柳桂永

（中國石油長慶油田分公司長慶實(shí)業(yè)集團(tuán)，西安 710021）

1 概況

1.1 開發(fā)現(xiàn)狀

鐮刀灣油藏自1998年開始滾動開發(fā)，已開發(fā)20余年。目前共有油井167口，井口日產(chǎn)液水平1162m3，日產(chǎn)油61.3t，綜合含水94.7%。

1.2 井筒現(xiàn)狀

隨著油藏開發(fā)的不斷深入，鐮刀灣油藏已經(jīng)進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，受油管桿服役年限長，油井高液量、腐蝕強(qiáng)度大、偏磨嚴(yán)重、結(jié)垢、結(jié)蠟等多重影響，井筒現(xiàn)狀日趨復(fù)雜，井筒狀況如下。

1.2.1 油管桿服役年限長

根據(jù)管桿服役年限統(tǒng)計情況，在用油管服役年限超過5年的數(shù)量為5.7萬米，是目前鐮刀灣井筒問題頻繁的原因之一。

1.2.2 井筒結(jié)蠟結(jié)垢情況

鐮刀灣油藏高液量、高含水，井筒結(jié)蠟結(jié)垢井相對較少，目前統(tǒng)計結(jié)蠟油井?dāng)?shù)20口，結(jié)蠟程度輕微，能夠通過加清防蠟劑，管線熱洗防治結(jié)蠟。

1.2.3 井筒腐蝕及偏磨情況

井筒腐蝕及偏磨是鐮刀灣普遍存在的問題，其嚴(yán)重制約著油井的免修期。2018年鐮刀灣油井故障性維護(hù)作業(yè)102井次，由于腐蝕偏磨導(dǎo)致抽油泵上凡爾罩?jǐn)?，抽油桿斷，油管腐蝕穿孔、絲扣偏磨漏失、油管磨損裂縫等故障性維護(hù)作業(yè)87井，占總故障性維護(hù)作業(yè)的85.3%。

圖1 油管桿腐蝕偏磨情況

圖2 故障性維護(hù)作業(yè)區(qū)餅狀圖

2 鐮刀灣油藏井筒主要矛盾剖析

2.1 鐮刀灣油藏腐蝕問題剖析

鐮刀灣油藏采出水對桿管的腐蝕問題極為嚴(yán)峻，根據(jù)現(xiàn)場分析，對油管桿的腐蝕既有點(diǎn)蝕也包含大面積的均勻腐蝕。通過對鐮刀灣油井采出水水樣結(jié)果分析（見表1）和硫酸鹽還原菌測試得出，采出水總礦化度為25000～60000mg/L，長2油藏采出水硫酸鹽還原菌數(shù)量為100個/ml，同時部分油井采出水中含溶解氧，目前油藏腐蝕主要是電化學(xué)腐蝕及硫酸鹽還原菌引起的酸性氣體腐蝕。

2.1.1 硫酸鹽還原菌（SRB）的腐蝕

硫酸鹽還原菌主要起腐蝕催化作用，將油井中的SO42-還原成S2-，起到陰極去極化作用而使抽油桿腐蝕[1]。一方面產(chǎn)生S2-的易形成硫化物沉淀，加速抽油桿的腐蝕，其腐蝕總反應(yīng)為：4Fe+SO42-+4H2OSRB3Fe(OH)2+FeS↓+2OH-。一方面產(chǎn)生S2-與H+反應(yīng)生成H2S，H2S具有很強(qiáng)的腐蝕性，其腐蝕在沒有任何征兆的情況下，在短時間突然發(fā)生。

2.1.2 礦化度的電化學(xué)腐蝕的影響

礦化度是引起電化學(xué)腐蝕的一個重要條件，隨著礦化度的增大，溶液的導(dǎo)電能力增強(qiáng)，腐蝕速率加快，同時溶液中Cl-濃度的上升會加速微觀電化學(xué)腐蝕反應(yīng)。溶液中氧氣的濃度會加快電化學(xué)腐蝕[2]。目前，鐮刀灣油藏礦化度較高，同時Cl-濃度含量高達(dá)18000～30000mg/L。

2.2 油管桿偏磨原因分析

油田開發(fā)過程中，抽油機(jī)井的油管桿偏磨問題是普遍存在的，而造成偏磨的原因有很多，下面是鐮刀灣油井油管桿偏磨的幾種原因。

2.2.1 井身結(jié)構(gòu)對油管桿的彎曲偏磨

目前，鐮刀灣的井身結(jié)構(gòu)并非直線，油層套管存在一定程度的螺旋彎曲，油管隨套管一起彎曲，下入抽油桿將會和油管產(chǎn)生摩擦。對于斜井而言，在造斜點(diǎn)的一定范圍內(nèi)油管是彎曲的，而抽油泵一般位于造斜點(diǎn)以下，泵上油管隨套管一起彎曲，導(dǎo)致油管桿之間產(chǎn)生摩擦，造成偏磨。同時，井斜、“狗腿”等因素會導(dǎo)致井筒內(nèi)油管偏移，而油管內(nèi)的抽油桿由于受到重力影響，將會導(dǎo)致管桿磨損[3]。井身結(jié)構(gòu)造成的偏磨目前是鐮刀灣油管桿偏磨的主要原因。

