科　科ｌ技ｌ论Ｉ坛　

西部油田油水井防腐防垢技术研究与应用　

陈文海　韩建军　周保卫　胡道勇　

（Ｉ、吐哈油田公司吐鲁番采油厂，新疆吐鲁番８３８０００　２、新疆吐哈油田温米采油厂，新疆吐鲁番８３８０００　

３、新疆吐哈油田鄯善采油厂，新疆鄯善８３８２００　４、大庆油公司采油四厂，黑龙江大庆１６３０００）　

摘要：西部油田具有井深（油藏埋深２５００米）、产出液温度高（４０～６ｏ￣ｃ）、矿化度高（４～ｌｌｘｌＯ４ｍｇ／１）等特点。经过十几年的开发，油田已逐渐进　

入中高含水期（７１．３％），油水井腐蚀结垢现象日趋严重，开展油水井防腐防垢工作已迫在眉睫。通过对西部油田油水井腐蚀结垢现状进行调查，开展　

系列固体缓蚀阻垢技术、牺牲阳极阴极保护技术等防腐防垢技术的研究与现场应用，解决部分油水井腐蚀结垢严重等问题，延长了检泵周期以及杆　管柱的使用寿命。　

关键词：腐蚀；结垢；固体缓蚀阻垢技术；牺牲阳极阴极保护技术　

１腐蚀结垢现状分析　表ｌ　ＧＦＧ系列固体缓蚀阻垢剂性能参数表　

通过对西部油田各区块历年腐蚀结垢情况进　行统计表明，大部分高含水井都存在腐蚀结垢现　

象，腐蚀严重部位主要是油管丝扣、抽油杆丝扣和　

接箍，主要集中在葡北、神泉区块；结垢一般发生　

在油管内外壁、筛管、气锚、抽油泵及抽油杆等部　位，主要集中在红连、神泉、火焰山区块。　

从历年腐蚀速率测试结果来看，腐蚀速率从　２００４年的０．２５６ｍｍ／ａ已增加到２００８年的　

￣３４２ｍｒＮａ，各区块腐蚀严重。　

２腐蚀结垢原因分析　２．１油水井腐蚀原因分析。　

（１）氯离子的影响。室内研究表明：油井产出　水氯离子含量为４０４，－，１００００ｍｇｔｌ时，能在金属表　

面发生优先吸附，再加上它的强穿透性，使腐蚀加　

剧。见图１。西部油田油井产出水氯离子含量在　

５０００ｍｇ／１左右，是氯离子较为活跃的腐蚀含量。　（２）ｐＨ值的影响。油田产出水含ＣＯ：，多数油井产　

出水ｐＨ值为６￣７之间，存在酸性腐蚀。见图２。（３）　硫化氢的影响。采出水中含硫化物，存在硫化氢腐　

蚀，Ｓ啪存在将强烈促进腐蚀作用，导致钢材的局　

部腐蚀。实验结果表明，水中的硫化氢即便是在含　量很少的情况下，对金属的腐蚀作用也十分显著。　

（４）硫酸盐还原菌腐蚀。垢样分析中存在Ｆｅｓ垢，　证实存在硫酸盐还原菌细菌腐蚀。（５）影响注水井　

腐蚀的因素。引起注水井腐蚀的原因主要有：清水　

溶解氧超标、污水ＳＲＢ、ＴＧＢ含量超标、有机杂质　含量超标。红连、葡北油田清水含氧量的严重超标　

提供了腐蚀的条件。　２２油水井结垢原因分析。（１）西部油田采出　

水中富含ＨＣ０３、Ｃａ哪ＳＯ　等成垢离子，提供了　

成垢的基本化学条件。（２）在油井生产过程中，流　体从高压地层流向压力较低的井简时，ＣＯ　分压降　

低，ＣａＣＯ，溶解度下降，析出沉淀，在井筒内产生　结垢。（３）在油井生产过程中，流动状态变化也会　

导致油井结垢。现场调查发现，结垢段主要集中在　

气锚，抽油泵、６　抽油杆上。　３防腐防垢技术对策实施　

３．１固体缓蚀阻垢技术。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。见表　

１、表２、图３。　３．２牺牲阳极阴极保护技术。牺牲阳极阴极保　

护技术是通过在油井泵座以上腐蚀结垢严重的部　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。见图４。　表２释放器性能参数表　

