耿55、羅107采油井腐蝕基理研究及治理試驗

王鵬程，宋家喜，楊文飛，陸秋霞

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

耿55、羅107采油井腐蝕基理研究及治理試驗

王鵬程，宋家喜，楊文飛，陸秋霞

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

采油九廠劉峁塬區域耿55油藏開采時間大于7年，羅107油藏開采時間大于3年，部分油井采出液總鐵含量高達147 mg/L，井筒腐蝕現象逐漸顯現，截至目前修井起初發現油管桿腐蝕采油井共計16口，油井因套損喪失產能6.68 t/d，因此需要研究油井腐蝕機理，投加針對性強的緩蝕劑為油井長期穩定生產提供保障，本文主要介紹了耿55、羅107采油井腐蝕原因、金屬緩蝕劑的優選及在耿55、羅107油藏的試驗情況。

予膜；有機磷酸鹽；咪唑啉；腐蝕速率；緩蝕率

耿55油藏為姬塬油田淺層油藏，于2007年投入開發，現開純老井16口，日產液37.45 m3，日產油18.56 t，其主力油藏為三疊系延長組的長2油藏（現開長2采油井8口），2013年至2014年發現腐蝕采油井10口，其中2口采油井（耿55、龐24-27）由于腐蝕導致套管破損喪失產能，其余采油井為泵上腐蝕和尾管腐蝕，腐蝕井占現開純老井數的62.5%，油藏區域內腐蝕嚴重，導致該區采油井檢泵作業頻次增加，影響了該區原油的正常生產。

羅107油藏為姬塬油田淺層油藏，于2011年投入開發，現開純老井30口，日產液86.86 m3，日產油40 t，其主力油藏為侏羅系延安組的延9油藏（現開延9采油井15口），2013年至2014年發現延9腐蝕采油井有6口，其中3口采油井（羅107、江92-27、龐46-44）的抽油桿本體被腐蝕斷，其余采油井為泵上腐蝕和尾管腐蝕，延9腐蝕井占延9開井數的40%，油藏區域內腐蝕嚴重，導致該區采油井檢泵作業頻次增加，影響了該區原油的正常生產。

1 腐蝕原因分析

1.1 研究對象的確定

表1 耿55區長2、羅107區延9采油井采出水水質分析

對耿55、羅107油藏高含水采油井采出液總鐵含量進行測定，結果顯示耿55長2、羅107延9采出液總鐵含量高，均超過50 mg/L，最高可達147 mg/L，因此以耿55長2、羅107延9采出液作為研究對象。

1.2 腐蝕原因分析

根據采出水水質，認為導致油井腐蝕的原因有：

（1）采出水的礦化度高（平均可達76.54 g/L），尤其是Cl-含量高（平均可達46.13 g/L），Cl-導致采油井產生氯根腐蝕。

（2）油井其介質中CO2含量較高，CO2是酸性氣體，會引起腐蝕。

（3）高礦化度采出水均具有結垢傾向，導致采油井結垢，結垢采油井易產生垢下不均勻腐蝕。

腐蝕原因分析實例：2013年3月，龐22-25采油井因固定凡爾失靈上修，發現泵上2根油管結垢嚴重，采集垢樣對垢樣進行了成分分析（見表2）。

表2 龐22-25采油井井筒垢樣成分分析

2014年8月，龐22-24采油井上修起初發現井筒結垢，采集垢樣對垢樣進行了成分分析。

表3 龐22-24采油井井筒垢樣成分分析

將龐22-25、龐22-24采油井井筒垢樣鐵氧化物含量（28.75%，52.18%）與耿271油藏井筒垢樣鐵氧化物平均含量（7.59%）進行對比，可以看出龐22-25、龐22-24井的腐蝕程度高于耿271油藏采油井，所以根據龐22-25、龐22-24采油井井筒垢樣鐵氧化物含量和垢樣外觀，可以確定龐22-25、龐22-24采油井井筒腐蝕成因主要為垢下腐蝕所致。

但井筒腐蝕的實際原因往往是以上幾種因素互為因素、互為條件的腐蝕。

表4 耿271油藏井筒垢樣成份分析匯總

2 井筒防腐工藝優選

2.1 叢式井組陰極保護防腐技術

2.1.1 技術原理利用直流電源給套管提供陰極極化電流，將套管電位負移至-0.85 V以上，達到保護套管的目的。同一井組的多口油水井共用一口深陽極井，電流均衡可控。

2.1.2 適應范圍井組產量≥15 t，單井數≥3口；18.6萬元/站。

2.1.3 工藝局限性（1）超低滲油藏采油井較難滿足井組產量≥15 t；（2）不能對油管桿進行保護；（3）不適合目前超低滲透油田低成本開發戰略。

2.2 環氧冷纏帶犧牲陽極防腐工藝

2.2.1 技術原理環氧冷纏帶、犧牲陽極兩種技術聯合防腐，充分互補實現延長高腐蝕環境下套管服役壽命，延長套管壽命2～3倍以上。防腐層破損后，化學性質活潑的陽極發揮作用，破損處得到有效保護。

