新滩油田腐蚀原因分析及治理
摘要
关键词
油井腐蚀;高矿化度;溶解气;影响因素
正文
引言
新滩油田勘探面积200km2，探明含油面积15.53km2，地质储量2376万吨。主要含油层系为馆上段5、6砂层组，平均单层有效厚度仅2.9m，埋深1020～1110m，属普通二类稠油油藏。主要油藏具有储层薄、油稠、易水窜、易出砂、呈酸性等五个主要特征。目前，新滩油田共有油井总井227口，开井167口，日产液7530吨/天，日产油459吨/天，综合含水93.9%，平均动液面459米。
近年来，随着产出液腐蚀的加剧，躺井率逐年上升，躺井数由2010年的39口上升为2018年的55口，躺井率也由2010年的2.1%上升到2017年的2.7%；同时腐蚀及腐蚀偏磨造成的躺井在躺井总数中所占比例亦逐年攀升，由2010年的31口增加到2018年的61口，腐蚀及腐蚀偏磨在躺井中的比例也由2010年的79.5%增加至2018年的82.0%。腐蚀躺井的油井平均生产周期491天，与新滩平均检泵周期786天相差295天。腐蚀的加剧对产量运行、成本管理、生产运行等工作带来了一系列的影响：一是致使杆管主材费用投入力度不断加大，油井作业维护费用不断升高，致使作业成本逐年攀升；二是因腐蚀造成的躺井和低效检泵影响了原油产量的日常运行；三是环保政策影响，以后作业难度越来越大，延长油井免修期势在必行。
1腐蚀原因分析
1.1矿化度的影响
新滩油田采出液水型为CaCl2，平均矿化度为20262mg/L。高矿化度可能是腐蚀的影响因素。盐溶液中造成金属腐蚀主要是由于阴离子造成的，因此主要研究Cl-、SO42-、HCO3-对腐蚀的影响。
图1 三种离子的腐蚀速率曲线对比图
实验得出，新滩油田矿化度条件下，盐含量、离子类型对腐蚀的影响程度从大到小依次是：SO42> Cl-> HCO3-。
1.2 溶解气的影响
油井中的溶解气主要包括：溶解氧、CO2及H2S。考虑到气体的挥发，从油井井口测定了16口腐蚀严重井的三种溶解气的实际含量。
表1 腐蚀严重井溶解气体现场测数据表
序号 | 井 号 | CO2 | 溶解氧 | H2S | 序号 | 井 号 | CO2 | 溶解氧 | H2S |
mg/L | mg/L | mg/L | mg/L | mg/L | mg/L | ||||
1 | XTKD18-17-06 | 76 | 2 | 0 | 9 | XTKD33-3 | 10 | 9 | 0 |
2 | XTKD18 | 32 | 7 | 0 | 10 | XTKD32P16 | 40 | 5 | 0 |
3 | XTKD43-11 | 34 | 9 | 0 | 11 | XTKD18-17X10 | 8 | 10 | 0 |
4 | XTKD33X9 | 20 | 5 | 0 | 12 | XTKD32P15 | 10 | 8 | 0 |
5 | XTKD32-1 | 22 | 0 | 0 | 13 | XTKD32P9 | 32 | 10 | 0 |
6 | XTKD32-13-9 | 16 | 10 | 0 | 14 | XTKD18-18-8 | 34 | 10 | 0 |
7 | XTKD33-5 | 20 | 10 | 0 | 15 | XTKD18-17X09 | 86 | 4 | 0 |
8 | XTKD32-12-8 | 12 | 10 | 0 | 16 | XTKD32-17-11 | 68 | 7 | 0.5 |
由表可以看出：
（1）测试的16口井中，溶解氧含量超过5mg/L的有11口井，CO2含量超过20mg/L有11口，比重较大，说明腐蚀井溶解氧、CO2含量普遍很高，可能是腐蚀影响因素；
（2）测试的16口井中只有一口含量为0.5毫克每升，其他井均没有测到H2S，因此不作为腐蚀影响因素考虑。
1.2.1 溶解氧
实验得出：
（1）随着溶解氧浓度增大，腐蚀速率先增加后减少，溶解氧浓度达到8ppm左右腐蚀速率达到最大；
（2）新滩油田溶解氧浓度大部分在3-10mg/L之间，对应腐蚀速率为0.17-0.35mm/a；
（3）总体来说，单一溶解氧因素对金属造成的腐蚀影响很大（氧浓度范围2-11mg/L）。
