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        孤東KD641塊腐蝕原因及防治措施研究

        2014-10-31 03:23:48蔣紹輝
        關(guān)鍵詞:緩蝕劑溶解氧氯離子

        蔣紹輝

        中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院 (山東 東營 257000)

        孤東KD641區(qū)塊儲層平均孔隙度33%,滲透率1.083μm2,地層水水型CaCl2型,平均礦化度11 897 mg/L。該區(qū)塊是孤東目前腐蝕嚴重的區(qū)塊之一,近兩年由于腐蝕造成的躺井2次以上的油井數(shù)高達9口,平均檢泵周期僅有195d,嚴重影響了該區(qū)塊的開發(fā)。前期開展了一些防腐工藝試驗,但效果并不明顯,其主要原因是腐蝕機理分析不清楚,因此開展了腐蝕原因分析及治理對策研究,減緩腐蝕躺井現(xiàn)象的發(fā)生。

        1 腐蝕原因分析

        油井腐蝕因素通常包括二氧化碳、硫化氫、溶解氧、氯離子和細菌腐蝕等[1]。結(jié)合孤東KD641區(qū)目前腐蝕躺井情況,選擇腐蝕嚴重的5口典型井作為解剖對象,采用全因素分析法對各種影響因素進行分析[2]。

        1.1 水樣礦化度及離子組成分析

        依據(jù)標準SY/T 5523-2006《油田水分析方法》對所取水樣進行了常規(guī)離子分析。水型為氯化鈣型,氯離子含量較高,平均礦化度在20 000 mg/L左右,結(jié)果見表1。

        1.2 水樣pH值、腐蝕氣體含量測定

        依據(jù)行業(yè)標準SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》對水樣pH值、溶解氧、二氧化碳、硫化氫等腐蝕氣體含量進行測定。測定結(jié)果見表2。

        表1 水樣礦化度及離子組成分析結(jié)果 /(mg·L-1)

        從表2中看出水中游離態(tài)二氧化碳含量較高,達到20mg/L以上,遠超過了標準要求的1mg/L。溶解氧平均含量達到0.6mg/L,存在溶解氧腐蝕現(xiàn)象。

        表2 腐蝕氣體含量測試結(jié)果

        1.3 腐蝕掛片實驗

        對水樣開展在60℃條件下的腐蝕掛片實驗。腐蝕掛片測試結(jié)果見表3。

        實驗結(jié)果顯示腐蝕速率較高,達到0.2mm/a。

        1.4 細菌含量檢測分析

        依據(jù)行業(yè)標準SY/T 0532-1993《油田注入水細菌分析方法 絕跡稀釋法》中細菌含量測定方法進行測定,測試結(jié)果見表4。

        區(qū)塊水樣有刺鼻氣味,是硫酸鹽還原菌腐蝕的典型現(xiàn)象。油層溫度普遍在60℃,較適合細菌生長。

        1.5 關(guān)聯(lián)性分析

        1)對氯離子的影響進行分析,見表5。

        表3 腐蝕掛片測試結(jié)果

        表4 細菌含量測試結(jié)果 /[個·(mL)-1]

        從表5中可以看出該區(qū)塊礦化度較高,但腐蝕速率與氯離子非正相關(guān)的關(guān)系,表明該區(qū)塊決定性因素不只是氯離子腐蝕。

        表5 腐蝕速率與礦化度及氯離子關(guān)系

        2)對二氧化碳影響因素分析,進行了結(jié)垢預測,實驗結(jié)果見表6。

        從表6及表2中可以看出,水體不穩(wěn)定,容易產(chǎn)生結(jié)垢,存在二氧化碳影響因素。

        表6 結(jié)垢預測結(jié)果

        結(jié)合前面分析的存在溶解氧及細菌腐蝕因素,綜上可知,孤東KD641區(qū)塊是氯離子腐蝕、溶解氧腐蝕、二氧化碳腐蝕及細菌腐蝕共同作用的結(jié)果。

        2 防治措施及效果

        2.1 緩蝕劑的研制及優(yōu)選

        目前防腐技術(shù)包括物理防腐和化學防腐技術(shù)[3],針對該區(qū)塊腐蝕因素及油層溫度,采取化學緩蝕技術(shù)作為防腐技術(shù),選用咪唑啉類的二氧化碳緩蝕劑[4],復配以硫脲和卡巴嘧啶類殺菌劑進行防腐。對5種不同配方的緩蝕劑進行了緩蝕及殺菌效果的優(yōu)選,見表7。

        表7 復配緩蝕劑在58℃條件下緩蝕殺菌實驗結(jié)果 /%

        從表7中可以看出,綜合比較1#配方的緩蝕率及殺菌率最好,故選擇1#作為KD641區(qū)塊的緩蝕藥劑。

        2.2 緩蝕劑最低有效濃度實驗

        對復配的緩蝕劑按照固化工藝進行固化[5],對其使用濃度效果進行研究,實驗結(jié)果見表8。

        由表8可以看出,最低使用濃度不能低于40mg/L,濃度過低時,達不到緩蝕殺菌的效果,現(xiàn)場使用時必須保證使用濃度。

        2.3 現(xiàn)場試驗及效果

        研制完成后在KD641區(qū)塊的KD641X10和KD641X22進行了現(xiàn)場試驗。為了監(jiān)測現(xiàn)場的使用效果,利用井口掛片對實施措施前后一個月的腐蝕速率進行了監(jiān)測。措施實施后腐蝕速率分別從0.242 3mm/a和0.148 6mm/a下降到0.034 7mm/a和0.024 5mm/a,起到了良好的應用效果。2口腐蝕井措施前檢泵周期平均6個月,措施后按照目前的腐蝕速率最少能夠延長檢泵周期180d以上,每年可以節(jié)約費用約7萬元,投入產(chǎn)出比為1:3.5,具有良好的經(jīng)濟效益,建議在該區(qū)塊推廣使用。

        表8 復配緩蝕劑不同濃度下緩蝕殺菌實驗結(jié)果

        3 結(jié)論

        1)通過分析,該區(qū)塊的污水為氯化鈣型,氯離子含量較高,平均礦化度在20 000mg/L左右,同時具有典型細菌腐蝕的特征。

        2)通過全因素排除法對影響因素進行分析,發(fā)現(xiàn)孤東KD641區(qū)塊是由氯離子、溶解氧、二氧化碳和細菌4種腐蝕因素共同作用造成的。

        3)采用咪唑啉類和殺菌劑復配研制的緩蝕劑能夠有效地降低腐蝕速率,在現(xiàn)場試驗2口井,措施實施后腐蝕速率分別從0.242 3mm/a和0.148 6mm/a下降到0.034 7mm/a和0.024 5mm/a,起到了良好的應用效果。

        [1]劉偉.油井的腐蝕原因與防護措施[J].腐蝕科學與防護技術(shù),2006,18(6):78-80.

        [2]鄭云萍.陸梁油田生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕影響因素的灰關(guān)聯(lián)分析[J].油氣儲運,2010,29(10):774-775.

        [3]何公平.坪北油田油井腐蝕原因與防護措施[J].江漢石油職工大學學報,2009,22(4):56-58.

        [4]張玉芳.用于含CO2/H2S環(huán)境的緩蝕劑研制[J].石油與天然氣化工,2005,34(5):407-409.

        [5]冉箭聲.固體緩蝕劑的研制和應用[J].內(nèi)蒙古石油化工,2007(5):45-46.

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