2.2.2 技術特點犧牲陽極與涂層優勢互補；可靠性高，經濟性好（6.5萬元/井）；一次施工完成防腐，無須后期管理維護，且特別適合井較深的外防腐。

2.2.3 工藝局限性一是該工藝只能在鉆井時實施；二是不能對油管桿進行保護。

2.3 油套環空投加緩蝕劑防腐工藝

2.3.1 技術原理緩蝕劑具有能夠在金屬表面成膜的特性，阻止金屬和采出水中的二氧化碳、無機鹽等腐蝕介質的接觸，從而達到防腐的作用。

2.3.2 技術特點投加工藝簡單、人員操作強度小、運行費用少；不但能夠對套管進行保護，緩蝕劑還能隨油流進入油管、集輸系統，對油管桿及集輸管線進行保護。

2.3.3 工藝局限性（1）緩蝕劑要能有效附著在鋼材表面才能起到保護作用；（2）在金屬表面形成的膜是否均勻會影響到緩蝕劑的緩蝕效果。

通過對上述三種防腐工藝的原理、特點進行再分析，并結合目前超低滲透油田低成本開發戰略，選取油套環空投加緩蝕劑對耿55、羅107腐蝕采油井進行治理。

根據緩蝕劑原理，緩蝕劑在金屬表面形成的膜越牢固，就越能阻止金屬和采出液中的腐蝕介質的接觸，緩蝕劑的緩蝕性能就越強，所以篩選出能形成牢固防腐膜的緩蝕劑是下一步的研究重點。

3 緩蝕劑的篩選與評價

通過調研，獲得了油氣田常用緩蝕劑的成份信息，主要是有機磷酸鹽類，咪唑啉類等。

3.1 有機磷酸鹽類緩蝕劑成膜機理

有機磷酸鹽類緩蝕劑的主劑分子中富含－NH2、－COOH、－PO（OH）2官能團，是一類具有表面活性的絡合物。與金屬表面Fe2+可形成螯合物而在金屬表面成膜，同時緩蝕劑分子間由－NH2與－COOH產生縮合反應，增大了膜的厚度和面積，從而有效的阻斷電解質溶液、酸性氣體對金屬表面的腐蝕，其鰲合成膜示意圖（見圖1）

圖1 AD43-1金屬緩蝕劑作用機理示意圖

3.2 咪唑啉類緩蝕劑成膜機理

咪唑啉環上的叔氮具有很好的親核性，并且咪唑啉環上的酰胺基官能團也有很好的親核性，很容易吸附在金屬的表面抑制陰極和陽極的腐蝕過程。

3.3 緩蝕劑的篩選

通過對緩蝕劑中有機磷酸鹽和咪唑啉混合比例的調研，篩選了型號分別為MH-46、CQ-H02、AD43-1的緩蝕劑，有機磷酸鹽類含量排序如下（由多到少）：AD43-1＞CQ-H02＞MH-46。

3.4 緩蝕劑性能評價

3.4.1 試驗溫度的確定耿55、羅107長2、延9采油井井深范圍是1 800 m～2 000 m，以3℃/100 m的地溫梯度計算，井下最高溫度范圍是54℃～60℃，在一定溫度范圍內，鋼材在腐蝕介質中的腐蝕速率隨溫度的上升而加快，在90℃附近出現腐蝕速率的最大值［3］，則知全井段鋼材的腐蝕速率≤60℃時鋼材的腐蝕速率，若緩蝕劑在60℃的試驗溫度下能夠有效降低鋼材的腐蝕速率，則一定能夠有效降低全井段鋼材的腐蝕速率，所以確定試驗溫度為60℃。

3.4.2 性能評價試驗根據中華人民共和國石油天然氣行業標準QSY 126-2005的要求在60℃下，開展緩蝕劑性能評價試驗，測定加劑后A3鋼片的腐蝕速率及緩蝕率（腐蝕介質為按標準配置的腐蝕液）。

腐蝕速率=8.76×104×試驗前后掛片的質量差（g）/（掛片總面積（cm2）×試驗時間（h）×掛片材料密度（g/cm3））

緩蝕率（%）=100%×加藥和未加藥掛片質量損失之差（g）/未加藥掛片質量損失（g）

緩蝕率（%）=100%×（未加藥掛片腐蝕速率－加藥掛片腐蝕速率）/未加藥掛片腐蝕速率

由表5可知緩蝕劑的緩蝕性能由強到弱依次為AD43-1＞CQ-H02＞MH-46，說明腐蝕速率隨緩蝕劑中有機磷酸鹽比例的升高而降低，緩蝕率隨有機磷酸鹽比例的升高而升高。

