防腐防垢防蜡

防腐、防垢、防蜡工艺设计方法第一节防腐、防垢根据老井暴露的腐蚀及结垢问题，分析腐蚀及结垢原因，评价区块现有的防腐、防垢方法的适应性，落实存在的问题，结合现有的防腐、防垢方式对比，有针对性地选择适合本区块的防腐、防垢方法。

水对金属管道和设备会产生腐蚀，油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响，其中最主要的是氯化物。

另一类最常见的引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等气体。

此外，油田水中存在的硫酸盐还原菌等微生物也会对油井产生严重的腐蚀。

1.1 防腐防垢的必要性分析1.1.1腐蚀可能性分析地层水：针对本区块储层特征，了解本区块的地层水、注入水中的溶解氧、二氧化碳、硫化氢、总矿化度、pH值、细菌以及导电率情况，分析腐蚀的可能性情况。

原油：测定原油的含水、硫化氢、二氧化碳、细菌以及盐类情况，确定腐蚀可能性。

气体：分析天然气中含水、硫化氢、二氧化碳、氧与其他盐类、温度、流速等腐蚀情况，决定是否要采取防腐防垢措施。

1.1.2 结垢预测在油藏工程方案和试油、试采的基础上，收集油田油、气、水和各种入井液分析数据、储层的矿物分析，以及预测油田开发各个阶段的压力、温度、PH值等数据的基础上，对油田开发全过程进行结垢情况的预测。

并且要准确预测未来油田结垢的类型、时间和位置，有针对性地采取一定的预防措施，避免或减少结垢对油气田生产造成的危害。

用计算的方法进行结垢预测时，为了准确、可靠，在预测的基础上还要取垢样进行分析化验。

1.2 区块已采取的防腐防垢工艺评价对本区块前期采取的防腐防垢措施进行统计，包括防腐措施、防垢措施，统计目前本区块的腐蚀和结垢情况，对垢样取样分析。

针对防腐防垢预测结果，提出是否有必要对本区块开展防腐防垢工作，如有必要，针对腐蚀和结垢类型有针对性地做好防腐防垢工作。

1.3 防腐防垢方案设计1.3.1 防腐防垢设计原则针对防腐防垢预测结果，提出本区块的防腐防垢设计原则。

1.3.2 防腐防垢工艺方案设计针对本区块的腐蚀结垢情况，选择出适合本区块的防垢剂。

如果采用化学防腐防垢方法，防垢剂加药浓度需根据室内实验确定，考虑到现场应用的实际情况，现场施工时要略高于室内实验浓度。

针对腐蚀情况和结垢预测，优选金属材料，避免产生电偶腐蚀，如生产井已经结垢，应根据室内实验结果，针对不同的盐垢，选用不同的除垢药剂；应用工具或设备对积垢进行高压水射流，钻、铲、刮、捣碎等处理，清除设备和管线中的积垢。

1.3.3 油水井防腐工艺及方法胜利油田区域广阔，地质条件复杂，井下管柱的腐蚀现象也较为严重，造成井下管柱的腐蚀原因主要有以下几点：电化学腐蚀、微生物腐蚀、溶解气腐蚀（氧气、二氧化碳和硫化氢）、垢下腐蚀等多种腐蚀因素。

高矿化度及高Cl-对油井腐蚀有着较大影响，矿化度在（10～30）×104mg/L，含有大量的Ca2+、Mg2+、SO42+、HCO3-，Cl-含量在（6～15）×104mg/L具有强穿透性，成为腐蚀的重要因素。

对于井下H2S及CO2对油管的腐蚀，通常采用耐腐蚀管材、涂镀层管材、注入缓蚀剂及阴极保护等防腐技术。

（1）涂镀层管材金属表面涂层可以限制并阻止腐蚀性介质与其接触，不仅可以延缓腐蚀，而且可以减缓井下设备的结垢、结蜡问题。

常用的涂层材料有聚酯、聚四氟乙烯、聚乙烯、聚氯乙烯、聚丙烯、玻璃、玻璃纤维、水泥、搪瓷、环氧树脂等。

涂层的选择由涂层的物理机械性能、工艺性能、使用条件以及经济合理性来确定。

有塑料涂层、粉末涂料油管、镍磷镀油管等涂层。

（2）耐腐蚀管材耐腐蚀管材分为耐腐蚀金属与合金、耐腐蚀非金属材料：油田生产常用的是碳钢与合金钢，不锈钢常用于关键性部位和制造关键性部件（如泵、阀和井下工具的外壳等）。

