杏子川油田DC區塊防腐工藝研究與應用

劉 通趙亞杰黃 華董 濤劉景峰金 松

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西延安 716001；3.中國石油華北石化分公司，河北任丘 062552）

杏子川油田DC區塊防腐工藝研究與應用

劉 通1趙亞杰1黃 華1董 濤1劉景峰2金 松3

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西延安 716001；3.中國石油華北石化分公司，河北任丘 062552）

為了解決杏子川油田DC區塊油井管桿腐蝕嚴重的問題，通過現場調研和取樣化驗分析，發現DC區塊油井管桿腐蝕主要原因是CO2、H2S和細菌共同作用。結合DC區塊油井管桿腐蝕的原因，室內研制了低膦型固體防腐阻垢劑，優選了除硫劑、二氧化碳中和劑、殺菌劑等助劑，從而確定緩蝕阻垢體系配方，然后將其干燥、固化制得固體緩蝕阻垢管。在杏子川油田DC區塊進行了5口井的現場應用，措施后油井采出液平均腐蝕速率由0.682 mm/a降至0.05 mm/a，總鐵離子含量由2.4 mg/L降至0.4 mg/L，油井平均免修期由41 d提高到210 d。現場應用表明，該固體緩蝕阻垢管能夠改善杏子川油田油井管桿腐蝕狀況，延長油井管桿的使用壽命，減少油井維護性作業井次。

杏子川油田；腐蝕；防腐工藝；緩蝕阻垢管

隨著油田開發的精細化，杏子川油田已進入中高含水期，油井產出液礦化度高，pH值低，含有大量的細菌及部分CO2、H2S氣體，導致油井油管、套管、抽油桿、抽油泵等下井工具的腐蝕日愈嚴重，由油井腐蝕造成躺井的問題日益突出，嚴重影響了原油產量和成本的有效控制［1-3］。

1 腐蝕現狀分析

DC區塊位于陜西省安塞縣境內，開采油層為三疊系延長組長 2 儲層，厚度約 20 m，底水發育。區塊所轄油井484口，平均單井日產液 5.8 m3，綜合含水78.0%。現場統計從2013年5月至2013年11月該區塊油井總維護作業1 475井次(表1)。

表1 DC區塊油井維護作業次數

由于該區塊地層水礦化度高、溶解氧含量超標、水質不達標等原因造成油井頻繁維護性作業，油井平均檢泵周期41 d，每年因腐蝕報廢的抽油桿約3 600根，油管約1 300根，嚴重影響生產成本的控制。

2 腐蝕機理研究

為了找出造成該區塊油井腐蝕的主要原因，從以下幾個方面進行綜合分析研究，為該區塊治理腐蝕問題提供重要的依據［4-7］。

2.1 油井產出水水質分析

對該區塊5口油井采出液進行室內掛片，并按照中國石油天然氣行業標準SY/T 5329—94 《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》對油井產出液的腐蝕性進行評價，結果見表2和表3。

表2 DC區塊水樣分析結果

表3 DC區塊水質分析結果

2.2 腐蝕產物分析

取腐蝕斷裂抽油桿腐蝕產物進行分析。觀察最外層腐蝕產物為黑色片、塊狀物質，厚度只有 1～2 mm，底層為紅色和棕色。圖1為腐蝕樣品，可看到表面有嚴重的點蝕、孔蝕。通過掃描電鏡和能譜分析觀測腐蝕產物顯微結構和組成如圖2所示。

圖1 腐蝕產物圖

圖2 斷裂抽油桿掃描電鏡和能譜圖

從圖2可以看出，樣品中O、Ca、Fe、S含量相對較高，特別是O、Fe含量高，因此判斷主要的腐蝕產物為氧化鐵類物質，其次是硫化鐵及部分結垢產物。

2.3 腐蝕主要原因分析

（1）產出水水型均屬于NaHCO3型，HCO3–含量很高，而pH值為8～9，污水礦化度高，其中氯離子含量高達9 000～10 000 mg/ L，平均總鐵離子含量為24 mg/ L，平均礦化度大于20 000 mg/L，為重腐蝕采出水。