表5 緩蝕劑評價實驗

為了確?，F場適應性，在同等評價條件下，利用現場腐蝕介質在室內測定AD43-1不同使用濃度下的掛片腐蝕速率、緩蝕率（腐蝕介質：龐22-24井采出水）（見表6，圖2，圖3）。

在1%的加量下，腐蝕速率達到或接近最低值（緩蝕率達到或接近最高值），繼續加大使用濃度，反而腐蝕速率有所上升（緩蝕率有所下降），為確保在現場腐蝕環境下（高壓、采出液處于流動狀態、腐蝕時間＞48 h），AD43-1的緩蝕性能可以達到標準要求，初步設定投加濃度為油井日產液量的1%。

表6 緩蝕劑不同使用濃度的緩蝕率情況

圖2 腐蝕速率與加藥濃度關系曲線圖

圖3 緩蝕率與加藥濃度關系曲線圖

4 AD43-1緩蝕劑現場應用試驗

在耿55、羅107油藏各選取1口采油井投加緩蝕劑AD43-1開展腐蝕治理試驗，試驗周期為6個月。

4.1 加藥采油井的確定

選井原則：（1）現階段腐蝕治理效果監測的手段為測定采出液總鐵含量，所以選取采出液總鐵含量高的油井進行治理。（2）早期投加油井緩蝕劑，要使化學藥劑能有效附著在鋼材表面才能起到保護作用，對于嚴重結垢的井筒將會影響緩蝕劑的使用效果（見表7）。

根據選井原則最終確定在龐24-25井、江92-27井投加AD43-1。

4.2 加藥方式的確定

龐24-25、江92-27的加藥制度具體（見表8）。

4.3 試驗油井緩蝕效果分析

表7 符合選井原則采油井統計表

表8 緩蝕劑投加制度

對進行投加AD43-1的油井，和未加AD43-1的2口井（龐25-28、羅107），進行了采出液連續5個周期的總鐵含量監測，每個周期同油井緩蝕劑的加藥周期相同為15 d（錯開加藥周期2 d以上）（見表9，圖4，圖5）。

表9 加藥和未加藥油井采出液總鐵含量監測統計

圖4 耿55油藏加藥和未加藥采油井采出液總鐵含量和周期的關系

圖5 羅107油藏加藥和未加藥采油井采出液總鐵含量和周期的關系

對加藥油井和未加藥油井采出液總鐵含量進行了對比，2口加藥油井采出液總鐵含量明顯下降（龐24-25：由90 mg/L下降到6 mg/L，江92-27：由147 mg/L下降到13 mg/L），與未加藥油井對比有明顯的腐蝕減輕效果。

按照經驗法，緩蝕劑現場應用的實際效果，根據下面的經驗公式進行計算：

計算得到龐24-25，江92-27的現場緩蝕率分別為93.33%、91.16%，說明在現場實際腐蝕環境下，AD43-1的緩蝕性能可以達到標準要求，同時也說明AD43-1在腐蝕因素多的現場環境下具有很好的適用性。

5 結論

（1）造成耿55、羅107采油井腐蝕的原因有三個，一是采出液中Cl-導致的氯根腐蝕，二是油井中酸性氣體CO2引起的腐蝕，三是結垢易造成采油井產生垢下腐蝕，但井筒腐蝕的實際原因往往是以上幾種原因互為因素、互為條件的腐蝕。

（2）緩蝕劑應具有能夠在金屬表面成膜的特性，阻止金屬和采出水中的二氧化碳、無機鹽等腐蝕介質的接觸，從而達到防腐的作用。

（3）腐蝕速率隨有機磷酸鹽比例的升高而降低（緩蝕率隨有機磷酸鹽比例的升高而升高）。耿55、羅107采油井腐蝕治理試驗表明AD43-1緩蝕劑在現場具有良好的適用性，可以在這兩個油藏推廣使用。

（4）為了確保AD43-1的現場應用效果，初步設定投加濃度為油井日產液量的1%，下一步將開展現場試驗，優化投加濃度。

［1］趙福麟.采油用劑［M］.東營：石油大學出版社，2001.

［2］中華人民共和國石油天然氣行業標準，Q/SY 126-2005，油田水處理用緩蝕阻垢劑技術要求［S］.2005.

［3］趙國仙.溫度對油套管用鋼腐蝕速率的影響［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2008，23（4）：75-78.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.024

TE983

A

1673-5285（2015）08-0092-06

2015－06-30

王鵬程，男（1987－），2010年畢業于蘭州理工大學，學士學位，現為長慶油田第九采油廠采油工藝研究所科員，研究方向為油田化學，郵箱：wbwqz@126.com。