大慶油田二氧化碳驅采出系統(tǒng)緩蝕劑研制與應用

吳剛 張靜偉 賈慶 鄭潤芬 鄒積荀

1大慶油田設計院有限公司

2大慶油田化工有限公司技術開發(fā)研究院

3大慶油田質量安全環(huán)保監(jiān)督評價中心

CO2驅油技術可解決特低滲透油層的注水受效差、產(chǎn)量水平低、采收率低、開發(fā)效果差、成本高等問題[1-4]，已成為大慶油田特低滲透油田的有效開發(fā)方式。自從美國率先提出CO2腐蝕問題，至今已有近90 年的歷史，國內(nèi)外開展了許多研究工作[5-8]。前蘇聯(lián)1961—1962 年開發(fā)克拉斯諾爾邊疆區(qū)油氣田時首次發(fā)現(xiàn)CO2腐蝕油田設備，設備內(nèi)表面的腐蝕速率達5～8 mm/a，導致設備損壞和生產(chǎn)事故隱患。美國Little Creek 油田實施CO2驅油試驗期間發(fā)現(xiàn)，在沒有采取抑制CO2腐蝕措施的情況下，采油井管壁不到5個月就會腐蝕穿孔，腐蝕速率高達12.7 mm/a。國內(nèi)CO2腐蝕破壞問題在20 世紀80年代中期尤為突出，如華北油田餾58 井，其N80鋼質油管僅使用18 個月就被腐蝕穿孔，造成井噴，這是我國油氣田首次發(fā)生的CO2腐蝕破壞事故。類似的CO2腐蝕破壞事故在四川油田、長慶油田、吉林油田以及南海油田都發(fā)生過。

雖然CO2驅油試驗區(qū)采出系統(tǒng)的管道和設備在設計時已經(jīng)采用防腐材質、內(nèi)襯玻璃鋼、防腐涂料等防腐措施，但管道焊縫和泵、閥等不能得到良好保護的部位仍舊出現(xiàn)嚴重的腐蝕問題，單純采用物理防護手段已無法滿足焊縫和附屬設備的腐蝕與防護。因此，針對采出系統(tǒng)介質性質的變化，必須采取可行的措施解決CO2驅地面集輸系統(tǒng)面臨的腐蝕問題，開發(fā)出CO2驅采出系統(tǒng)緩蝕劑，為油田CO2驅采出系統(tǒng)地面配套處理工藝技術提供支持和保障。

1 實驗

1.1 實驗材料

實驗介質：大慶油田CO2驅38-25 井口采出液分離后所得采出水，大慶油田樹16 轉油站四合一分離水。

試片材質及預處理：選用的腐蝕試片材質為20#碳鋼，將試片放在蒸餾水中用超聲波清洗2 min，之后在無水乙醇中用超聲波清洗脫脂2 min，擦干后繼續(xù)用石油醚擦洗試片，冷風吹干待用。

1.2 實驗方法

靜態(tài)掛片具體實驗方法參見SY/T 0026—1999水腐蝕性測試方法；緩蝕劑室內(nèi)效果評價采用美國CORTEST 公司生產(chǎn)的高溫高壓緩蝕劑評價裝置，儀器型號為CORTEST；采用自補償精密電感探針對現(xiàn)場水質腐蝕性在線監(jiān)測，儀器型號為ZK9200。

2 CO2對腐蝕速率的影響及腐蝕性監(jiān)測

2.1 CO2氣體對采出液腐蝕性的影響

首先考察液相pH 值隨氣相CO2分壓變化趨勢，采用ScaleChem3.2.58軟件（序列號：PH5412594）進行模擬計算，結果見圖1。隨著CO2分壓的升高，液相pH 值逐漸下降，氣相壓力0.2 MPa，溫度45 ℃時，pH 值可降低至6.21；氣相壓力2.0 MPa時，pH值可降低至5.21。

CO2引起腐蝕的原因主要是液相pH值降低。常壓條件下在采出水中通入不同濃度的CO2，模擬現(xiàn)場CO2引起的腐蝕。取大慶油田樹16轉油站四合一分離水，用定量濾紙過濾，常溫常壓下通入氮氣降低體系溶解氧質量濃度至0.02 mg/L 以下，隨后通入CO2氣體，監(jiān)測pH值和CO2濃度變化趨勢，采用靜態(tài)掛片法考察腐蝕速率變化，結果見圖2。

圖1 液相pH值隨氣相CO2分壓變化趨勢Fig.1 Variation trend of pH value in liquid phase with the partial pressure of CO2in gas phase