规格　７３ｍ（平）Ｘ　５００ｒａｍ孔径　１０ｒａｍ　

布孔方式　螺旋布孔　孔密３０孔／根　

目　斛　捌　蜀　艘　

０　２０Ｏ０　４Ｏ００　６０Ｏ０　８Ｏ００　一　口二　

深井荼　

生产筛管　

释放器　

蠖蚀阻垢剂装虢管　

释放器　

丝墙　

图３典型固体缓蚀阻垢荆施工工艺示意图　

神２７４井是神泉油田实施的第　一　

一口化学防腐防垢井，前期已对该井　垢型做了分析评价，选择适应性较强　

的ＣＦＤ一１Ｉ缓蚀阻垢剂。该井２００９　年５月１９日挤封　１４Ｌ时起出检查泵　

座与杆式泵在第一根尾管内卡死，无　井号　作业日期作业内容　防腐措施　措旖后生产状况备注　

法卸开，第二根尾管及气锚、气锚以下两根尾管结　

垢严重，最后一根尾管内有大量结垢。　施工步骤：ａ从下至上连接管柱。连接方式　

为：７３ｍｍ（平）导锥＋下释放器＋７３ｒａｍ（平）油管Ｘ　３根＋上释放器＋７３ｍｍ（平）油管×２根＋偏心气锚＋　

７３ｒａｍ（平）油管也根＋泵座。ｂ．从下第一根７３ｍｍ　

（平）油管开始，填装固体缓蚀阻垢剂。ｃ．重复以上　步骤，共下３根油管。ｄ．投完后，连接上释放器，将　上释放器与７３ｍｍ（平）油管相连。ｅ．正常下人生产　

管柱。　

５结论与认识　５．１西部油田油井进入高含水期，腐蚀结垢问　

题加剧。今年新发现结垢严重区域四个：大２块、　

红南２块，红南９块、七泉湖区块，防腐防垢工作　急需加强。　

５．２防腐防垢技术应用处于起（下转１３页）　

一

１２—　科Ｉ技｝论ｌ坛　抽油杆断裂原因分析及对策　一科　

高振国－张国红　胡茂军　周敏杰　宋宝玉　

（１、大庆油田有限责任公司第四采油厂第一油矿，黑龙江大庆１６３０００　２、大庆油公司采油四厂，黑龙江大庆１６３０００　

３、大庆油公司采油六厂。黑龙江大庆１６３０００　４、大庆油公司采油五厂，黑龙江大庆１６３０００）　

摘要：随着采出程度的提高，油田在开发过程中不断地出现一些新的矛盾和技术难题，诸如抽油杆组合不合理、最大拉应力破坏、偏磨造成抽　

油杆损坏等使抽油杆断裂；由于油田采出程度较高，含水上升快，腐蚀、结蜡造成的影响、供液不足造成的影响等使抽油杆断裂；这日益成为影响油　

井正常生产的难题；针对这些矛盾和技术难题，通过深化对管杆分析认识，２００７年开展了一系列油杆组合调整、老井措施挖潜和采油新工艺实施，取　得了良好开发效果和经济效益。　