在含有二氧化碳和氧的环境条件下，一般使用不锈钢。

从防腐与机械性能方面考虑，目前发现三种类型的钢材适用于含有二氧化碳的油田制造油管：含13%Cr的不锈钢、含9%Cr和1%Mo的钢材、冷加工双相不锈钢。

在不存在硫化氢的条件下，采用13%Cr不锈钢最为经济有效。

在含有硫化氢的环境条件下，宜采用下列金属：未加工的低合金钢与中合金钢（小于1%镍）、经退火处理的300系列不锈钢、耐热的因科尔镍铬铁耐蚀合金、因科内尔750镍铬合金、经退火处理的蒙奈尔合金、K 蒙奈尔合金等。

目前世界公认的XM19氮化不锈钢是一种高级抗硫化氢腐蚀的合金材料，其优点是尽管含锰量高达5%，但不受氢脆的影响。

非金属材料近年来越来越广泛地应用于石油工程设备的防腐蚀，已经成功地制造出玻璃钢抽油杆、油管和套管。

目前国内外应用最广泛的是玻璃钢抽油杆，由玻璃纤维与环氧树脂复合而成，具有强度高、重量轻、最大负荷降低30%，齿轮箱扭矩降低40%。

（3）化学缓蚀方法—缓蚀剂注入缓蚀剂防腐主要是利用缓蚀剂的防腐作用达到减缓油管腐蚀的目的其防腐效果主要与井况(如温度、压力)、缓蚀剂类型、注入周期、注入量有关。

该技术成本低，初期投资少，但工艺较复杂，对生产影响较大。

缓蚀剂有两种注入方式:间歇注入方式，该方式在将缓蚀剂自油管内注入后，必须关井一段时间后才能开井(处理周期一般为2～3个月)，对生产有一定影响。

连续注入方式，主要通过油套环空或环空间的旁通管及注入阀将缓蚀剂连续注入井内或油管内,油气井不需关井,因此,对生产影响较小。

固体缓蚀阻垢技术是将固体缓蚀阻垢剂填装在悬挂于油井尾管底部的上下释放器之间的油管内，通过释放器进行缓慢释放固体缓蚀阻垢剂起到防腐防垢的技术。

（4）牺牲阳极阴极保护技术牺牲阳极阴极保护技技术是通过在油井泵座以上腐蚀结垢严重的部位连接牺牲阳极阴极保护器，牺牲阳极阴极保护器内铝合金材料充当油井内电化学腐蚀中的原电池的阳极，油管和抽油杆作为阴极免于腐蚀，得到保护。

1.3.4 油水井防垢工艺及方法在油田投入生产过程中，一旦结垢，就会对生产造成诸多不利影响，必须要进行清垢作业。

因此，解决油田结垢对采油作业的危害，最好办法是防患于未然，预防结垢。

在编制防垢方案前，需收集油田油、气、水（包括在试验区面积注水后产出的淡化水）和各种入井液全分析数据、储层的岩矿分析，以及预测油田开发各个阶段的压力、温度、PH值等数据的基础上，对油田开发全过程进行结垢情况的预测（至少预测含水98％时结垢情况）。

并且要准确预测未来油田结垢的类型（如地层深部结垢、地层近并结垢、井筒结垢、设备结垢）、时间和位置，这样才能有针对性地采取一定的预防措施，避免或减少结垢对油气田生产造成的危害。

用计算的方法进行结垢预测时，为了准确、可靠，在预测的基础上还要取垢样进行分析验证。

采油时，当液体从相对高温高压地层流入井筒时，由于压力和温度的急速下降，能产生以碳酸盐为主的结垢，结垢聚集在油管内外壁，筛管，尾管，套管内外壁等处，至使管径缩小，阻碍产业流动。

