楊帆，張寶勇，孫俊，孟章進(jìn)，吳偉林，林晶晶（.江蘇油田石油工程技術(shù)研究院，江蘇揚(yáng)州　5009；.江蘇油田試采二廠，江蘇揚(yáng)州　5000；.揚(yáng)州綠源生物化工有限公司，江蘇揚(yáng)州　5008）

Cb區(qū)塊油井結(jié)垢原因分析與對(duì)策研究

楊帆1，張寶勇2，孫俊3，孟章進(jìn)1，吳偉林1，林晶晶1
（1.江蘇油田石油工程技術(shù)研究院，江蘇揚(yáng)州225009；2.江蘇油田試采二廠，江蘇揚(yáng)州225000；3.揚(yáng)州綠源生物化工有限公司，江蘇揚(yáng)州225008）

針對(duì)Cb油田油井結(jié)垢問(wèn)題，通過(guò)對(duì)油井采出水進(jìn)行水質(zhì)結(jié)垢預(yù)測(cè)趨勢(shì)預(yù)測(cè)、微生物生長(zhǎng)環(huán)境、垢樣檢測(cè)等方面綜合研究分析，發(fā)現(xiàn)結(jié)垢原因是SRB腐蝕造成。室內(nèi)對(duì)JS-2除硫抑制劑進(jìn)行效果評(píng)價(jià)，在投加濃度100 mg/L時(shí)可有效降低采出水中硫化物和SRB的數(shù)量。

腐蝕結(jié)垢；硫酸鹽還原菌；井筒環(huán)境；抑制效果

結(jié)垢是油田生產(chǎn)中存在的普遍問(wèn)題，油井結(jié)垢會(huì)造成泵筒堵塞、凡爾失靈、垢卡等情況，導(dǎo)致油井躺井作業(yè)，嚴(yán)重影響生產(chǎn)運(yùn)行，極大增加維護(hù)成本。以江蘇油田Cb區(qū)塊為例，2013年油井檢泵作業(yè)85井次，其中53井次有不同程度結(jié)垢，作業(yè)井結(jié)垢率為62.3％，結(jié)垢問(wèn)題十分突出。根據(jù)作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)情況發(fā)現(xiàn)，該區(qū)塊油井結(jié)垢具有以下特征：（1）大部分結(jié)垢井含水在70％以上；（2）垢樣外觀呈灰黑色或黑褐色，主要為致密片狀和顆粒狀；（3）部分結(jié)垢井腐蝕現(xiàn)象嚴(yán)重，抽油桿、油管表面有明顯點(diǎn)蝕坑。

本文通過(guò)對(duì)江蘇油田Cb區(qū)塊采出水結(jié)垢趨勢(shì)、微生物生長(zhǎng)環(huán)境和垢樣組成分析，明確區(qū)塊結(jié)垢的主要原因，并進(jìn)行室內(nèi)防垢藥劑的效果評(píng)價(jià)，為現(xiàn)場(chǎng)防垢治理提供指導(dǎo)依據(jù)。

1　材料與方法

1.1水樣采集

選擇典型結(jié)垢油井，進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)水樣采集。根據(jù)所需測(cè)定水樣指標(biāo)測(cè)定選擇相應(yīng)取樣用品，SRB、TGB和FB使用250 mL的通過(guò)氮?dú)獾膮捬跗窟M(jìn)行排氣取樣，硫化物單獨(dú)使用500 mL采樣瓶（廣口瓶）進(jìn)行固定取樣，其他指標(biāo)的測(cè)定使用2.5 L的聚乙烯桶。

1.2水質(zhì)分析

pH、溫度和ORP現(xiàn)場(chǎng)測(cè)定；礦化度、氯離子與SO42-的測(cè)定使用離子色譜法測(cè)定；硫化物含量測(cè)定采用《油田污水中硫化物的測(cè)定方法（碘量法）》；總磷含量采用《油田污水中總磷的測(cè)定方法》測(cè)定；NO2-含量采用鹽酸a-萘胺比色法測(cè)定，NO3-采用紫外分光光度法測(cè)定。