关键词：抽油杆；断裂；原因；对策　

１基本情况　

全年全区共计修井６２７井次，其中抽油杆　断裂１７２井次，占修井总数的３０．２９％（２００７年　

同期抽油杆断裂占修井总数的４２．２％，同期小　

修２５４井次，发生抽油机断裂１３Ｏ井次）。　抽油杆断裂主要发生在抽油杆柱上部，抽　

油杆柱中部、下部断裂次之，光杆、拉杆断裂较　

少。　

抽油杆故障井杆柱组合统计：　

一级组合：中１９ｍｍｘｌ００％，全区发生９井　次抽油杆断裂；二级组合：主要以￣１６ｍｍ￣４２％　

＋中１９ｍｍ　ｘ５８％和　１６ｒａｍ　ｘ５７％＋　１９ｒａｍ　ｘ４３％　

为主：三级组合：主要以ｄＰｌ６ｍｍｘ４２％＋　中１９ｍｍ×３５％＋中２２ｍｍ（或￣Ｐ２２ｍｍ玻璃钢）ｘ２２％　为主。　

２抽油杆断裂井的特点　

２．１　ｑｂ６０．３ｒａｍ油管：断裂井主要分布在杏　

Ｏ１、Ｏ２、ｏ３井区，占全区断裂井次的５９．３％，这　此井主要是２００１年产建，采用外径　

中１１４．３ｍｉｎｘ内径中ｌＯ１．６ｍｍ的小套管。外径　中６ｏ．３ｍｍｘ内径　５Ｏ．３ｍｍ的油管，油套环空为　

２０．６５ｍｍ。比通常的油套环空小１０ｍｍ。　

２．２油杆组合以二级组合为主：抽油杆断裂　井主要以二级组合为主，采用　１６ｍｍｘ４２％＋　

中１９ｍｍＸ５８％和￣１６ｒｎｍｘ５７％＋ｑｂ１９ｍｍｘ４３％。二　

级组合占总断裂井次的５８．１％。　２．３泵挂较深：发生抽油杆断裂井的泵挂较　

深，平均为１４２８ｍ。在全区断裂井中泵挂大于　１４００ｍ的井有ｌ１９口，占全区断裂井的６９．１％。　

３抽油杆断裂原因分析　

抽油杆在井筒中的工作环境是复杂，但影　响抽油杆正常工作的主要因素有油杆组合；最　

大拉应力的破坏；疲劳破坏：腐蚀、磨损等，抽油　杆损坏通常是由于两种或多种因素并存造成　

了。结合统计资料和现场实际，分析认为抽油杆　断裂主要有以下几个方面的原因：　

３．１抽油杆组合不合理。从抽油杆的组合情　

况看，根据ＡＰＩ的抽油杆设计标准，泵挂超过　

１２５０ｍ的时候，就应该考虑采用　１６ｍｍ￣３３％＋　中１９ｍｍｘ３３％＋￣２２ｍｍｘ３４％组合，而目前的平　

均泵挂已经达到了１４１０ｍ，但仍有２０９口油井　采用了二级杆柱组合，其断裂井次占全部断裂　井次的４２．４４％。　

３．２最大拉应力破坏。光杆和油杆上部断裂　

占全部断裂井次的５６．９７％。以发生油杆断裂较　

为频繁的塞巧８井区为例，按２００７年１２月份　此区块油井参数、抽油杆为二级组合和生产数　

据在不考虑结蜡及井斜的情况下计算抽油杆应　

力。Ｐ．，￣－４１．３ＫＮ；Ｅ￣＝２５．５ＫＮ。上部抽油杆应力：　８　＝１４５．８３Ｍｌｅａ＞１３０ＭＰａ；８　＝８３．９３ＭＰａ＜　

１３０ＭＰａ。　很显然最大拉应力已超出Ｄ．级杆最大许　

用应力１３０ＭＰａ，抽油杆上部是不安全的。　

３．３偏磨造成抽油杆损坏。井眼轨迹表现出　不同程度的方向变化，抽油杆在井眼内运动时　

受力比较复杂，在受到拉应力的同时还要受到　不断变化的弯曲应力，同时也容易在造斜点和　

最大倾角处和油管发生偏磨，最终造成抽油杆　

或接箍处发生断裂。由于受压应力的作用，玻璃　钢抽油杆与油管管壁接触的机率增加，未采取　

扶正防磨措施，导致玻璃钢偏磨而发生断裂。　

３．４供液不足造成的影响。从抽油杆断裂油　井看，主要分布在低产区块，这些井长期供液不　

足，而整个抽油系统在不断的运动过程中被“液　击”，同时发生干磨，在井筒内出现段塞流。液体　

对抽油杆的润滑作用减弱直至消失，缩短了抽　

油杆的使用寿命。　３．５腐蚀、结蜡造成的影响。由于高含水油　

