李艷琦,林遠(yuǎn)平,李世文,李來(lái)紅,薛新茹,潘 彬
玉門油田分公司 工程技術(shù)研究院,甘肅 酒泉 735200
酒東油田屬于復(fù)雜斷塊油藏,平均日產(chǎn)液較低,含水偏高,部分油井管桿腐蝕現(xiàn)象嚴(yán)重。井下桿柱受力情況復(fù)雜,隨著油井動(dòng)態(tài)不斷改變,陸續(xù)出現(xiàn)桿管偏磨現(xiàn)象。2019年檢泵38井次,2020年檢泵28井次,頻繁停井檢泵嚴(yán)重影響了油田產(chǎn)量及安全生產(chǎn)。經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)檢查檢泵油井腐蝕情況,發(fā)現(xiàn)腐蝕多發(fā)于中高含水(>60%)的油井,且這類油井的結(jié)垢現(xiàn)象也比其他油井嚴(yán)重。
為了明確酒東油田油井存在的腐蝕因素,依據(jù)SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》、SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》及GB/T 13610—2014《天然氣的組成分析 氣相色譜法》,對(duì)部分腐蝕嚴(yán)重的油井地層水及伴生氣進(jìn)行分析,具體結(jié)果見表1、表2。
表1 酒東油田部分腐蝕井地層水分析
表2 酒東油田部分腐蝕井伴生氣分析 %
由表1和表2可知:酒東油田地層水的礦化度高、氯離子含量高,水型均為NaHCO3型。通過細(xì)菌培養(yǎng),3種菌含量較少,因細(xì)菌引起的腐蝕影響較??;伴生氣中無(wú)H2S的存在,所以排除H2S腐蝕;CO2和O2的含量較高,所以可以推斷存在O2及CO2腐蝕。
取酒東油田長(zhǎng)2-30井腐蝕產(chǎn)物做電鏡掃描、X線衍射分析,結(jié)果見圖1、表 3。由圖1可知,腐蝕產(chǎn)物表面呈不規(guī)則堆積結(jié)垢,疏松、顆粒之間存在多孔洞結(jié)構(gòu)。這是由于腐蝕介質(zhì)等因素的影響,碳鋼腐蝕后形成的產(chǎn)物并沒有在表面形成致密的保護(hù)膜,起到抑制腐蝕的作用,反而由于腐蝕產(chǎn)物膜具有疏松、多孔的特點(diǎn),容易形成各種濃差電池(鹽濃差、氧濃差、氫濃差)[1],導(dǎo)致垢下腐蝕嚴(yán)重。
圖1 長(zhǎng)2-30井腐蝕產(chǎn)物電鏡掃描
表3 長(zhǎng)2-30井腐蝕產(chǎn)物分析
由表3可知:長(zhǎng)2-30井的腐蝕產(chǎn)物中Fe2O3、FeCO3含量較高,這可能是由于腐蝕引起的腐蝕堆積結(jié)垢;同時(shí),在腐蝕產(chǎn)物中還發(fā)現(xiàn)有CaSO4、CaCO3、MgCO3等的存在,這些產(chǎn)物應(yīng)該為采出液在溫度、壓力改變的情況下,沉積在金屬表面形成的結(jié)垢物;少量的NaCl是隨著垢的產(chǎn)生包裹在里面形成的包裹垢。
對(duì)酒東油田油井地層水、伴生氣的分析結(jié)果可以明確油井中存在的相關(guān)腐蝕因素[2-3]。為了確定影響因素對(duì)油井腐蝕的影響,闡明具體的腐蝕的成因及機(jī)制,采用動(dòng)態(tài)腐蝕分析方法,在實(shí)驗(yàn)室里對(duì)影響腐蝕的因素進(jìn)行分析。實(shí)驗(yàn)條件:釜溫度100 ℃、轉(zhuǎn)速120 r/min、N2總壓12 MPa、鋼片P110。
采用酒東油田長(zhǎng)2-30井原油及地層水,考察不同含水量對(duì)腐蝕的影響,結(jié)果見圖2。由圖2可知:當(dāng)含水量低于20%時(shí),腐蝕較弱;當(dāng)含水量大于20%時(shí),腐蝕速率上升較快,這是因?yàn)楹枯^小時(shí),原油黏附在金屬表面,可以阻止腐蝕介質(zhì)接觸金屬表面,起到保護(hù)金屬的作用,防止金屬被腐蝕。
圖2 腐蝕速率隨原油中含水量變化的趨勢(shì)
酒東油田地層水中的溶解鹽類以硫酸鹽、氯化物和重碳酸鹽為主,配制不同濃度的鹽水。通過在蒸餾水中加入溶解的3種鹽,在70 ℃下考察不同濃度下鹽水的腐蝕速率,結(jié)果見圖3。
圖3 不同鹽水濃度的腐蝕速率
