吉林油田X區(qū)塊腐蝕防護技術研究及應用

王百坤 劉鳳蘭 李海石 趙金瀅 張丹丹 蔣明軍 洪 巖 張 宇

(1.中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司;2.國家管網集團建設項目管理分公司)

0 引 言

腐蝕是威脅石油、天然氣工業(yè)安全與穩(wěn)定生產的重大問題,控制不好往往會造成人員傷亡、財產損失、環(huán)境污染等一系列問題。吉林油田X區(qū)塊注水系統(tǒng)為采出污水高壓回注工藝,由于高礦化度水質、SRB細菌、侵蝕性CO2等因素影響,腐蝕結垢呈上升趨勢,導致地面管線及井下管柱腐蝕、穿孔、失效,嚴重制約了注采系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行。污水水質主要指標不合格是管線、設備腐蝕結垢的根本原因[1]。自2000年以來,為了解決腐蝕結垢問題,實現(xiàn)安全綠色注采開發(fā),通過針對性的防腐技術研究與規(guī)模應用,保障了礦場防腐效果,油泥油土量降幅超過50%,管道失效賠償費用、淹地面積、影響油井產量逐年減少,滿足了老油田安全環(huán)保生產需要。

1 腐蝕影響因素分析

1.1 礦化度及典型離子分析

表1 不同節(jié)點水質分析數(shù)據(jù) mg/L

1.2 硫酸鹽還原菌SRB評價分析

細菌腐蝕并不是細菌本身對金屬的侵蝕作用,而是細菌生命活動過程中間接的對金屬產生腐蝕[5]。現(xiàn)在油田最關注的是硫酸鹽還原菌SRB,SRB細菌腐蝕主要機理是從腐蝕金屬的陰極上排除氫氣泡時有一定的去極化作用,加速了碳鋼的腐蝕。注水系統(tǒng)中空白水質硫酸根含量最高達到951 mg/L,SRB細菌含量大大超出標準值(25個/mL),由于地面溫度、環(huán)境適合SRB細菌生長,導致從注水間-井組-水井井口SRB細菌含量呈現(xiàn)上升趨勢,油井中SRB細菌含量雖相對較低,但也達到了110個/mL,超出了標準值。空白水質SRB細菌含量見圖1。

圖1 空白水質SRB細菌含量

1.3 注采系統(tǒng)CO2腐蝕評價

水中游離CO2包括兩部分,一部分是已于碳酸鹽物質處于平衡狀態(tài)的CO2,稱為平衡CO2,另一部分是超過平衡狀態(tài)的CO2,稱為侵蝕性CO2。根據(jù)SY/T 5329—2022《碎屑巖油藏注水水質指標技術要求及分析方法》規(guī)定,侵蝕性CO2測定原理是在水樣中加入固體碳酸鈣粉末,待水樣中侵蝕性CO2完全與其作用后,用標準鹽酸溶液測定水樣的堿度,同時測定未加固體碳酸鈣水樣的堿度,從兩次測定消耗標準鹽酸溶液之差計算侵蝕性CO2的含量。水中侵蝕性CO2等于0時水質比較穩(wěn)定,大于0時呈現(xiàn)腐蝕性,小于0時呈現(xiàn)結垢性。X區(qū)塊注水間-井組-注水井口沿程監(jiān)測節(jié)點侵蝕性CO2含量分別為71.5,38.3,46.7 mg/L,表明注水系統(tǒng)存在較強的侵蝕性CO2腐蝕。

利用氣相色譜儀分析表明,采油井套氣中CO2含量為1.34%～4.13%,分壓計算結果見表2,普遍大于0.21 MPa,呈現(xiàn)重度CO2腐蝕特征,各油井的含水量都大于50%,說明腐蝕環(huán)境非常惡劣。

表2 油井中CO2分壓測算

1.4 垢樣分析評價

利用XRD衍射儀對油、水井產生的腐蝕產物開展了分析,定量分析結果見表3:FeS和FeCO3合計含量最高達80.1%,進一步驗證了注采系統(tǒng)存在SRB細菌、CO2腐蝕。注水井腐蝕主要以CO2和SRB細菌腐蝕為主;油井腐蝕主要以CO2腐蝕為主,SRB腐蝕為輔。

表3 油水井垢樣成分分析 %

2 針對性防腐技術

以降低成本為前提,在腐蝕規(guī)律及主控因素認識的基礎上,進一步深入、細化不同功能藥劑協(xié)同機理研究,研發(fā)低成本防腐藥劑體系,同時開展涂層管柱防腐評價,物理防腐和化學防腐相結合,保護環(huán)境,節(jié)約成本,保障防腐效果。

2.1 緩蝕殺菌劑體系研發(fā)

1)緩蝕殺菌劑作用機理

根據(jù)該區(qū)塊的腐蝕規(guī)律,通過作用機理及基礎化學藥劑優(yōu)選,初步確定了抗二氧化碳腐蝕的吡啶季銨鹽和十二烷基二甲基氯化銨為主劑,同時增加有機胺的組分,烴基的誘導效應使氮的負電性增強,吸附能力增加,提高了體系的緩蝕性能,最后形成了防腐藥劑體系。緩蝕殺菌劑中緩蝕成分與產出液中的硬度離子相互作用形成沉淀膜或自身在金屬表面形成吸附膜,使產出介質中的腐蝕成分不能與金屬表面直接接觸發(fā)生腐蝕作用,因而起到抑制腐蝕的作用。

