摘要：在油田生产中，常因腐蚀而使部分采油、输油设备报废，腐蚀问题贯穿整个油田的生产系统，腐蚀结垢降低了管杆的使用寿命，造成油井频繁作业、免修期短，最终造成井况的恶化。本文对非常规采油系统进行现场调查及数据分析，确定了影响腐蚀结垢的主要因素是由CO2和SRB菌存在引起的，随着CO2分压的增大和介质温度的提高，增强了腐蚀敏感性，高矿化度高氯根水质加速腐蚀结垢。
　　关键词：油田采出水;腐蚀产物;二氧化碳;矿化度
　　致密油新老井处于不同开发阶段，对于采油工程的需求更多元化，腐蚀及结垢现象明显，呈现上升趋势，导致免修期短，需解决腐蚀结垢关键问题，并提出有效的防护措施。本文主要针对采油系统发生的腐蚀结垢现象，通过采出流体中腐蚀性的介质全面分析，确定该区块腐蚀结垢的主控因素，并在室内开展了针对性的缓蚀杀菌剂筛选，可以明显降低管杆腐蚀速率，为缓解腐蚀结垢造成的危害、减少作业井次，能够起到明显的作用。
　　1、腐蚀结垢特征及原因分析
　　1.1水质特征分析
　　油井采出液钙镁离子含量在178.5mg/l到231.79mg/l之间，水质结垢趋势明显，氯根含量在4728.4mg/l到5679.7mg/l之间，总矿化度在9508.8mg/l到11514.1 mg/l之间，存在水质腐蚀、结垢趋势。
　　1.2套气组分分析
　　三口油井套气中含CO2百分含量在0.031% 到0.526%，存在二氧化碳腐蚀。
　　1.3产出液细菌含量分析
　　油井采出液中SRB细菌含量在95个/ml到4500个/ml之间，SRB细菌腐蚀明显。
　　1.4垢样组分分析
　　对致密油区块开展了腐蚀垢样分析，根据XRD数据分析所示，垢样组分主要以FeS为主，含有部分碳酸盐垢和FeCO3垢，初步认识腐蚀主控因素为SRB细菌腐蚀和二氧化碳腐蚀。
　　通过油井水样、气样、垢样分析结果分析得出，腐蚀产物中FeS、FeCO3含量在71.8%到97.6%，初步判断采油系统存在CO2腐蚀、SRB腐蚀、水质腐蚀结垢，根据腐蚀主控因素，下步开展防腐药剂体系的研发评价工作。
　　2、防腐药剂筛选评价
　　根据致密油采油系统腐蚀结垢主控因素，考虑SRB细菌和CO2腐蚀，通过作用机理及基础化学药剂优选，初步确定了体系配比，形成了缓蚀杀菌剂体系。
　　2.1组分配比
　　缓蚀杀菌剂体系组分--B类缓蚀剂20%+C类季铵盐30%+D类杀菌剂40%+水10%
　　2.2室内防腐效果评价
　　室内初步开展了防腐药剂体系的缓蚀、杀菌效果评价实验，加药前后腐蚀速率由0.2563mm/a降为0.0331mm/a，SRB细菌含量由4500个/ml降为4.5个/ml。
　　其中缓蚀杀菌剂体系的防腐效果明显。
　　3、结论
　　（1）非常规油井的腐蚀主控因素为CO2和SRB细菌，水质的高矿化度、高氯离子等特点起到促进腐蚀作用。
　　（2）通过药剂适应性评价结果，优化药剂组合使用方式，提高了药剂配方针对性，保障了矿场防腐效果。
　　参考文献：
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　　作者简介：刘凤兰，女，1986年出生，2009年毕业于西南石油大学化学工程与工艺专业，现从事油气工程研究院防腐实验研究与开发工作，工程师。通讯地址：吉林油田公司油气工程研究院二氧化碳实验室，邮编：138000;联系电话：0438-6337303。