在常壓條件下向四合一分離水中通入CO2氣體，初期，隨著液相CO2含量的增加，分離水pH值迅速降低，同時腐蝕速率迅速增大；隨后，pH值降低和腐蝕速率增大趨勢變緩，pH 值最低降至5.90，腐蝕速率為0.20 mm/a。CO2實測濃度為170 mg/L 時，溶液pH 值降低至6.77，腐蝕速率由最初的0.009 mm/a 增大至0.104 mm/a，表明溶液中少量CO2的存在即會引起pH 值的迅速降低及腐蝕速率的顯著上升。

2.2 CO2驅采出系統(tǒng)水質腐蝕性監(jiān)測

隨著CO2的上返，采出流體中CO2含量不斷升高，含有CO2的采出液和采出水對地面系統(tǒng)的腐蝕也逐步顯現(xiàn)出來。采用ZK9200 型自補償精密電感探針對采出流體進行在線腐蝕速率監(jiān)測，測出摻水系統(tǒng)腐蝕速率約為0.011 mm/a，三合一來液腐蝕速率約為0.15 mm/a，結果見圖3。

圖2 pH值和腐蝕速率隨液相CO2含量變化趨勢Fig.2 Variation trend of pH value and corrosion rate with CO2concentration in liquid phase

圖3 腐蝕在線監(jiān)測探針監(jiān)測CO2驅地面系統(tǒng)腐蝕性Fig.3 On-line corrosion monitoring probe used in monitoring the corrosion of CO2flooding surface system

3 緩蝕劑CI-1009評價

3.1 加藥量優(yōu)化

采用CORTEST 高溫高壓緩蝕劑評價裝置對緩蝕劑CI-1009的最佳加藥濃度進行評價。參考現(xiàn)場工況條件，確定實驗溫度50 ℃，總壓力0.75 MPa，CO2分壓0.3 MPa，轉速2 m/s，應用20#鋼試片，掛片周期168 h，實驗結果見圖4?？梢园l(fā)現(xiàn)，隨著緩蝕劑濃度增大，緩蝕效果逐漸顯現(xiàn)，加藥量達到200 mg/L 時緩蝕效果接近最佳；進一步提高加藥量，緩蝕率提升效果不明顯。綜合考慮經(jīng)濟因素，室內(nèi)實驗確定緩蝕劑CI-1009 最優(yōu)加藥濃度為200 mg/L。

圖4 緩蝕劑CI-1009不同濃度下的緩蝕效果Fig.4 Corrosion inhibition effect of inhibitor CI-1009 at different concentrations

3.2 適應性評價

依據(jù)上述研究結果，采用CORTEST緩蝕劑評價裝置分別模擬現(xiàn)場不同工藝段實驗介質的腐蝕情況。

3.2.1 模擬井口采出條件

實驗介質為大慶油田CO2驅38-25 井口采出液分離后所得采出水，實驗條件：溫度55 ℃，總壓力2 MPa，CO2分壓0.3 MPa，轉速1m/s，應用材質20#鋼試片，掛片周期168 h，緩蝕劑濃度200 mg/L。掛片結果見圖5。掛片結束后，對腐蝕試片進行酸洗稱重，計算得出20#碳鋼試片的腐蝕速率由添加緩蝕劑前的3.548 mm/a 降至0.312 mm/a，緩蝕效率達91.21%。

圖5 模擬井口采出條件添加緩蝕劑前后腐蝕試片表面形貌Fig.5 Surface morphology of corrosion samples before and after adding corrosion inhibitor under

3.2.2 模擬摻水條件

實驗介質為大慶油田樹16 轉油站四合一分離水，實驗條件：溫度55 ℃，總壓力1 MPa，CO2分壓0.03 MPa，轉速1 m/s，應用材質為20#碳鋼試片，掛片周期168 h，緩蝕劑濃度200 mg/L。添加緩蝕劑前后，腐蝕試片的表面形態(tài)見圖6。添加緩蝕劑后，試片表面腐蝕輕微，腐蝕速率由添加緩蝕劑前的0.420 mm/a 降至0.0443 mm/a，緩蝕效率達89.50%。

圖6 模擬摻水條件添加緩蝕劑前后腐蝕試片表面形貌Fig.6 Surface morphology of corrosion samples before and after adding corrosion inhibitor under simulated water mixing conditions