1.3水樣SRB、TGB、FB種群數(shù)量的測(cè)定

采用絕跡稀釋法，即將欲測(cè)定的水樣用無(wú)菌注射器逐級(jí)分別注入到SRB、TGB、FB測(cè)試瓶中進(jìn)行接種稀釋，然后放入生化培養(yǎng)箱中37℃培養(yǎng)7 d后，根據(jù)細(xì)菌平陽(yáng)性反應(yīng)和稀釋的倍數(shù)，計(jì)算出水樣中細(xì)菌的數(shù)目。

1.4油井垢樣分析

采集Cb區(qū)塊典型井筒垢樣，用X射線衍射（XRD）分析。

1.5除硫抑制劑評(píng)價(jià)

本實(shí)驗(yàn)根據(jù)篩選出的一種除硫抑制劑JS-2，主要從兩方面來(lái)檢測(cè)藥劑效果，（1）通過(guò)測(cè)定加入JS-2后水樣中SRB含量變化；（2）通過(guò)測(cè)定水樣中硫化物的含量變化。具體步驟是：設(shè)定抑制劑JS-2為4個(gè)濃度梯度（0 mg/L、50 mg/L、100 mg/L、200 mg/L），以Cb區(qū)塊采出水為實(shí)驗(yàn)對(duì)象，檢測(cè)不同濃度和時(shí)間水樣SRB數(shù)量和硫化物濃度的變化，評(píng)價(jià)除硫抑制劑JS-2的效果。

2　結(jié)果與討論

2.1Cb區(qū)塊結(jié)垢趨勢(shì)分析

運(yùn)用Scalechem 3.0垢化學(xué)分析軟件，對(duì)典型油井采出水進(jìn)行（碳酸鈣）結(jié)垢趨勢(shì)計(jì)算。從計(jì)算結(jié)果可以看出，在油藏壓力條件下，碳酸鈣結(jié)垢最高趨勢(shì)值在20～45，結(jié)垢趨勢(shì)較弱，由此判斷碳酸鈣垢不是油井結(jié)垢的主要類(lèi)型。

2.2油井垢樣分析

據(jù)典型油井垢樣，應(yīng)用X射線衍射手段對(duì)取得的垢樣進(jìn)行分析，由表2可知，3個(gè)油井垢樣主要成分為硫化亞鐵（FeS）。

表2 油井垢樣X(jué)RD衍射分析結(jié)果

2.3Cb區(qū)塊SRB生長(zhǎng)環(huán)境分析

由表3可知，Cb區(qū)塊部分油井SRB數(shù)量很高（＞600個(gè)/毫升）；由表4可得，采出水硫化物含量較高，水體呈弱酸性。

綜合分析可知，Cb區(qū)塊整體水質(zhì)環(huán)境比較適合SRB的生長(zhǎng)，主要體現(xiàn)在：區(qū)塊水體氧化還原電位（ORP）較低，屬于較強(qiáng)的還原性環(huán)境；含有一定數(shù)量的硫酸根，具有能量載體；同時(shí)含有一定量的NO3-和總磷等基本營(yíng)養(yǎng)元素，適應(yīng)SRB的迅速生長(zhǎng)繁殖［4］。

表1　水樣離子組成分析表

表3　Cb區(qū)塊油井采出水SRB計(jì)數(shù)

2.4Cb區(qū)塊硫化物變化規(guī)律分析

從表5可知，隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，區(qū)塊采出水中硫化物的含量逐步上升，與SRB的數(shù)量逐漸升高存在正相關(guān)性，可以得出Cb區(qū)塊中硫化物的升高是注水過(guò)程中SRB還原硫酸根造成的。

表4　Cb區(qū)塊油井水樣理化指標(biāo)測(cè)定

表5Cb區(qū)塊采出水硫化物變化情況表

綜合分析可知，Cb區(qū)塊油井SRB含量很高，SRB將水中的硫酸根還原成硫化氫［5］，腐蝕油井管材設(shè)備，產(chǎn)生大量的腐蝕產(chǎn)物（典型的如黑色FeS沉淀），因此Cb區(qū)塊結(jié)垢的主要原因是因?yàn)镾RB腐蝕造成的。

