徐廣杰，梁永森，王志國，石國勝 劉立新，趙麗萍，劉成新，唐洪林 （中石化河南油田分公司第一采油廠，河南 桐柏474780）

雙河油田江河區(qū)油井防腐研究及治理

徐廣杰，梁永森，王志國，石國勝 劉立新，趙麗萍，劉成新，唐洪林 （中石化河南油田分公司第一采油廠，河南 桐柏474780）

油井腐蝕是油田注水開發(fā)后期遇到的主要問題之一。腐蝕嚴重影響了原油的正常生產(chǎn)和集輸，增加了生產(chǎn)成本，給油田造成巨大的經(jīng)濟損失。為緩解雙河油田江河區(qū)油井腐蝕問題，針對江河區(qū)油井腐蝕的主要原因進行了3年的分析研究，篩選開發(fā)出了合適的防腐緩蝕劑及相應(yīng)井下防腐工藝，進行了現(xiàn)場試驗，通過1年多的監(jiān)測及檢泵作業(yè)表明，該項技術(shù)在雙河油田江河區(qū)的研究和應(yīng)用是成功的，有效抑制了油井的腐蝕問題。

防腐緩蝕劑；井下防腐工藝；侵蝕性CO2；H2S

雙河油田江河區(qū)油井腐蝕井數(shù)逐年增多，2008年62口，2009年66口，2010年71口；腐蝕嚴重的油管4～6個月就產(chǎn)生2～3mm深的坑斑，維護周期平均180d；因腐蝕導(dǎo)致維護作業(yè)井次逐年增加，2008年23井次，2009年40井次，2010年48井次，占江河區(qū)總油井維護作業(yè)井次的30%，嚴重影響了江河區(qū)的原油生產(chǎn)。

為緩解江河區(qū)油井腐蝕問題，針對江河區(qū)油井造成腐蝕的主要原因進行了近3年的分析研究，篩選開發(fā)出了合適的防腐緩蝕劑及相應(yīng)井下防腐工藝，進行了現(xiàn)場試驗，通過1年多的監(jiān)測及檢泵作業(yè)表明，該項技術(shù)在雙河油田江河區(qū)的研究和應(yīng)用是成功的，有效抑制了油井的腐蝕問題。

1 江河區(qū)油井腐蝕原因研究

針對江河區(qū)油井腐蝕嚴重的問題，從2007年始，先后開展了 《江河區(qū)腐蝕機理研究》、《江河區(qū)油井防腐工藝技術(shù)研究及應(yīng)用》等項目，通過對江河區(qū)腐蝕油井的生產(chǎn)層位、出油溫度、日產(chǎn)液量、含水、液面、沉沒度、腐蝕段重復(fù)性和腐蝕產(chǎn)物組分等數(shù)據(jù)的分析統(tǒng)計，得到以下認識：

1）通過巖心分析發(fā)現(xiàn)，Ⅴ油組巖心含有CaCO3（含量為20.54%），Ⅶ油組巖心有黃鐵礦 （深度1920～2010m），Ⅷ、Ⅸ油組巖心有石膏 （深度2010～2108m）；通過江河區(qū)油井腐蝕產(chǎn)物分析發(fā)現(xiàn)江河區(qū)腐蝕油井的腐蝕產(chǎn)物主要是FeS和FeCO3。

2）經(jīng)統(tǒng)計，江河區(qū)出油溫度低 （50℃以下）和日產(chǎn)液低 （50m3以下）的油井發(fā)生腐蝕的幾率大；日產(chǎn)液越少腐蝕段深度越深。

3）江河區(qū)腐蝕油井高含水井占總腐蝕井的70%。

4）江河區(qū)腐蝕油井發(fā)生腐蝕井段具有重復(fù)性。江河區(qū)約70%腐蝕油井發(fā)生腐蝕位置大致相同。

5）江河區(qū)油井腐蝕主要原因是侵蝕性CO2和H2S協(xié)同作用。通過對產(chǎn)出液和回注水組分分析，發(fā)現(xiàn)侵蝕性CO2和H2S含量超標［1］；通過對硫元素 （無機物）和碳元素 （無機物）進行從油井－聯(lián)合站－水井的循環(huán)分析，結(jié)合侵蝕性CO2和H2S含量與腐蝕速率的室內(nèi)研究及油井腐蝕產(chǎn)物組分分析，認為江河區(qū)油井腐蝕主要原因是侵蝕性CO2和H2S協(xié)同作用。

