吉林油田X區(qū)塊腐蝕防護(hù)技術(shù)研究及應(yīng)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(wǎng)集團(tuán)建設(shè)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(chǎn)的重大問題,控制不好往往會造成人員傷亡、財產(chǎn)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(zhì)、SRB細(xì)菌、侵蝕性CO2等因素影響,腐蝕結(jié)垢呈上升趨勢,導(dǎo)致地面管線及井下管柱腐蝕、穿孔、失效,嚴(yán)重制約了注采系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行。污水水質(zhì)主要指標(biāo)不合格是管線、設(shè)備腐蝕結(jié)垢的根本原因[1]。自2000年以來,為了解決腐蝕結(jié)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(shù)研究與規(guī)模應(yīng)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(chǎn)量逐年減少,滿足了老油田安全環(huán)保生產(chǎn)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(zhì)分析數(shù)據(jù) mg/L

1.2 硫酸鹽還原菌SRB評價分析

細(xì)菌腐蝕并不是細(xì)菌本身對金屬的侵蝕作用,而是細(xì)菌生命活動過程中間接的對金屬產(chǎn)生腐蝕[5]。現(xiàn)在油田最關(guān)注的是硫酸鹽還原菌SRB,SRB細(xì)菌腐蝕主要機(jī)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(zhì)硫酸根含量最高達(dá)到951 mg/L,SRB細(xì)菌含量大大超出標(biāo)準(zhǔn)值(25個/mL),由于地面溫度、環(huán)境適合SRB細(xì)菌生長,導(dǎo)致從注水間-井組-水井井口SRB細(xì)菌含量呈現(xiàn)上升趨勢,油井中SRB細(xì)菌含量雖相對較低,但也達(dá)到了110個/mL,超出了標(biāo)準(zhǔn)值?？瞻姿|(zhì)SRB細(xì)菌含量見圖1。

圖1 空白水質(zhì)SRB細(xì)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(zhì)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(zhì)指標(biāo)技術(shù)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(zhì)比較穩(wěn)定,大于0時呈現(xiàn)腐蝕性,小于0時呈現(xiàn)結(jié)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(qiáng)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(jié)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(chǎn)生的腐蝕產(chǎn)物開展了分析,定量分析結(jié)果見表3:FeS和FeCO3合計含量最高達(dá)80.1%,進(jìn)一步驗證了注采系統(tǒng)存在SRB細(xì)菌、CO2腐蝕。注水井腐蝕主要以CO2和SRB細(xì)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(shù)

以降低成本為前提,在腐蝕規(guī)律及主控因素認(rèn)識的基礎(chǔ)上,進(jìn)一步深入、細(xì)化不同功能藥劑協(xié)同機(jī)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(xué)防腐相結(jié)合,保護(hù)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(jī)理

根據(jù)該區(qū)塊的腐蝕規(guī)律,通過作用機(jī)理及基礎(chǔ)化學(xué)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(jī)胺的組分,烴基的誘導(dǎo)效應(yīng)使氮的負(fù)電性增強(qiáng),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(chǎn)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(chǎn)出介質(zhì)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(nèi)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhì)SRB細(xì)菌含量為1 100個/mL,加注100 mg/L緩蝕殺菌劑1#后SRB細(xì)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(jié)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(zhì)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(yīng)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(jìn)程。針對注水井點多面廣,井筒腐蝕結(jié)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(yīng)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(jié)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(jié)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(biāo)準(zhǔn),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(dǎo)致腐蝕速率和SRB細(xì)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(guān)鍵指標(biāo)曲線

通過初期開發(fā)、技術(shù)研究、技術(shù)應(yīng)用三個階段的技術(shù)及管理進(jìn)步,深入認(rèn)識了X區(qū)塊注采單井腐蝕結(jié)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(xì)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(jié)合,油井免修期穩(wěn)步提升至660 d,降低了維護(hù)費用,提高了油井生產(chǎn)效率,保障了安全環(huán)保生產(chǎn)。

2.4 涂層管柱礦場應(yīng)用及效果

前期室內(nèi)實驗評價篩選出效果較好的防腐涂層,現(xiàn)場應(yīng)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(nèi)部涂層未脫落,未起泡,現(xiàn)場應(yīng)用試驗與高壓釜室內(nèi)評價實驗結(jié)果一致。

3 結(jié)論與建議

1)開展了多輪次腐蝕相關(guān)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(zhì)、CO2、SRB細(xì)菌等,腐蝕影響因素多且比較復(fù)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(wǎng)的完整性,實現(xiàn)油田安全環(huán)保高效生產(chǎn)。