（4）溶解氧的腐蚀形态呈现溃疡状、连片的坑状和槽状，腐蚀凹凸不平，坑中存在很多较深的点蚀。
图2 腐蚀速率随溶解氧浓度变化曲线图
1.2.2 CO2气体
（1）腐蚀速率随着二氧化碳浓度的增大总体呈现上升趋势，且数值均在0.076mm/a标准以上。二氧化碳腐蚀速率与二氧化碳浓度的之间满足线性关系；
（2）新滩油田溶解氧浓度大部分在20-80mg/L之间，对应腐蚀速率为0.17-0.34mm/a；
（3）CO2的腐蚀很严重，腐蚀形态主要是藓状，分布较为均匀，坑状、槽状较深；
（4）总体来说，单一二氧化碳因素对金属造成的腐蚀影响很大。
图3 腐蚀速率随CO2浓度变化曲线图
1.3 细菌的影响
细菌的种类很多，主要研究对腐蚀影响大的硫酸盐还原菌。依据绝迹稀释法的原理，去现场取样直接测定硫酸盐还原菌的含量，室内培养7天。测试结果如表3。
表2 现场取样测定硫酸盐还原菌的含量
井 号 | 细菌含量 个/ml | 井 号 | 细菌含量 个/ml |
XTKD32-13-9 | 1.2 | XTKD32P9 | 1.2 |
XTKD33-5 | 1.2 | XTKD18-18-8 | 1.2 |
XTKD32-12-8 | 1.2 | XTKD18-17X09 | 0.6 |
XTKD33-3 | 0.6 | XTKD32-17-11 | 1.2 |
XTKD32P16 | 1.2 | XTKD18-17X10 | 600 |
由表3可看出：测试细菌的5口井中，只有XTKD18-17X10井SRB含量达到600个/ml，该井中细菌的数量多，其他均含有极少量的SRB细菌；且测试溶解气体的16口井中，只有一口井（XTKD32-17-11）H2S含量为0.5mg/l，其他的均没有检测到。因此细菌不是影响腐蚀的主要原因，非研究重点。
2 腐蚀治理方案
2.1缓蚀剂配方的优选
2.1.1单一因素条件下缓蚀剂配方的优选
针对高溶解O2地层，优选的缓蚀剂体系为：SLHG缓蚀剂30mg/L+除氧剂15-20 mg/L+杀菌剂10 mg/L（缓释率90.8%）；
针对高矿化度(Cl-)地层，优选的缓蚀剂体系为：SLHG缓蚀剂30mg/L+除氧剂15 mg/L+杀菌剂10 mg/L（缓释率94.7%）
针对高溶解CO2的地层，优选的缓蚀剂体系为：SLHS缓蚀剂30 mg/L+①号HUB 10 mg/L（缓释率94.8%）
2.1.2复合因素条件下缓蚀剂配方的优选
多因素条件下缓蚀剂体系缓释率均在90%以上，满足项目设计指标要求。
表3 多因素缓蚀剂体系优选结果
编号 | 影响因素 | 缓蚀剂体系 | 缓蚀率/% | 试片表面状况 |
1 | 模拟水 | 无 | 0 | 严重腐蚀 |
2 | 矿化度+CO2 | SLHG缓蚀剂25-30mg/L+除氧剂15-20mg/L+①号HUB 10 mg/L | 91.5 | 光亮 |
3 | 矿化度+溶解O2 | SLHG缓蚀剂25-30mg/L+除氧剂15-20 mg/L+杀菌剂10 mg/L | 93.2 | 光亮 |
4 | CO2+溶解O2 | SLHG缓蚀剂25-30mg/L+除氧剂15-20mg/L | 94.1 | 光亮 |
5 | 矿化度+CO2+溶解O2 | SLHG缓蚀剂25-30mg/L+除氧剂15-20 mg/L+杀菌剂10 mg/L | 93.8 | 光亮 |
2.2缓蚀剂加药方式及配套工艺的选择
通过调研胜利油田固体缓释剂、液体缓蚀剂以及物理防腐杆等应用效果，分析各项防腐工艺适应性分析，按照产液量进行了优化。
（1）低产液量井（≤30 m3/d）：应采用固体缓蚀剂尾管悬挂法为主的方法；
（2）中产液量井（30-80 m3/d）：应采用尾管悬挂法与套管滴加法相结合的防腐方法，并探讨化学/电化学综合保护的方法的可行性；
（3）高产液量井（≥80 m3/d）：优先考虑选用特种耐腐蚀管杆，或者采用衬里法/涂层法与套管滴加法相结合、化学/电化学相结合的综合保护方法，并对其用量、适应性进行综合考察，满足不同产液量油井管杆防腐的要求。
2.3缓蚀剂加量设计
（1）对于O2和O2+CO2 、O2+ Cl-及三因素为主控因素的井，缓蚀剂加量设计为40-50mg/L；