為驗證研制的緩蝕劑與在用破乳劑的配伍性，取樹16 轉油站未加藥的進站采出液分別加入0、100、200、300、500 mg/L的CI-1009緩蝕劑，搖勻后加入20 mg/L 的DE-1215 破乳劑，充分震蕩并放入水浴中靜置沉降30、60、120、180 min后，將配方瓶先上下顛倒兩次，室溫下再次沉降1 min，從水層底部抽取水樣，參考石油行業(yè)標準SY/T 5329—2012 中的測試步驟測定水相含油量，結果見圖7。由圖7 可見，在緩蝕劑濃度小于300 mg/L時，投加不同濃度緩蝕劑對水相含油量影響不明顯；當緩蝕劑濃度為500 mg/L時，水相含油量升高，說明高濃度的緩蝕劑會加大采出液油水分離的難度。

圖7 不同濃度的緩蝕劑對油水分離的影響Fig.7 Influence of different concentration of corrosion inhibitor on oil-water separation

4 緩蝕劑現(xiàn)場應用

4.1 現(xiàn)場腐蝕狀況

現(xiàn)場試驗前，樹16轉油站摻水溫度66～70 ℃，pH 值6.5～6.7，在四合一出口腐蝕短接處進行掛片試驗和腐蝕在線監(jiān)測，同時在摻水泵前進行腐蝕在線監(jiān)測，考察摻水系統(tǒng)腐蝕情況、試片形貌及在線監(jiān)測數(shù)據(jù)，結果見圖8和圖9。掛片法21天腐蝕速率為0.118 mm/a，結合腐蝕在線監(jiān)測數(shù)據(jù)可見，樹16 轉油站摻水系統(tǒng)CO2引起的腐蝕問題已顯現(xiàn)。

圖8 樹16轉油站摻水系統(tǒng)腐蝕試片形貌Fig.8 Morphology of corrosion samples in water mixing system of Shu16 transfer station

圖9 樹16轉油站摻水系統(tǒng)腐蝕在線監(jiān)測Fig.9 On-line corrosion monitoring of water mixing system in Shu16 transfer station

4.2 緩蝕劑加藥方式

在樹16 轉油站開展緩蝕劑現(xiàn)場加藥試驗，緩蝕劑現(xiàn)場評價采用腐蝕速率在線監(jiān)測和管道掛片方式。確定在四合一分離水進口設置緩蝕劑加藥點，研究緩蝕劑的應用效果（圖10）。

為保護整個集輸系統(tǒng)，緩蝕劑工業(yè)試驗加藥方式為前端加藥。在轉油站摻水泵前（或四合一分離水入口）投加緩蝕劑，在四合一分離水出口安裝腐蝕掛片短接（附掛片點）和電感探針在線監(jiān)測腐蝕速率，在摻水泵前安裝電感探針在線監(jiān)測腐蝕速率。對加藥期和非加藥期的腐蝕變化情況進行多點監(jiān)測。

4.3 緩蝕劑應用效果

圖10 樹16轉油站工藝流程圖及加藥點Fig.10 Process flow chart and dosing point of Shu16 transfer station

樹16轉油站所轄單井伴生氣中CO2體積分數(shù)在80%左右（表1）。以摻水壓力2.0 MPa計，CO2分壓達到1.6 MPa，遠高于CO2分壓≥0.21 MPa 出現(xiàn)腐蝕的界限。為了監(jiān)測緩蝕劑投加效果，在水處理來液管道上安裝腐蝕監(jiān)測探針和腐蝕測試掛片，CI-1009型緩蝕劑加藥濃度為200 mg/L，檢測結果見圖11 和圖12?，F(xiàn)場掛片結果顯示：投加緩蝕劑后腐蝕速率由0.118 mm/a 降至0.012 mm/a，緩蝕率達到89.83%。

表1 樹16轉油站單井伴生氣中CO2體積分數(shù)Tab.1 CO2in associated gas of single well in Shu16 transfer station

圖11 加藥前、后探針腐蝕監(jiān)測曲線Fig.11 Probe corrosion monitoring curve before and after dosing

圖12 添加緩蝕劑前后腐蝕試片外貌Fig.12 Morphology of corrosion samples before and after adding corrosion inhibitor

5 結論

針對CO2驅集輸系統(tǒng)面臨的腐蝕問題，研制緩蝕劑CI-1009 并在大慶油田樹16 區(qū)塊進行現(xiàn)場應用。緩蝕劑在加藥濃度為200 mg/L時，現(xiàn)場試驗腐蝕速率為0.012 mm/a，緩蝕率達到89.83%，可有效減緩地面系統(tǒng)的腐蝕，取得了良好的應用效果。通過CO2驅采出系統(tǒng)配套緩蝕劑的現(xiàn)場應用，能有效控制CO2引起的采出水系統(tǒng)腐蝕問題，極大降低因設備和管線腐蝕而發(fā)生的維修和更換費用。