2)緩蝕殺菌劑性能評價

室內配制了以咪唑啉為主劑的緩蝕殺菌劑[6]2#體系和以吡啶季銨鹽為主劑的緩蝕殺菌劑1#體系,利用旋轉掛片腐蝕評價儀開展了兩種藥劑體系的緩蝕效果動態(tài)法評價,選取注水間空白水樣,N80試片,規(guī)格為50 mm×10 mm×3 mm,CO2分壓0.5 MPa,溫度80℃,轉速60 r/min,實驗時間48 h。同時利用生化培養(yǎng)箱開展了兩種藥劑的殺菌效果評價,空白水質SRB細菌含量為1 100個/mL,加注100 mg/L緩蝕殺菌劑1#后SRB細菌含量為0.9個/mL。緩蝕殺菌劑緩蝕效果評價見表4。

表4 緩蝕殺菌劑緩蝕效果評價

表4結果表明,以吡啶季銨鹽為主劑的緩蝕殺菌劑1#體系能夠很好的抗CO2腐蝕,適合該區(qū)塊水質的防腐,表現(xiàn)出更高的緩蝕殺菌效率,滿足礦場需求。

2.2 防腐涂層適應性評價

防腐涂層能起到防腐作用,是因為具備屏蔽作用,同時具備緩蝕鈍化作用,抑制腐蝕進程。針對注水井點多面廣,井筒腐蝕結垢單純依靠加藥控制難的問題,開展了井筒環(huán)境最惡劣條件下的不同涂層適應性篩選評價實驗。

利用高壓釜,開展評價實驗,140℃、CO2分壓0.5 MPa,90 h,實驗結果見圖2。

注:從左往右依次為1#、2#、3#、4#。圖2 涂層實驗前后對比(試驗管)

1#涂層管柱效果良好;2#涂層管柱耐腐蝕性不好,附著力較差,出現(xiàn)破損現(xiàn)象;3#管柱涂層出現(xiàn)輕微起泡現(xiàn)象;4#管柱涂層耐腐蝕性不好,附著力較差,出現(xiàn)明顯起泡和破損現(xiàn)象。

2.3 加藥工藝及防腐效果

為了減少地面管線漏失、減少環(huán)境污染、保障井下防腐效果,在注水間新增連續(xù)加藥泵,加注緩蝕殺菌劑1#體系,加藥濃度為100 mg/L,礦場地面監(jiān)測16次,具體結果見圖3,其中15次監(jiān)測腐蝕速率低于0.076 mm/a,地面監(jiān)測合格率能夠滿足注水用藥劑標準,同時地面漏失率由58%降為15%,井下腐蝕速率低于0.076 mm/a。

圖3 地面掛片監(jiān)測數(shù)據(jù)

井下腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)見圖4,表明自研緩蝕殺菌劑1#體系較外購藥劑防腐效果更好,減少坑蝕和局部腐蝕的發(fā)生,保障地面管線完整性,也能保障井下管柱防腐需求。由于礦場施工改造注入不連續(xù),導致腐蝕速率和SRB細菌含量急劇上升,說明連續(xù)加注緩蝕殺菌劑效果更好。

圖4 井下監(jiān)測關鍵指標曲線

通過初期開發(fā)、技術研究、技術應用三個階段的技術及管理進步,深入認識了X區(qū)塊注采單井腐蝕結垢規(guī)律,優(yōu)選了針對性防腐藥劑體系及配套工藝,采油井的防腐推行“針對性加藥+精細管理”的綜合防腐對策,不同單井根據(jù)腐蝕程度優(yōu)化藥劑濃度100～130 mg/L,間歇加藥及連續(xù)加藥相結合,油井免修期穩(wěn)步提升至660 d,降低了維護費用,提高了油井生產效率,保障了安全環(huán)保生產。

2.4 涂層管柱礦場應用及效果

前期室內實驗評價篩選出效果較好的防腐涂層,現(xiàn)場應用試驗6口井,下井6個月后起出兩口單井的涂層管柱。水井涂層管柱起出現(xiàn)場見圖5。

圖5 水井涂層管柱起出現(xiàn)場

從水井54-2-1起出的涂層管柱外表面情況來看,除了由于壓鉗子引起的必要磨損外,管柱涂層附著力較好,并且現(xiàn)場切斷了井底起出的一根管柱,該根管柱內部涂層未脫落,未起泡,現(xiàn)場應用試驗與高壓釜室內評價實驗結果一致。

3 結論與建議

1)開展了多輪次腐蝕相關的評價實驗,明確了區(qū)塊的腐蝕主要因素包括較高礦化度水質、CO2、SRB細菌等,腐蝕影響因素多且比較復雜。

2)通過地面、井下管線腐蝕情況的分析,采取了藥劑、涂層等針對性的優(yōu)化對策措施,礦場腐蝕情況明顯減弱,管線漏失率下降40%以上。

3)建議從深化腐蝕規(guī)律和延長油氣井管材的服役壽命方面開展深入研究和試驗,保證地面、井筒注采管網的完整性,實現(xiàn)油田安全環(huán)保高效生產。