非常規采油系統腐蝕結垢規律認識

摘要：在油田生產中，常因腐蝕而使部分采油、輸油設備報廢，腐蝕問題貫穿整個油田的生產系統，腐蝕結垢降低了管桿的使用壽命，造成油井頻繁作業、免修期短，最終造成井況的惡化。本文對非常規采油系統進行現場調查及數據分析，確定了影響腐蝕結垢的主要因素是由CO2和SRB菌存在引起的，隨著CO2分壓的增大和介質溫度的提高，增強了腐蝕敏感性，高礦化度高氯根水質加速腐蝕結垢。

關鍵詞：油田采出水;腐蝕產物;二氧化碳;礦化度

致密油新老井處于不同開發階段，對于采油工程的需求更多元化，腐蝕及結垢現象明顯，呈現上升趨勢，導致免修期短，需解決腐蝕結垢關鍵問題，并提出有效的防護措施。本文主要針對采油系統發生的腐蝕結垢現象，通過采出流體中腐蝕性的介質全面分析，確定該區塊腐蝕結垢的主控因素，并在室內開展了針對性的緩蝕殺菌劑篩選，可以明顯降低管桿腐蝕速率，為緩解腐蝕結垢造成的危害、減少作業井次，能夠起到明顯的作用。

1、腐蝕結垢特征及原因分析

1.1水質特征分析

油井采出液鈣鎂離子含量在178.5mg/l到231.79mg/l之間，水質結垢趨勢明顯，氯根含量在4728.4mg/l到5679.7mg/l之間，總礦化度在9508.8mg/l到11514.1 mg/l之間，存在水質腐蝕、結垢趨勢。

1.2套氣組分分析

三口油井套氣中含CO2百分含量在0.031% 到0.526%，存在二氧化碳腐蝕。

1.3產出液細菌含量分析

油井采出液中SRB細菌含量在95個/ml到4500個/ml之間，SRB細菌腐蝕明顯。

1.4垢樣組分分析

對致密油區塊開展了腐蝕垢樣分析，根據XRD數據分析所示，垢樣組分主要以FeS為主，含有部分碳酸鹽垢和FeCO3垢，初步認識腐蝕主控因素為SRB細菌腐蝕和二氧化碳腐蝕。

通過油井水樣、氣樣、垢樣分析結果分析得出，腐蝕產物中FeS、FeCO3含量在71.8%到97.6%，初步判斷采油系統存在CO2腐蝕、SRB腐蝕、水質腐蝕結垢，根據腐蝕主控因素，下步開展防腐藥劑體系的研發評價工作。

2、防腐藥劑篩選評價

根據致密油采油系統腐蝕結垢主控因素，考慮SRB細菌和CO2腐蝕，通過作用機理及基礎化學藥劑優選，初步確定了體系配比，形成了緩蝕殺菌劑體系。

2.1組分配比

緩蝕殺菌劑體系組分--B類緩蝕劑20%+C類季銨鹽30%+D類殺菌劑40%+水10%

2.2室內防腐效果評價

室內初步開展了防腐藥劑體系的緩蝕、殺菌效果評價實驗，加藥前后腐蝕速率由0.2563mm/a降為0.0331mm/a，SRB細菌含量由4500個/ml降為4.5個/ml。

其中緩蝕殺菌劑體系的防腐效果明顯。

3、結論

（1）非常規油井的腐蝕主控因素為CO2和SRB細菌，水質的高礦化度、高氯離子等特點起到促進腐蝕作用。

（2）通過藥劑適應性評價結果，優化藥劑組合使用方式，提高了藥劑配方針對性，保障了礦場防腐效果。

參考文獻：

[1] 劉瑕，鄭玉貴 .流動條件下兩種不同親水基團咪唑啉型緩蝕劑的緩蝕性能[J].物理化學學報，2009，25 （4）：713～718.

[2] 劉斌，齊公臺，姚杰新，等 .Q235取水管道腐蝕穿孔原因分析[J].腐蝕科學與防護技術， 2006，18（2）141～143.

作者簡介：劉鳳蘭，女，1986年出生，2009年畢業于西南石油大學化學工程與工藝專業，現從事油氣工程研究院防腐實驗研究與開發工作，工程師。通訊地址：吉林油田公司油氣工程研究院二氧化碳實驗室，郵編：138000;聯系電話：0438-6337303。