安塞油田塞152區(qū)塊井筒防腐工藝研究

馬延風(fēng)羅慶梅

1.西安石油大學(xué) （陜西 西安 710065）

2.長(zhǎng)慶油田分公司 第一采油廠 （陜西 延安 716000）

安塞油田塞152區(qū)塊井筒防腐工藝研究

馬延風(fēng)1,2羅慶梅2

1.西安石油大學(xué) （陜西 西安 710065）

2.長(zhǎng)慶油田分公司 第一采油廠 （陜西 延安 716000）

安塞油田塞152區(qū)塊開采長(zhǎng)2油層，由于產(chǎn)出液腐蝕性強(qiáng)，致使井筒內(nèi)油管穿孔、油桿斷裂等現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生，井下維護(hù)性作業(yè)頻繁，嚴(yán)重影響油井的正常生產(chǎn)。研究認(rèn)為硫化氫與二氧化碳共同作用引起的局部腐蝕是該區(qū)塊井筒腐蝕的主要原因。通過(guò)篩選適合長(zhǎng)2流體性質(zhì)的緩蝕劑和采用從套管環(huán)空人工定期投加的工藝，井筒腐蝕得到有效控制，延長(zhǎng)了油管桿的使用壽命，大幅減少了油井維護(hù)性作業(yè)井次。

長(zhǎng)2層 井筒防腐工藝 安塞油田

塞152區(qū)塊位于安塞縣境內(nèi)，開采油層為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2層，油藏厚度約為15m，底水發(fā)育。區(qū)塊所轄油井40口，油井動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為高液量、高含水、高沉沒度，單井日產(chǎn)液10.7m3，綜合含水76.0%，平均沉沒度375m。

由于長(zhǎng)2層產(chǎn)出液腐蝕性強(qiáng)，井筒腐蝕嚴(yán)重，抽油桿斷裂現(xiàn)象頻繁發(fā)生，油管使用不到5a就發(fā)生穿孔，造成該區(qū)塊因腐蝕作業(yè)井次占區(qū)塊維護(hù)性作業(yè)的20%以上，嚴(yán)重制約油井采油效率的提高。2004年至2005年修井記錄表明：抽油桿斷裂40井次，油管腐蝕穿孔5井次，更換抽油桿1 477m，更換油管714m。

腐蝕原因分析

1 流體性質(zhì)分析

通過(guò)對(duì)塞152區(qū)塊所轄油井產(chǎn)出液水型分析，水型均屬于NaHCO3型，HCO3-含量很高 （表1），pH值在8～9之間。說(shuō)明地層中有大量的二氧化碳?xì)怏w產(chǎn)生；水的顏色大都呈現(xiàn)綠色，說(shuō)明含有一定量微生物存在。在賀一轉(zhuǎn)除油罐出口采出水樣的硫酸鹽還原菌為104～105個(gè)/mL，水樣具有較濃烈的硫化氫氣味。塞152區(qū)塊3口油井套管氣經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)，H2S含量超過(guò)0.015%。

表1 塞152區(qū)塊長(zhǎng)2地層水水型分析

2 外觀檢查

現(xiàn)場(chǎng)觀察腐蝕后抽油桿、油管表面呈點(diǎn)狀、坑狀、片狀等，抽油桿腐蝕后使桿體部位變細(xì)如圖1所示，部分油管出現(xiàn)應(yīng)力開裂的現(xiàn)象如圖2所示。

3 腐蝕產(chǎn)物分析

圖1 抽油桿腐蝕情況

對(duì)腐蝕斷裂抽油桿的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行 X射線衍射和能譜聯(lián)合分析。由腐蝕產(chǎn)物的主要成分，來(lái)確定該區(qū)塊腐蝕的主要原因。最外層腐蝕產(chǎn)物的顏色為黑綠色，厚度只有1～2mm，底層為紅色和棕色。通過(guò)分析，主要腐蝕產(chǎn)物是硫化鐵和氧化鐵。

圖2 油管腐蝕情況

4 腐蝕原因分析

（1）CO2腐蝕機(jī)理

CO2溶入水后對(duì)金屬材料有較強(qiáng)的腐蝕性。研究表明，CO2腐蝕最典型的特征是呈現(xiàn)局部的點(diǎn)蝕、輪癬狀腐蝕和臺(tái)面狀坑蝕，極易造成腐蝕穿孔現(xiàn)象。

