蔣紹輝

中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院 （山東 東營 257000）

孤東KD641區(qū)塊儲層平均孔隙度33%，滲透率1.083μm2，地層水水型CaCl2型，平均礦化度11 897 mg/L。該區(qū)塊是孤東目前腐蝕嚴(yán)重的區(qū)塊之一，近兩年由于腐蝕造成的躺井2次以上的油井?dāng)?shù)高達(dá)9口，平均檢泵周期僅有195d，嚴(yán)重影響了該區(qū)塊的開發(fā)。前期開展了一些防腐工藝試驗，但效果并不明顯，其主要原因是腐蝕機理分析不清楚，因此開展了腐蝕原因分析及治理對策研究，減緩腐蝕躺井現(xiàn)象的發(fā)生。

1 腐蝕原因分析

油井腐蝕因素通常包括二氧化碳、硫化氫、溶解氧、氯離子和細(xì)菌腐蝕等[1]。結(jié)合孤東KD641區(qū)目前腐蝕躺井情況，選擇腐蝕嚴(yán)重的5口典型井作為解剖對象，采用全因素分析法對各種影響因素進(jìn)行分析[2]。

1.1 水樣礦化度及離子組成分析

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5523-2006《油田水分析方法》對所取水樣進(jìn)行了常規(guī)離子分析。水型為氯化鈣型，氯離子含量較高，平均礦化度在20 000 mg/L左右，結(jié)果見表1。

1.2 水樣pH值、腐蝕氣體含量測定

依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》對水樣pH值、溶解氧、二氧化碳、硫化氫等腐蝕氣體含量進(jìn)行測定。測定結(jié)果見表2。

表1 水樣礦化度及離子組成分析結(jié)果 /(mg·L-1)

從表2中看出水中游離態(tài)二氧化碳含量較高，達(dá)到20mg/L以上，遠(yuǎn)超過了標(biāo)準(zhǔn)要求的1mg/L。溶解氧平均含量達(dá)到0.6mg/L，存在溶解氧腐蝕現(xiàn)象。

表2 腐蝕氣體含量測試結(jié)果

1.3 腐蝕掛片實驗

對水樣開展在60℃條件下的腐蝕掛片實驗。腐蝕掛片測試結(jié)果見表3。

實驗結(jié)果顯示腐蝕速率較高，達(dá)到0.2mm/a。

1.4 細(xì)菌含量檢測分析

依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0532-1993《油田注入水細(xì)菌分析方法 絕跡稀釋法》中細(xì)菌含量測定方法進(jìn)行測定，測試結(jié)果見表4。

區(qū)塊水樣有刺鼻氣味，是硫酸鹽還原菌腐蝕的典型現(xiàn)象。油層溫度普遍在60℃，較適合細(xì)菌生長。

1.5 關(guān)聯(lián)性分析

1）對氯離子的影響進(jìn)行分析，見表5。

表3 腐蝕掛片測試結(jié)果

表4 細(xì)菌含量測試結(jié)果 /[個·(mL)-1]

從表5中可以看出該區(qū)塊礦化度較高，但腐蝕速率與氯離子非正相關(guān)的關(guān)系，表明該區(qū)塊決定性因素不只是氯離子腐蝕。

表5 腐蝕速率與礦化度及氯離子關(guān)系

2）對二氧化碳影響因素分析，進(jìn)行了結(jié)垢預(yù)測，實驗結(jié)果見表6。

從表6及表2中可以看出，水體不穩(wěn)定，容易產(chǎn)生結(jié)垢，存在二氧化碳影響因素。

表6 結(jié)垢預(yù)測結(jié)果

結(jié)合前面分析的存在溶解氧及細(xì)菌腐蝕因素，綜上可知，孤東KD641區(qū)塊是氯離子腐蝕、溶解氧腐蝕、二氧化碳腐蝕及細(xì)菌腐蝕共同作用的結(jié)果。

2 防治措施及效果

2.1 緩蝕劑的研制及優(yōu)選

目前防腐技術(shù)包括物理防腐和化學(xué)防腐技術(shù)[3]，針對該區(qū)塊腐蝕因素及油層溫度，采取化學(xué)緩蝕技術(shù)作為防腐技術(shù)，選用咪唑啉類的二氧化碳緩蝕劑[4]，復(fù)配以硫脲和卡巴嘧啶類殺菌劑進(jìn)行防腐。對5種不同配方的緩蝕劑進(jìn)行了緩蝕及殺菌效果的優(yōu)選，見表7。

表7 復(fù)配緩蝕劑在58℃條件下緩蝕殺菌實驗結(jié)果 /%

從表7中可以看出，綜合比較1#配方的緩蝕率及殺菌率最好，故選擇1#作為KD641區(qū)塊的緩蝕藥劑。

2.2 緩蝕劑最低有效濃度實驗

對復(fù)配的緩蝕劑按照固化工藝進(jìn)行固化[5]，對其使用濃度效果進(jìn)行研究，實驗結(jié)果見表8。

由表8可以看出，最低使用濃度不能低于40mg/L,濃度過低時，達(dá)不到緩蝕殺菌的效果，現(xiàn)場使用時必須保證使用濃度。

2.3 現(xiàn)場試驗及效果

研制完成后在KD641區(qū)塊的KD641X10和KD641X22進(jìn)行了現(xiàn)場試驗。為了監(jiān)測現(xiàn)場的使用效果，利用井口掛片對實施措施前后一個月的腐蝕速率進(jìn)行了監(jiān)測。措施實施后腐蝕速率分別從0.242 3mm/a和0.148 6mm/a下降到0.034 7mm/a和0.024 5mm/a，起到了良好的應(yīng)用效果。2口腐蝕井措施前檢泵周期平均6個月，措施后按照目前的腐蝕速率最少能夠延長檢泵周期180d以上，每年可以節(jié)約費用約7萬元，投入產(chǎn)出比為1:3.5，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益，建議在該區(qū)塊推廣使用。

表8 復(fù)配緩蝕劑不同濃度下緩蝕殺菌實驗結(jié)果

3 結(jié)論

1）通過分析，該區(qū)塊的污水為氯化鈣型，氯離子含量較高，平均礦化度在20 000mg/L左右，同時具有典型細(xì)菌腐蝕的特征。

2）通過全因素排除法對影響因素進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)孤東KD641區(qū)塊是由氯離子、溶解氧、二氧化碳和細(xì)菌4種腐蝕因素共同作用造成的。

3）采用咪唑啉類和殺菌劑復(fù)配研制的緩蝕劑能夠有效地降低腐蝕速率，在現(xiàn)場試驗2口井，措施實施后腐蝕速率分別從0.242 3mm/a和0.148 6mm/a下降到0.034 7mm/a和0.024 5mm/a，起到了良好的應(yīng)用效果。

[1]劉偉.油井的腐蝕原因與防護(hù)措施[J].腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù)，2006，18（6）：78-80.

[2]鄭云萍.陸梁油田生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕影響因素的灰關(guān)聯(lián)分析[J].油氣儲運，2010，29（10）:774-775.

[3]何公平.坪北油田油井腐蝕原因與防護(hù)措施[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報,2009,22(4):56-58.

[4]張玉芳.用于含CO2/H2S環(huán)境的緩蝕劑研制[J].石油與天然氣化工，2005，34（5）：407-409.

[5]冉箭聲.固體緩蝕劑的研制和應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工,2007（5）：45-46.