在油井生产过程中,液流沿油管的不断上升是一个压力不断降低的过程。

地层水中的CO2不断溢出，当其含量低于碳酸盐垢溶解平衡所需量时，碳酸盐就易结垢；同时，CO2的溢出使得地层水的pH值升高，碳酸盐的结垢趋势增大。

此外，由于井流物中含有一定量的杂质微粒，作为晶核能促使碳酸盐在较低的过饱和条件下析出晶体，并慢慢沉积形成垢。

目前胜利油田油井结垢主要有：碳酸盐垢、硫酸盐垢等。

针对该类垢型，常用的防垢方法有三种：化学方法、物理方法和机械方法，其中化学方法应用最为广泛。

（1）化学防垢主要有无机磷酸盐防垢剂、聚合物防垢剂、有机磷防垢剂。

防垢剂加药浓度需根据室内试验确定，考虑到现场应用的实际情况，现场施工时要略高于室内试验浓度。

注水系统，按注水量计算：y＝C×Q／（1000×C0）式中y——每天加入防垢剂量，kg／d；C——现场使用浓度，mg／L；Q——日注水量，m3／d；C0——防垢剂原始浓度，％。

一般来说，地面处理站和注水系统防垢剂浓度为5mg／L，最高不超过10mg／L；油井挤注处理时，一般资料介绍的经验是配制浓度5％～10％，按产液量的1％～2％注入。

加药周期可根据加示踪剂（如荧光粉）的颜色变化来判断，周期性地向结垢部位注入防垢剂溶液，可预防结垢。

加药方法包括投加部位和投加方式。

（2）磁防垢磁场可以阻止水垢的生成和聚集。

磁防垢在油田井下或地面油水管线上应用颇为普遍，而且效果明显，但其机理极为复杂。

大量的实践和室内试验证明，未经磁化的水滴中水垢颗粒相对较大，且多集中在水滴表面，也就是说水垢很容易结在管壁上。

经过磁化处理的水滴内水垢颗粒变得更小，而且在水滴表面很少，也就是说水垢颗粒悬浮在水中，与钢铁表面接触机会少，在水流动状态下水垢颗粒容易被水。

（3）机械清垢清除积垢还可以使用机械方法，例如应用特殊的工具或设备对积垢进行高压水射流，钻、铲、刮、捣碎等处理，可以清除设备和管线中的积垢，但目前还难以用于清除近井地层中的积垢。

高压水射流清洗除垢技术是近年来国际上崛起的一项新兴技术，射流出的高压水不仅能有效地清除积垢，而巨不污染环境。

它通常由高压泵、驱动装置、调节压力设备、高压软管、各种喷嘴等组成，可集中装置在一辆卡车上，机动灵活，便于除垢作业。

目前，国外在高压水射流清洗除垢这一技术领域中，美国、德国、日本居领先地位，中原油田从德国WOMA 公司引进的WOMA325Z 型超高压清洗除垢设备就是这类设备中的一种。

1.4. 小结（1）加强油气井腐蚀动态监测，及时掌握腐蚀结垢状况，为防腐防垢措施的制定奠定基础。

（2）综合考虑防腐防垢措施的投入和油气井的产量，使防腐防垢措施具有较好的经济性。

（3）防腐防垢措施考虑全面，保证套管、油管、井下工具及井口等得到良好保护。

（4）定期检测、判断防腐防垢效果，保持或调整防腐防垢措施。

（5）盐垢成分不同，选用的除垢剂不同。

采用化学除垢时，最好以室内实验为依据，确定最佳的除垢剂配方。

（6）综合采取防腐防垢措施，保证注水井正常注水、油井正常生产、井下工具良好及地面设备和管线正常运转。

第二节防蜡结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一，防蜡和清蜡是油井管理工作中的重要内容。

因此，防蜡和清蜡方案设计是采油工艺方案设计工作中的重要内容之一。

在编制采油工艺方案时对油井结蜡问题必须有一个充分的预测，并提出清防蜡措施的方案。

2.1 蜡的性质及分类蜡可分为两种，一种是石蜡，常为板状或鳞片状或带状结晶，平均相对分子质量为350～430，分子中C原子数是C16～C36，属正构烷烃，熔点50℃左右；另一种是微晶蜡，多呈细小的针状结晶，平均相对分子质量为500～800，分子中的C原子数是C30～C60，熔点是60～90℃。

石蜡和微晶蜡的区分可通过对蜡样进行正构烷烃和非正构烷烃碳数分布测定试验来鉴定，具体区别如表5-1所示。

石蜡能够形成大晶块蜡，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。

微晶蜡，由于其熔点高且蜡质为粘性，清蜡和防蜡都很困难。