2.2.2 管桿彈性變形造成彎曲

抽油機(jī)在運(yùn)行過程中，抽油桿柱在交變載荷的作用下會產(chǎn)生彎曲變形。上沖程時，液柱載荷由油管轉(zhuǎn)移到抽油桿上，中和點(diǎn)以下的這一段油管因卸載而發(fā)生彈性收縮產(chǎn)生螺旋彎曲，造成抽油桿、油管相互接觸摩擦。下沖程時，液柱載荷由抽油桿柱轉(zhuǎn)移到油管上，抽油桿卸載發(fā)生彈性收縮產(chǎn)生螺旋彎曲，還將受到柱塞與泵筒間摩擦阻力及液流通過柱塞產(chǎn)生的阻力和井液對抽油桿的浮力，因此，抽油桿柱下部容易發(fā)生失穩(wěn)彎曲，造成桿、管相互接觸摩擦形成偏磨，這種相互接觸造成的偏磨隨沖次增加而增加[4]。

3 井筒治理效果分析及下步治理方向

3.1 井筒腐蝕治理效果分析

結(jié)合鐮刀灣油藏腐蝕類型分析，針對硫酸鹽還原菌（SRB）濃度高，酸性氣體引起的電化學(xué)腐蝕嚴(yán)重，自2016年開始從井筒添加緩蝕劑（主要成分咪唑啉）進(jìn)行防腐工作，2018年添加緩蝕劑油井69口。2016-2018年連續(xù)添加緩蝕劑對比井27口，油井檢泵周期由155天上升至目前的476天，檢泵次數(shù)由84次下降至14井次，油管桿更換數(shù)量下降明顯，緩蝕劑防腐蝕效果明顯。

3.2 油管桿偏磨治理

3.2.1 配套高分子內(nèi)襯油管

由于油管桿腐蝕影響，油管桿偏磨面變得粗糙，增大了油管桿之間的摩擦系數(shù)，加劇油管桿偏磨，針對這種現(xiàn)象，鐮刀灣開始在油井偏磨嚴(yán)重段，配套高分子內(nèi)襯油管，由于內(nèi)襯為高分子聚合物，具有極高的耐磨性和化學(xué)穩(wěn)定性，在防腐的同時，其表面光滑，大大減少了油管桿之間的摩擦阻力，達(dá)到延緩偏磨的效果，從而增加油管桿使用壽命。鐮刀灣油田從2016年開始配套高分子內(nèi)襯油管26口，累計配套油管459根。配套后效果顯著，修井頻次下降，檢泵周期由之前的147天延長至374天。

表1 鐮刀灣油田采出水水樣分析

3.2.2 更換抽油機(jī)，提沖程降沖次

鐮刀灣油藏高液量，生產(chǎn)參數(shù)較大，增大了油管桿之間的摩擦頻率，按照“長沖程，低沖次”的原則，組織更換長沖程抽油機(jī)，減少抽油管桿的疲勞磨損及偏磨。截止2018年，共更換抽油機(jī)25臺，更換后油井維護(hù)性頻次4.8次/年下降至1.7次/年，平均檢泵周期由126天上升至376天，治理效果很好。

3.3 高頻井治理效果

鐮刀灣油藏2016年對29口高頻井進(jìn)行治理，通過配套高分子內(nèi)存油管、更換抽油機(jī)沖次、添加緩蝕劑等手段，高頻井檢泵次數(shù)由2016年全年104井下降到2018年全年29次，檢泵周期由112天延長至397天，治理效果顯著。

圖3 高頻井檢泵數(shù)量對比圖

圖4 高頻井檢泵周期對比圖

3.4 下步治理方向

通過加藥防腐蝕、配套高分子、降沖次防偏磨等手段雖然取得了一定效果，但是目前鐮刀灣油藏腐蝕與偏磨仍然嚴(yán)重，應(yīng)從以下幾點(diǎn)繼續(xù)加強(qiáng)防腐蝕、防偏磨治理[5]：

①優(yōu)選抗硫化氫腐蝕的緩蝕劑，尋找合理加藥濃度，繼續(xù)開展井筒加藥工作；

②針對電解質(zhì)濃度高、注入水氧氣含量高導(dǎo)致電化學(xué)腐蝕嚴(yán)重的問題，建議對注入水投加阻氧劑，減緩腐蝕；

③通過新增防腐蝕的多元鎢合金抽油桿，優(yōu)選材料進(jìn)行防腐蝕；

④繼續(xù)擴(kuò)大高分子內(nèi)襯油管在偏磨井的配套數(shù)量；

⑤根據(jù)現(xiàn)場偏磨情況，結(jié)合井斜數(shù)據(jù)在偏磨嚴(yán)重及“狗腿度”大于2°井段，加密添加扶正器；

⑥繼續(xù)優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，在保證液量足夠的前提下，降沖次。

4 結(jié)論與認(rèn)識

①通過對鐮刀灣油田腐蝕原因及機(jī)理的分析，明確了油井腐蝕主要是由于硫酸鹽還原菌催化下的硫化氫腐蝕，在高氧氣濃度、高礦化度、高氯離子濃度下的發(fā)生強(qiáng)電化學(xué)腐蝕，下步主要結(jié)合腐蝕機(jī)理，優(yōu)選防腐蝕藥劑，確保能夠更有效徹底地解決鐮刀灣井筒腐蝕的難題；

②油井的腐蝕與油管桿偏磨是鐮刀灣油藏井筒故障的主要原因；

③通過井筒添加緩蝕劑（含咪唑啉）對鐮刀灣油藏油井的防腐蝕的效果很好；

④更換抽油機(jī)降沖次、配套高分子內(nèi)襯油管防偏磨起到積極作用。