（2）对于CO2 、Cl-和Cl-+CO2为主控因素和复合因素的井缓蚀剂加量设计为30-40mg/L；
（3）主控因素含量较多、腐蚀严重的井可适当提高加量。
2.3油井防腐工艺设计
挑选腐蚀严重井10口，按照产液量及腐蚀主要因素，对加药工艺、缓蚀剂浓度及用量按要求进行设计。
表4 新滩油田油井腐蚀治理工艺设计表
井号 | 产液量 m3 | 主控因素 | 工艺方法 | 缓蚀剂类型 | 缓蚀剂浓度/用量mg.L-1/kg |
XTKD32-12-8 | 13.6 | O2 | 套管滴加法 | GHSO-01 | 50/300 |
XTKD33-5 | 31 | O2 | 套管滴加法 | YHSO-01 | 50/1400 |
XTKD32P9 | 34.4 | O2 | 套管滴加法 | YHSO-01 | 40/1200 |
XTKD18-18-8 | 30.6 | O2 | 套管滴加法 | YHSO-01 | 40/1100 |
XTKD18-17X10 | 12 | O2 | 套管滴加法 | GHSO-01 | 40/200 |
XTKD18-17X09 | 40.7 | CO2 | 套管滴加法 | YHSC-01 | 30/1100 |
XTKD18-17-06 | 10.8 | CO2 | 套管滴加法 | GHSC-01 | 30/150 |
XTKD32-1 | 31 | Cl- | 套管滴加法 | YHSC-01 | 30/1000 |
XTKD33X9 | 36.5 | Cl-+CO2 | 套管滴加法 | YHSC-01 | 30/300 |
XTKD32-17-11 | 12.6 | Cl-+CO2+O2 | 套管滴加法 | GHSF-01 | 40/250 |
3 腐蚀治理效果
对10口井缓释率做了检测，平均缓释率达到89%，腐蚀速率为0.026mm/a，为油田腐蚀标准的1/3，取得了较好效果。
表4 新滩油田腐蚀治理试验井缓释率检测
序号 | 井号 | 液量（m3/d） | 日加药量（kg） | 累计加药量（kg） | 加药时间（d） | 加药前腐蚀速率（mm/a） | 加药后腐蚀速率（mm/a） | 缓蚀率（%） |
1 | XTKD32-12-8 | 35.8 | 1.8 | 138 | 31 | 0.284 | 0.027 | 90.04 |
2 | XTKD33-5 | 39 | 2 | 136 | 28 | 0.271 | 0.0221 | 91.8 |
3 | XTKD18-17X10 | 12 | 0.6 | 122 | 47 | 0.281 | 0.0145 | 94.5 |
4 | XTKD32-1 | 27 | 1.4 | 130 | 31 | 0.264 | 0.0382 | 85.5 |
5 | XTKD33X9 | 42.7 | 2.1 | 147 | 31 | 0.278 | 0.035 | 87.4 |
6 | XTKD32-17-11 | 17.9 | 0.9 | 120 | 31 | 0.269 | 0.0232 | 91.3 |
7 | XTKD32-13-9 | 15.6 | 1.3 | 138 | 41 | 0.246 | 0.024 | 90.24 |
8 | XTKD33-3 | 32 | 1.3 | 125 | 28 | 0.258 | 0.035 | 78.24 |
9 | XTKD18-17-06 | 14.4 | 0.7 | 76 | 16 | 0.285 | 0.026 | 90.8 |
10 | XTKD43-11 | 32 | 1.6 | 121 | 20 | 0.149 | 0.015 | 89.9 |
合计 | 10井次 | 26.8 | 1.4 | 125 | 30 | 0.259 | 0.026 | 89.0 |
截至目前，10口井平均检泵周期由治理前131天提高至272天，延长1.1倍，大大降低了作业成本。
参考文献
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