2 江河區(qū)油井防腐室內(nèi)試驗研究

圖1 硫含量對腐蝕速率影響圖

圖2 CO2含量對腐蝕速率影響圖

2.1 H2S腐蝕機理

鋼鐵在濕H2S介質(zhì)中發(fā)生電化學反應(yīng)：

陽極反應(yīng)：Fe＝Fe2＋＋2e

陰極反應(yīng) ：2H＋＋2e＝H2

總反應(yīng) ：Fe＋H2S＝FeS＋H2

鋼材受到H2S腐蝕后的產(chǎn)物是FeS。

從圖1可以看出，單因素硫化物含量≥30mg/L時，腐蝕速率雖上升明顯，但還沒有超過0.076mm/a的國標［1］（目前江河硫化物含量為55～60mg/L）。

2.2 CO2 腐蝕機理

有關(guān)研究認為侵蝕性CO2的腐蝕機理如下：

其總腐蝕反應(yīng)為：

試驗表明：隨CO2濃度增大，腐蝕速率逐漸升高 （雙河油田江河區(qū)CO2濃度≥20mg/L）。

1）CO2分壓對腐蝕的影響［2］現(xiàn)在普遍認為在影響CO2腐蝕的諸多因素中，CO2分壓起著決定性的作用。當溫度一定時，CO2的分壓值愈大材料的腐蝕速率愈快。Lohodny－Sarc等的研究表明：當CO2的分壓大于0.21MPa時，將會發(fā)生嚴重的CO2局部腐蝕；當CO2的分壓在0.21～0.483MP a時，易發(fā)生不同程度的小孔腐蝕；當CO2的分壓在0.0483～0.021MPa時，發(fā)生全面均勻腐蝕 ；當CO2的分壓小于0.021MP a時，腐蝕不會發(fā)生或很少發(fā)生 。

2）溫度的影響［2］溫度對CO2腐蝕的影響，很大程度表現(xiàn)在溫度對腐蝕產(chǎn)物保護膜生成的影響上。Ikeda等人研究證實：①溫度＜60℃，腐蝕產(chǎn)物膜FeCO3軟而無附著力，金屬表面光滑，均勻腐蝕；②當溫度在60～110℃之間時，F(xiàn)e的表面生成有一定保護性腐蝕產(chǎn)物膜FeCO3，局部腐蝕突出；③110℃附近，高的腐蝕速率和嚴重的局部腐蝕 （深孔），腐蝕產(chǎn)物層厚而松，形成粗結(jié)晶的FeCO3；④150℃以上，形成細致、緊密、附著力強的FeCO3和Fe3O4膜，腐蝕速率降低。

3）CO2與硫化物共存誘導(dǎo)作用對腐蝕速率的影響［2］研究表明，在H2S和CO2共存的體系中，H2S的作用可表現(xiàn)為以下4種形式 ：①當體系中H2S分壓＜0.01psi（1MPa＝145psi）時，CO2是主要的腐蝕介質(zhì)，溫度高于60℃，腐蝕速率取決于FeCO3膜保護性能，基本與H2S無關(guān)。②隨著H2S含量增加 （PCO2/PH2S＞200），在CO2為主導(dǎo)體系中，H2S的存在會在材料表面形成一層與系統(tǒng)溫度和pH值有關(guān)的較致密的FeCO3膜 ，導(dǎo)致腐蝕速率降低。③在H2S為主導(dǎo)的系統(tǒng)中 （PCO2/PH2S≤200），H2S的存在一般會使材料表面優(yōu)先生成一層FeS膜，此膜的形成會阻礙具有良好保護性的Fe－CO3膜的生成。系統(tǒng)最終的腐蝕性取決于FeS和FeCO3膜的穩(wěn)定性及其保護情況。④不同溫度對H2S和CO2共存的腐蝕速率影響也明顯，均呈現(xiàn)出隨溫度增加，腐蝕速率先增加后降低的過程。

通過以上對江河區(qū)油井腐蝕原因的研究，認為江河區(qū)油井防腐應(yīng)該以抑制侵蝕性CO2腐蝕和H2S腐蝕為主。

2010年針對收集到的14種緩蝕劑，按 照 Y/T5237－2000 《油 田采出水用緩蝕劑性能評價方法》常壓靜態(tài)緩蝕率測定方法 （55℃，緩蝕劑加量50mg/L），取江河區(qū)T11－188、T8－108等井產(chǎn)出液作為試驗介質(zhì)，進行緩蝕性能評價，評價結(jié)果見圖3。