2.5高效除硫抑制劑室內(nèi)評(píng)價(jià)分析

針對(duì)Cb區(qū)塊SRB腐蝕造成油井結(jié)垢的問(wèn)題，室內(nèi)篩選了一種除硫抑制劑JS-2，并對(duì)現(xiàn)場(chǎng)水進(jìn)行了4個(gè)濃度梯度的（0、50 mg/L、100 mg/L、200 mg/L）效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

由圖1和表6可知，投加JS-2濃度為（50 mg/L、100 mg/L、200 mg/L）的水樣樣品中，3 d后硫化物和SRB均有較大程度下降，同時(shí)原水中SRB和硫化物基本不變（原水SRB為7 000個(gè)/毫升，硫化物為32.5 mg/L）；投加濃度在50 mg/L時(shí)，在第5 d～10 d硫化物和SRB含量會(huì)先降后升，出現(xiàn)波動(dòng)；而投加濃度在100 mg/L、200 mg/L時(shí)，硫化物和SRB則穩(wěn)定下降在0 mg/L和0.6個(gè)/毫升；分析認(rèn)為除硫抑制劑對(duì)于水樣中硫化物和SRB有較好的抑制作用，作用濃度在100 mg/L及以上時(shí)效果穩(wěn)定，不會(huì)出現(xiàn)反彈。

圖1　不同抑制劑濃度下水樣硫化物變化圖

表6　不同抑制劑濃度下SRB變化情況表

3　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）Cb區(qū)塊采出水氧化還原電位（ORP）較低，含有一定數(shù)量的硫酸根，具有能量載體；同時(shí)含有一定量的NO3-和總磷等基本營(yíng)養(yǎng)元素，適應(yīng)SRB的迅速生長(zhǎng)繁殖。

（2）Cb區(qū)塊采出水中SRB的生長(zhǎng)導(dǎo)致硫化物的產(chǎn)生，硫化物和SRB腐蝕管桿形成的腐蝕產(chǎn)物硫化亞鐵，是油井結(jié)垢的主要原因。

（3）除硫抑制劑JS-2可以有效降低油田采出水中硫化物和SRB的數(shù)量，有效作用濃度為100 mg/L。

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Analysis and countermeasures of well scaling in the Cb block

YANG Fan1，ZHANG Baoyong2，SUN Jun3，MENG Zhangjin1，WU Weilin1，LIN Jingjing1
（1.Petroleum Engineering Technology Research Institute，Jiangsu Oilfield，Yangzhou Jiangsu 225009，China；2.Oil Production Plant 2 of Jiangsu Oilfield，Yangzhou Jiangsu 225000，China；3.Yangzhou Luyuan Bio-chemical Co.，Ltd.，Yangzhou Jiangsu 225008，China）

The oil wellscalingwas prominent，which resulting card pumps，gathering pipeline blockage，etc，after Cb oilfield water rises and to analyze the reasons for scaling.In order to analyze the reasons for scaling，it were studied that scaling ion distribution，wellbore corrosion，produced water microbial growth environment，the X-ray diffraction and fluorescence probe of typical scalesample in 32 oil wells.It was found that scaling primarily caused by stratigraphic incompatibility and waterborne bacterial corrosion.The efficient inhibitor screening and biological preservativescan relieve produced water scalingeffectively.

corrosion and scaling；sulfate-reducing bacteria；wellbore environment；inhibitory effect

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.027

TE358.5

A

1673-5285（2015）01-0107-04

2014－11-26

中國(guó)石化集團(tuán)公司科研項(xiàng)目：油井生物防腐綜合技術(shù)研究，項(xiàng)目編號(hào)：P14071；江蘇油田局科研項(xiàng)目：油井生物防腐工藝研究，項(xiàng)目編號(hào)：JS13039。