由圖3可知:隨著鹽水濃度的增加,腐蝕速率隨之增加,其中氯化物的速率腐蝕大,而重碳酸鹽離子明顯有抑制腐蝕的作用。Cl-的升高,使油管表面產(chǎn)生孔蝕和應(yīng)力腐蝕破裂加??;由于Cl-半徑小,穿透能力強(qiáng),能破壞金屬表面形成的腐蝕產(chǎn)物膜,形成點(diǎn)蝕;孔越小,產(chǎn)生的濃度差越大,穿孔越快,而且隨著溶液中帶電離子濃度的增加,溶液導(dǎo)電性越大,去極化作用增強(qiáng),各種微觀電池的電化學(xué)腐蝕更容易發(fā)生。
2.3.1 O2對(duì)腐蝕的影響
伴生氣中存在少量的O2,可推斷油井采出液中存在著一定量的溶解氧,鐵受水中溶解氧的腐蝕是一種電化學(xué)腐蝕,鐵和氧形成腐蝕電池。鐵的電極電位總是比氧的電極電位低,所以在鐵氧腐蝕電池中,鐵是陽(yáng)極,遭到腐蝕,氧為陰極,進(jìn)行還原,溶解氧的陰極去極化作用是引起鐵腐蝕的主要因素。腐蝕產(chǎn)生的氧化物在油管表面上形成不均勻的氧化層,如果外部環(huán)境仍存在溶解氧,這種條件下碳鋼表面可產(chǎn)生點(diǎn)蝕或孔蝕。
2.3.2 CO2對(duì)腐蝕的影響
油井伴生氣中CO2含量較高(5.47%~9.45%),CO2是一種易溶于水的酸性氣體,在常溫常壓下,飽和溶解度為1 000 mg/L,溶于水后生成碳酸,使介質(zhì)的pH降低,促進(jìn)H+去極化的發(fā)生[4],使腐蝕加劇,腐蝕產(chǎn)物一般以FeCO3形式存在,在金屬表面呈不均勻覆蓋,導(dǎo)致不同區(qū)域之間形成很強(qiáng)的腐蝕電偶,從而造成油管局部的點(diǎn)蝕、臺(tái)地狀坑蝕和苔蘚狀腐蝕,腐蝕嚴(yán)重時(shí)會(huì)導(dǎo)致油管穿孔。
為了考察井筒結(jié)垢對(duì)腐蝕速率的影響,將P110掛片置于飽和的CaCO3溶液16 h后取出,烘干,作為結(jié)垢后掛片。腐蝕液采用酒東地層水,分別測(cè)定結(jié)垢與未結(jié)垢掛片的腐蝕速率,結(jié)果見表4。
表4 結(jié)垢對(duì)腐蝕速率的影響
由表4可知:結(jié)垢后的掛片的腐蝕量明顯高于未做結(jié)垢實(shí)驗(yàn)的掛片。這是因?yàn)榻Y(jié)垢后的掛片表面附著一層腐蝕垢和沉淀垢,同時(shí)腐蝕垢比較疏松,用這樣的掛片進(jìn)行腐蝕實(shí)驗(yàn),往往會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的垢下腐蝕,因此結(jié)垢會(huì)導(dǎo)致腐蝕加劇。
酒東油田油井偏磨主要由于井斜和油管桿“失穩(wěn)”兩個(gè)原因。井斜使抽油桿、油管及泵在傾斜狀態(tài)下工作,造成抽油桿與油管的摩擦,使油井管桿發(fā)生偏磨[5-6]。油管桿“失穩(wěn)”使抽油桿柱承受交變載荷的作用,使油井管桿偏磨。偏磨與腐蝕同時(shí)存在時(shí),不是簡(jiǎn)單的疊加作用,而是相互促進(jìn)、相互作用。偏磨導(dǎo)致油管桿的鈍化表面破損,偏磨表面被激活,成為電化學(xué)腐蝕的陽(yáng)極,由于采出液的高礦化度,對(duì)電化學(xué)腐蝕起到促進(jìn)作用,加劇了腐蝕。腐蝕使油管桿表面粗糙從而又使偏磨更加嚴(yán)重。
目前國(guó)內(nèi)外采用的防腐措施主要有:耐蝕材料、涂層防腐、化學(xué)防腐和犧牲陽(yáng)極防腐等[7-9]。通過對(duì)酒東油田腐蝕因素分析及機(jī)制研究,確定了油井腐蝕產(chǎn)生原因,結(jié)合油井腐蝕特點(diǎn),優(yōu)選出一系列的防護(hù)措施,取得了較好的防腐效果。
針對(duì)抽油桿腐蝕斷脫現(xiàn)象,酒東油田于2019年1月22日在長(zhǎng)2-30井、長(zhǎng)201井采用玻璃鋼抽油管+大段加重桿新結(jié)構(gòu)進(jìn)行防腐,2019年10月21日檢泵時(shí)發(fā)現(xiàn),玻璃鋼抽油桿無(wú)腐蝕,檢泵周期從50 d延長(zhǎng)至256 d,平均延長(zhǎng)單井檢泵周期206 d。