由圖3可見，14種緩蝕劑中緩蝕率 ＞90%有3種 （SJ2＃、SJ3＃、HSS－1），pH 值接近中性有2種 （SJ2＃ （pH＝7）、HSS－1 （pH＝6））。

圖3 14種緩蝕劑緩蝕率評價圖

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 SJ2＃和HSS－1兩種緩蝕劑現(xiàn)場試驗

2010年對SJ2＃和HSS－1兩種緩蝕劑進行了現(xiàn)場試驗，效果良好。

HSS－1緩蝕劑是自主研發(fā)的新型油井緩蝕劑，復(fù)配了具有殺菌功能的官能團，尤其適合江河區(qū)SRB高的低溫低液井。2010年在江河區(qū)雙新泌57井、雙8－17井現(xiàn)場應(yīng)用，效果良好，檢泵周期明顯延長，雙新泌57井于2011年3月18日作業(yè)解卡，該井腐蝕現(xiàn)象明顯減輕。

SJ2＃主要成分為咪唑啉 （間二氮雜環(huán)戊烯）、OP系列表活劑 （壬基酚聚氧稀醚）和有機磷類阻垢劑組成。其作用原理主要是在油管內(nèi)壁表面形成螯合物，將油管保護起來從而抑制腐蝕，阻止結(jié)垢。適合江河區(qū)高溫高液井。2010年在江河區(qū)雙S13－13井、雙H11－9井等5口油井進行現(xiàn)場應(yīng)用，效果良好。雙S13－13井于2011年1月30日漏失作業(yè)，未發(fā)現(xiàn)腐蝕，雙H4－806井于2010年12月30日作業(yè)下封，未發(fā)現(xiàn)腐蝕。

Y－3＃緩蝕劑是2011年新篩選出來的，對侵蝕性CO2和H2S腐蝕具有良好的抑制效果。室內(nèi)按照Y/T5237－2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》常壓靜態(tài)緩蝕率測定方法 （55℃，緩蝕劑加量50mg/L），2011年1月7日取江河T9－188井產(chǎn)出液作為試驗介質(zhì)，進行緩蝕性能評價，評價結(jié)果見表1。

3.2 藥劑投加方式的優(yōu)化

對加藥方式進行了摸索，目前加藥方式存在著如下問題：①靜液面井套管加藥方式不適用；②一次性加藥不能連續(xù)發(fā)揮藥效；③部分油井無摻水，藥劑掛壁，得不到全部利用。

采用井下防腐自動定量加藥泵可以在線持續(xù)進行藥劑投加，使得藥劑得到最大化利用。

表1 緩蝕劑緩蝕率評價

雙T8－107井2010年1～6月因腐蝕躺井4次：平均檢泵周期為45d。6月26日下井下自動定量加藥裝置，設(shè)計加藥濃度為30mg/L，加藥型號HSS－1，加藥時間為180d，于2010年12月26日達到了設(shè)計要求藥劑已釋放完，免修期由45d延長到183d。該井于2010年12月29日改為地面投加，至今（2011年3月27日）未躺井。

井下防腐自動定量加藥泵適用于帶有封隔器低液量 （20m3以下）的腐蝕油井。

4 結(jié) 論

1）江河區(qū)油井腐蝕產(chǎn)物分析發(fā)現(xiàn)江河區(qū)腐蝕油井腐蝕產(chǎn)物主要是FeS和FeCO3，結(jié)垢產(chǎn)物主要是CaCO3垢，防腐應(yīng)該以抑制侵蝕性CO2腐蝕和H2S腐蝕為主。

2）通過室內(nèi)試驗證明SJ2＃和HSS－1兩種緩蝕劑緩蝕率大于90%，現(xiàn)場應(yīng)用，效果良好。

3）防腐自動定量加藥泵可以在線持續(xù)進行藥劑投加，使得藥劑得到最大化利用，加藥方式簡單易操作，效果顯著。

［1］QSY－HB0050－2001，油水井管柱防腐技術(shù)標準 ［S］.

［2］朱世東，劉會，白真權(quán)，等.CO2腐蝕機理及其預(yù)測防護 ［J］.熱處理技術(shù)與裝備，2008，29（6）：38～41.

TE931.2

A

1000－9752（2011）06－0355－04

2011－05－05

徐廣杰 （1979－），女，2003年遼寧工程技術(shù)大學畢業(yè)，工程師，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。

［編輯］ 蕭 雨