CO2腐蝕是一種錯(cuò)綜復(fù)雜的電化學(xué)過(guò)程。由于腐蝕產(chǎn)物FeCO3及結(jié)垢物CaCO3或不同的生成物膜在鋼鐵表面不同區(qū)域的覆蓋度不同，不同覆蓋度的區(qū)域之間形成了具有很強(qiáng)自催化特性的腐蝕電偶，CO2的局部腐蝕正是這種腐蝕電偶作用的結(jié)果。

CO2電化學(xué)腐蝕基本化學(xué)反應(yīng)為：

（2）H2S腐蝕機(jī)理

產(chǎn)出液中H2S對(duì)碳鋼的抗蝕性有很大的破壞作用，可使其發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕，甚至應(yīng)力腐蝕開裂。反應(yīng)產(chǎn)物FeS在管桿金屬表面沉積時(shí)與未沉積FeS的管桿表面構(gòu)成電位差達(dá)0.2～0.4V的強(qiáng)電偶，加速促進(jìn)金屬鐵的腐蝕。

（3）氫脆

當(dāng)腐蝕反應(yīng)中形成氫原子時(shí)，原子氫會(huì)彼此結(jié)合，在金屬表面形成氫分子，硫化物對(duì)這種反應(yīng)起到負(fù)催化劑的作用。由于阻礙了分子氫的形成，這些氫原子能在主力區(qū)內(nèi)滲透到管桿的表層里。一旦原子氫滲透到抽油桿里，就不再與硫化物的沉積物接觸，而是原子氫的原子彼此結(jié)合形成分子氫。這種金屬內(nèi)部的分子氫可相互結(jié)合，能產(chǎn)生巨大的斥力，在拉力的疊加協(xié)和作用下，造成抽油桿氫脆斷裂或油管開裂。

井筒防腐工藝試驗(yàn)

目前國(guó)內(nèi)外可采取防止或延緩產(chǎn)出液井筒內(nèi)腐蝕的主要措施有：選用優(yōu)質(zhì)的耐蝕合金鋼管材、采用管桿表面涂鍍層保護(hù)或投加化學(xué)緩蝕藥劑等。采用投加化學(xué)緩蝕藥劑法是最簡(jiǎn)單、最經(jīng)濟(jì)的常用方法之一，能夠起到長(zhǎng)期防護(hù)井筒的作用。

1 抗硫緩蝕劑原理

緩蝕劑防腐技術(shù)是依靠緩蝕劑在金屬表面生成了一種吸附膜，同時(shí)緩蝕劑對(duì)電解過(guò)程起到了阻止作用，這些反應(yīng)均能使金屬的腐蝕減慢，起到防腐的作用。

CQ-GFH抗硫緩蝕劑是利用咪唑啉與季銨鹽吸附離子，與金屬發(fā)生化學(xué)吸附，在金屬表面形成致密的膜，以隔離腐蝕介質(zhì)，同時(shí)又能起中和反應(yīng)，將S2-變成穩(wěn)定的硫化物，起到減緩腐蝕的目的。同時(shí)咪唑啉類緩蝕劑對(duì)抑制CO2腐蝕有很好的作用。室內(nèi)研究表明（表2），長(zhǎng)2流體介質(zhì)中，CQ-GFH抗硫緩蝕劑加藥濃度為60～100mg/L，抗硫緩蝕劑緩蝕率≥80%。

表2 CQ-GFH緩蝕劑濃度對(duì)J55套管鋼腐蝕速率及緩蝕率的影響(25℃)

2 投加方式

綜合考慮油井生產(chǎn)性質(zhì)和生產(chǎn)井周圍的氣候環(huán)境，投加緩蝕劑考慮間歇投加。如果采用連續(xù)投加，雖然效果可能會(huì)更好，但是當(dāng)冬季氣溫過(guò)低，會(huì)使連續(xù)加入的緩蝕劑凍結(jié)造成加注中斷。采用間歇式加注緩蝕劑時(shí),由于塞152區(qū)塊油井井口壓力低,因此采用人工加藥最經(jīng)濟(jì)、最可行。根據(jù)油井生產(chǎn)性質(zhì),采用從油井套管環(huán)形空間人工投加緩蝕劑,利用緩蝕劑自重沉入井底,隨采出液返出,使流經(jīng)的管柱受到保護(hù),從而延長(zhǎng)油、套管以及井下工具的使用壽命。

3 加藥制度

在正常加注維護(hù)前，需要加大緩蝕劑的劑量，對(duì)整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行預(yù)膜處理，使之在金屬表面形成均勻的保護(hù)膜（理論計(jì)算膜厚可達(dá)76μm），隨后轉(zhuǎn)入正常加注，以維護(hù)緩蝕劑膜的完整性。初次投加藥量為正常投加量的2～3倍。