由于酒東油田偏磨腐蝕日益嚴(yán)重,為此采用靜電噴涂法將耐磨材料噴涂油管內(nèi)壁及抽油桿表面,冷卻固化后形成新型抗磨耐蝕的內(nèi)涂層油管。涂層油管與周圍的電解質(zhì)溶液隔離,使兩者之間增加一個(gè)很高的電阻,從而阻止電化學(xué)反應(yīng)的發(fā)生。2019年在酒東油田長(zhǎng)3-3井、長(zhǎng)211井、長(zhǎng)3-14井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),平均延長(zhǎng)單井檢泵周期190 d,效果明顯。從現(xiàn)場(chǎng)使用情況看,該工藝的主要缺陷是上卸扣和偏磨使防腐涂層損傷、脫落,在局部形成濃度差,加劇這些部位的腐蝕。由此可見,防腐涂層與防偏磨工藝聯(lián)合使用,可有效緩解偏磨腐蝕。
酒東油田優(yōu)選出KXY-2型陰極保護(hù)器試驗(yàn)減緩油管桿的電化學(xué)腐蝕,延長(zhǎng)油管桿的使用周期。首先在長(zhǎng)3-2井進(jìn)行KXY-2型陰極保護(hù)器現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。油管陰極保護(hù)器按450~3 000 m之間每200 m安裝一節(jié),油桿陰極保護(hù)器每100 m安裝一節(jié),通過絲扣連接安裝,配合尼龍扶正器配套使用。運(yùn)行424 d未發(fā)生腐蝕躺井現(xiàn)象。此外,在其他7口油井推廣進(jìn)行陰極保護(hù)試驗(yàn),亦取得較好的防腐效果。
3.4.1 化學(xué)藥劑的優(yōu)選
根據(jù)酒東油田油井存在CO2、O2、鹽水、結(jié)垢及偏磨等多種腐蝕因素,2020年有針對(duì)性地開展緩蝕、阻垢及防偏磨化學(xué)藥劑的優(yōu)選試驗(yàn),最終篩選出ZCY-03型油井保護(hù)劑[10-12],對(duì)CO2、O2和鹽水腐蝕具有良好的抑制作用,室內(nèi)加藥濃度為50 mg/L時(shí),阻垢性能>90%,緩蝕性能>90%,降阻>40%。
3.4.2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施工藝
油井正常生產(chǎn)過程中,利用自主研發(fā)的自動(dòng)加藥裝置,將油井保護(hù)劑加入油套環(huán)形空間[13],根據(jù)油井沉沒度及產(chǎn)液量,確定每10 d加注一次,加藥濃度50~80 mg/L,藥劑與環(huán)形空間溶液混合,依靠其自身重力循環(huán)下沉至油管管腳,隨生產(chǎn)油流進(jìn)入油管,在油管原油中保持一定濃度,起到緩蝕、阻垢、防偏磨的作用。
3.4.3 現(xiàn)場(chǎng)化學(xué)藥劑應(yīng)用效果評(píng)價(jià)
在酒東油田選取3口腐蝕嚴(yán)重的油井進(jìn)行油井保護(hù)劑現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),加藥后7 d,取油井采出水進(jìn)行分析,結(jié)果見表5。
表5 現(xiàn)場(chǎng)化學(xué)藥劑應(yīng)用效果評(píng)價(jià)
由表5可知:3口油井的緩蝕、阻垢、防偏磨效果較好。平均緩蝕率為90%、阻垢率為87.7%、降阻率為37.4%。油井的檢泵周期由加藥前的112 d延長(zhǎng)至364 d,檢泵發(fā)現(xiàn)油井仍存在偏磨現(xiàn)象,為了能從根本上解決腐蝕因素,將在后續(xù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中聯(lián)合使用保護(hù)劑與扶正器。
1)酒東油田地層水礦化度高,存在電化學(xué)腐蝕。
2)酒東油田產(chǎn)出氣中CO2含量高(8.5%~14.2%),存在 CO2腐蝕。由于Cl-的存在,影響金屬形成鈍化膜,加劇了CO2腐蝕,極易產(chǎn)生點(diǎn)蝕,造成金屬管道穿孔。
3) 優(yōu)選出的防腐技術(shù)在酒東油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)19口井,防腐效果顯著,平均延長(zhǎng)單井檢泵周期272 d,取得了較好的效果。
4)為了能夠有效緩解油井管桿腐蝕,建議明確油井腐蝕機(jī)制的基礎(chǔ)上,要做到防偏磨、防腐、防垢措施聯(lián)合使用。同時(shí)要針對(duì)不同腐蝕類型的油井,采取針對(duì)性的措施,提高防腐蝕措施的效果。