井中腐蚀性物质的影响，使抽油杆材质受到腐　蚀，缩短了使用寿命。当抽油杆受到碰撞、敲击、　

弯曲后，防腐表层易被刮掉，而露出里面的基体　

金属。抽油杆上外露的基体金属在腐蚀性环境　

中形成点蚀，点蚀部位容易产生应力集中，导致　

疲劳破坏。　

而在易结蜡油井中，析出的蜡质成分附着　在抽油杆上，增加了抽油杆的载荷，在运动过程　

中由于增载因素的影响，抽油杆的拉应力变化　增加，抽油杆所受的拉应力增大，使抽油杆在外　力的影响下发生断裂。　

３．６部分抽油杆使用年限长　抽油杆的安全使用期折合２～５．３年，２００７　

年断裂井中有３２％的井已生产５年以上，所以　

认为这部井发生断裂的主要原因是抽油杆超过　了使用年限，即油杆老化。　

４抽油杆断裂井的治理办法　４．１对油杆进行优化组合，将油杆～级组　

合、二级组合更换成三级组合：ｑｂ１６ｍｍｘ３３％＋　

中１９ｍｍｘ３３％＋￣２２ｍｍｘ３４％组合。　

４．２对泵挂较深的井进行地面参数优化，采　用长冲程，慢冲次的地面参数。　

４．３对出现偏磨的井段采用带扶正器的铸　

塑杆，严重时安装滚轮扶正器，防止偏磨。　４．４对长期表现为供液不足的井进行安装　

超低冲次装置，以减少“液击”造成的抽油杆损　

坏。　

４．５对老井及时进行清防蜡，以免引起负荷　

增加造成抽油杆损坏。　４．６尽可能的更换生产年限长的抽油杆。　

５保障措施　

５．１新井投产时，技术监督人员到位，监督　抽油杆执行情况。　

５．２及时调整油井工作制度，工作制度合　

理。　

参考文献　…王鸿勋，张琪．采油工艺原理【Ｍ】．北京：石油工　

业出版社．　

责任编辑：王宇　

（上接１２页）步阶段，有效期及经济性满足不了　需要，固体缓蚀阻垢剂费用支出大，每口井平均费　用４万，固体缓蚀阻垢剂井下释放速度难以控制。　

有效期为４　个月，有效期后只有通过作业才能　

重新添　Ｉ１药剂，难以实现长期保护。　５－３油井采出液水体偏酸性，ＳＲＢ较多，矿化　

度高，且溶有腐蚀ｌ生气体如ＣＯ：和０：，这些都是引　

起井筒腐蚀的客观原因。其中ＳＲＢ存在引起细菌　腐蚀以及结垢的影响引起垢下腐蚀是油井腐蚀结　

垢的根本原因。　５．４引起垢下ｆ胬蚀原因有三：其一垢的存在容　

易引起各种形式的浓差电池；其二在垢下相对贫　

氧，有利于ＳＲＢ的生长繁殖，造成细菌腐蚀；其三　垢的成分既有各种沉积物，又有腐蚀产物，且腐蚀　

产物的电位比钢铁低成为阴极，而钢成为阳极受　到腐蚀。　

５．５注水井防腐防垢首先要从水源抓起，ｘ，ｔｚ￣　

质处理设施进行扩建和定期检修，污水处理系统　工艺进行优化，以确保水质处理系统的正常运转，　注人水质合格。　

５．６防腐防垢工作应增加对防腐蚀的人力、物　

力和财力的投入，形成“缓蚀阻垢剂评价优选”、　“油田水结垢预测”、“点滴加药工艺”、“化学吞吐工　

艺”、“强磁防垢工艺”和“酸洗除垢工艺”等适合西　部油田的特色工艺技术。　

参考文献　

『Ｉ１朱义吾，赵作滋，巨全义，等．油田开发中结垢机　理及其防治技村　＿西安：陕西科技出版社，１９９５．　

『２】王睿，张岐，丁洁，等．阻垢荆作用机理研究进展　叨．化学工业与工程，２ｏｏｌ，１８（２）：７９－８７．　

【３　爱江．阻垢剂性能及机理研究［Ｉ　成都：四川大　学，２００６．　

『４】张洪利周内阻垢剂研究现状及展望［Ｊ１．化学工程　

师，２００７，１３９（４）：３８—４１．　

责任编辑：王宇　

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