（1）加藥比例

與產(chǎn)出液含水存在較大差異，既有油包水（低含水原油）又有水包油（高含水原油），因此抗硫緩蝕劑分為油溶性和水溶性2種，必須根據(jù)油井含水率fw情況確定2種抗硫緩蝕劑的加藥比例。

當(dāng)fw＜40%，油基和水基比例為2∶1；

當(dāng)40%＜fw＜60%，油基和水基比例為1∶1；

當(dāng)fw＞60%，油基和水基比例為1∶2。

（2）加藥周期

為方便現(xiàn)場(chǎng)操作，單井每次加藥量固定為25kg，加藥濃度為100mg/L，根據(jù)油井日產(chǎn)液量q確定不同的加藥周期。

周期天數(shù)(d)=加藥量Q(kg)÷[q(m3/d)×濃度(ppm) ×10-3]

當(dāng)q＜5m3，投加抗硫緩蝕劑周期為50d；

當(dāng)5m3＜q＜10m3，投加抗硫緩蝕劑周期為30d；

當(dāng)10m3＜q＜15m3，投加抗硫緩蝕劑周期為20d；

當(dāng)q＞15m3，投加抗硫緩蝕劑周期為12d。

4 試驗(yàn)情況

選取24口井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采用油套環(huán)空定期加注抗硫化氫緩蝕劑，試驗(yàn)后這些井平均檢泵周期由加藥前的138d延長(zhǎng)到了316d，延長(zhǎng)178d，年油桿斷裂次數(shù)由6次下降到3次，防腐效果明顯。

Fe2＋含量分析是簡(jiǎn)便的檢測(cè)腐蝕狀況的方法。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試數(shù)據(jù)作圖（見圖3）。由圖3可以看出試驗(yàn)井中 Fe2＋含量從初始時(shí)的 0.002 27%降至0.000 13%，含鐵量減少率達(dá)94.3%，充分說(shuō)明抗硫緩蝕劑有效抑制了井筒腐蝕的發(fā)生。

效果評(píng)價(jià)

2006年開始在塞152區(qū)塊全面推廣應(yīng)用井口投加抗硫緩蝕劑技術(shù)，井筒腐蝕得到有效控制，由于腐蝕而造成的維護(hù)性作業(yè)井次明顯降低。2008年發(fā)生桿柱斷裂3井次，僅占小修井比例為4%，桿柱故障率0.098次/(口·a)，和2005年相比桿柱故障率降低了0.402次/(口·a)，平均檢泵周期由剛加藥時(shí)的316d延長(zhǎng)到了454d，延長(zhǎng)138d，達(dá)到了控制井筒腐蝕的目的。

認(rèn)識(shí)與建議

（1）塞152區(qū)塊油井井筒腐蝕的原因是長(zhǎng)2層產(chǎn)出液中硫化氫、二氧化碳等共同作用引起的局部腐蝕，尤其是點(diǎn)蝕最為突出。

（2）通過(guò)套管環(huán)空周期性投加抗硫緩蝕劑可以在金屬表面形成1層保護(hù)膜，減緩了井筒內(nèi)流體對(duì)金屬的腐蝕，對(duì)井筒有良好的保護(hù)效果。

（3）抗硫緩蝕劑初次投加藥量為正常投加量的2～3倍，對(duì)整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行預(yù)膜處理，隨后轉(zhuǎn)入正常加注，根據(jù)油井產(chǎn)液量確定加藥周期，以維護(hù)緩蝕劑膜的完整性。

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[4]萬(wàn)里平,孟英峰.西部油田油管腐蝕結(jié)垢機(jī)理研究[J].中國(guó)腐蝕與防護(hù)學(xué)報(bào),2007(4).

When Chang 2 oil layer was exploited in Sai Block 152 of Ansai Oilfield,the strong corrosion of produced liquid made the oil pipe in the wellbore punched and the oil rod fractured,which results in the frequent operation of down-hole maintenance and seriously affects the regular production of oil well.The study indicates that main reason of wellbore corrosion in the block is the partial corrosion caused by mutual function of hydrogen sulfide and carbon dioxide.Through the selection of corrosion inhibitor that is suitable for the liquid property of Chang 2,and the application of human injecting technology from the hole of casing pipe ring,the corrosion of wellbore has been controlled effectively,together with the service life of oil rod being lengthened and the times of oil well maintenance being reduced.

Chang 2 oil layer;anti-corrosion technology;Ansai Oilfields

馬延風(fēng)（1974-），男，1994年畢業(yè)于西安石油大學(xué)，工程師，從事油氣田的開發(fā)與技術(shù)管理工作。

2010-09-15