚀性的 CI- 离子和 SO42- 离子，在电化学腐蚀过程中，CI- 向过剩正电荷区迁移集中，套管被腐蚀，CI-腐蚀表现明显。CI-离子半径小，有较强的穿透能力，易吸附在金属表面破坏保护膜，逐步形成点蚀坑，点蚀坑呈酸性小环境，腐蚀进一步加剧，造成油管穿孔，抽油杆断脱。在作业过程中发现断块内油井杆管表面呈现密集的点蚀坑。
1.2可溶性气体腐蚀
生产液中溶解的CO2等气体，可以加速油管的腐蚀。地层有机物氧化分解可产生CO2，CO2和水结合可电离中H+，H+越多，溶液的酸性越强，对油管的腐蚀越严重。CO2腐蚀表现为点蚀、癣状腐蚀和面状腐蚀，部分井油管上既有点蚀坑，又有癣状腐蚀面，表现为典型的CO2腐蚀，
1.3H2S及硫酸盐还原菌（SRB腐蚀）
油井中的 H2S有2个来源：一是伴生气中自然存在的H2S，另一个来源是硫酸盐还原菌把水中的SO42-还原而成的 H2S。H2S溶于水产生强烈的腐蚀性，H2S腐蚀导致的氢脆还会显著降低杆管强度。硫酸盐还原菌可生存的温度上限是75℃，在地层和井筒中都可能滋生。从现场检测的结果看，油井中检出硫酸盐还原菌的井约占总井数的20%，细菌含量都没有超过1000个/ml。总体而言，少数区块存在 H2S及硫酸盐还原菌腐蚀，但不是腐蚀的主要原因。
1.4垢下腐蚀
结垢产物CaCO3、FeCO3溶解度小，沉积在金属表面，形成闭塞效应，腐蚀点与周围形成浓度差电池，腐蚀点为阳极，其周围为阴极。腐蚀所产生的 Fe2+离子通过疏松的二次产物层向外扩散，遇到水中S2-、OH-等离子，又形成新的二次产物，逐步积累，导致杆管表面鼓包形成，鼓包下面的金属形成腐蚀坑，极易腐蚀穿孔。
1.5温度
因为温度能提高绝大数化学反应的反应速度，产出液对油管的腐蚀速度也是随着产出液的速度升高而加快。根据相关的实验严重，产出液没升高30℃，对油管的腐蚀速度就增加一倍。
1.6偏磨
油管发生偏磨，导致油管应力改变，也会加速油管的腐蚀。
2.油井腐蚀治理措施
目前油井腐蚀结垢治理分为物理方法和化学方法2大类。
2.1物理防腐
物理防腐包括使用合金材料、表面涂层等方法，合金材料成本高，表面涂层的方法有效期短，在杆、管、泵的互相摩擦过程中，防腐层容易损坏。内衬油管近几年得到广泛应用，通过在油管里面内衬一层聚乙烯，能隔断腐蚀介质和钢铁表面的接触，且聚乙烯表面光滑，附着力低，能有效抑制结垢和杆管偏磨，其缺点是聚乙烯层不耐高温，影响油井洗井作业。 超声波和磁防垢技术通过改变垢体晶核结构，用文石晶体取代方解石晶体，使垢体不能在井筒吸附长大，在地面设备防腐防垢中得到了广泛应用，但是在油井里因为不便维护，难以推广。
2.2化学防腐
化学防腐机理有覆盖效应、阻活效应、改变双电层性质3种。覆盖效应指缓蚀剂分子均匀地吸附在金属表面上，无选择的抑制整个腐蚀反应。阻活效应指缓蚀剂分子吸附在金属表面上的腐蚀反应活性中心，增加了腐蚀反应活化能，减少了活性中心的数量，使腐蚀速度降低，低覆盖度时缓蚀作用是以阻活效应为主。改变双电层性质指缓蚀剂分子在金属界面的吸附改变了双电层的结构和分散层电位差，从而减缓腐蚀反应。
对油井采取化学加药防腐防垢是相对经济有效的方式，加药方式分为2种，一种是把药剂固化，在作业时挂在泵筒下，在井筒中缓慢释放，这种方式操作简单，缺点是固体药剂承载量有限，有效期短;另一种是液体药剂，在井口周期性加药，针对不同的腐蚀结垢原因，化学药剂复配成分不同。
表面活性剂类缓蚀药利用的是覆盖效应，选取易于采购、安全经济的药剂。根据检测到的油井腐蚀数据和有关缓蚀剂的实验数据，计算出缓蚀剂的质量浓度、加药量和加药周期。缓蚀剂的质量浓度、加药量和加药周期遵循一定的关系。
缓蚀剂首次投加是应加大剂量、高质量浓度，使缓蚀剂迅速在金属表面形成完整保护膜，防止因保护膜残缺造成局部腐蚀。为利用好缓蚀剂保护膜的防护作用，可采用作业预膜的办法即在油井作业维修结束前将缓蚀剂投入井筒中，这样在开井生产前就会在井筒的管、杆、泵等表面预先形成一层较厚的保护膜，从而提高防腐蚀效果。
要做好加药效果的跟踪分析，定期检测产出液中铁离子的含量，技术调整用药型号、质量浓度、加药周期和加药量，从而避免细菌产生抗药性，保证油井始终处于一个良好的防腐工作环境中。
3.结语
在高含水开发阶段，小集油田油井腐蝕问题逐步凸显，造成腐蚀的原因有多种，产出水物性是主因，同时要全面分析井筒温度、压力、井下工具材质等因素，采取综合措施。在现有技术条件下，化学加药方式抑制腐蚀结垢具有技术成熟和成本低的优势，井口加药方式操作简单，便于推广。在加药治理工程中需要细化效果监测，特别是在作业现场观察杆管泵的腐蚀情况，是最直观的反映。
参考文献
[1]廖星海.油井结垢机理及防垢剂筛选试验[J].油气田地面工程，2014，13（8）：130-131.