（2）從水質分析結果看，侵蝕性CO2含量較高，平均為26 mg/ L（A3行業標準≤1.0 mg/ L）；硫化氫平均含量達3 mg/ L（A3行業標準≤2.0 mg/ L）；硫酸鹽還原菌、鐵細菌和腐生菌含量都超標（A3行業標準分別25個/mL、n×102個/mL、n×102個/mL）；溶解氧0.22 mg/ L（A3行業標準≤0.05 mg/ L）；平均腐蝕速率為0.702 mm/a （A3行業標準≤0.076 mm/a），嚴重超標。

綜合分析認為杏子川油田DC區塊腐蝕的原因是CO2、H2S和細菌共同作用的結果，屬于中性介質的電化學腐蝕。

3 防腐工藝研究

由于該區塊開發時間較長，大多數老井腐蝕嚴重，所以考慮采取加注緩蝕劑措施，以延長油井生產壽命。結合延長油田實際，采用液體緩蝕劑加藥方式工作量大、藥劑損失量多，因此研制了一種新的固體緩蝕劑，并制成緩蝕阻垢管，以減少工作量并提高緩蝕藥劑利用率。

3.1 緩蝕劑的研制

針對該區塊的腐蝕原因，室內自制了一種低膦型固體防腐阻垢劑，主要由某有機膦酸、聚羧酸鹽和十六烷基三甲基溴化銨等組成，同常用的緩蝕劑相比，具有結構穩定、耐高溫性好、磷含量低、與其他藥劑配伍性能好等優點。

產品物化性質：反應溫度1 200～1 700 ℃，外觀為透明或白色玻璃球狀晶體，密度(1.7±0.1) g/cm3，球直徑20±0.5 mm；pH值7(1‰水溶液)，P2O5質量百分比(30±1)%，溶解時間10～12個月，防腐阻垢率均達到90%以上(針對DC區塊)。

其作用原理如下

低膦型固體防腐阻垢劑可與水中硬度成分反應形成可溶性絡合物Na2(Ca2(PO3)6)，在金屬或非金屬表面形成納米級難溶性膜FeCa2(PO3)6，隔離金屬和腐蝕介質，從而達到防腐防垢目的。

3.2 固化配方的確定

結合油井腐蝕原因，室內優選了除硫劑、二氧化碳中和劑、殺菌劑，分別是堿式碳酸鋅、氫氧化鈣、三氯酚鈉，并將低膦型固體防腐阻垢劑、除硫劑、二氧化碳中和劑、殺菌劑由黏合劑按一定比例混合，然后進行干燥、固化制得緩蝕阻垢體系。

按照中國石油天然氣行業標準SY/T 5273—2000 《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》，對該固體緩蝕的緩蝕性能進行評價。緩蝕評價條件為DC區塊油井采出液，溫度60 ℃，周期14 d，試片材質為A3鋼，實驗結果見表4。

表4 不同配方的固體緩蝕劑的緩蝕效果

從表4可看出，固化配方體系的濃度大于15 mg/L后，緩蝕率增幅降低，從緩蝕效果和應用成本考慮，最終確定固化配方體系的濃度為15 mg/L。

3.3 儲層條件下固體緩蝕阻垢劑的溶解實驗

為了模擬地層條件下固體緩蝕阻垢劑的溶解狀況，自制了0.5 m長的篩管，篩管孔徑為1 cm，加工成不同孔密的篩管，然后分別裝入等量的固體緩蝕劑，再放入實驗桶中，通入水溫40 ℃的流動水，流量為370 mL/min，觀察藥劑隨時間變化其溶解情況，并測定藥劑濃度（表5）。

表5 不同孔密度緩蝕阻垢劑溶解實驗

從表5數據可以看出，藥劑5個月后仍沒有溶解完，說明該藥劑可以緩慢地釋放從而達到持續防腐防垢的目的。孔密度越大，對應的濃度就越高，在孔密度為100孔/m時，5個月后藥劑濃度達到了15 mg/L，達到藥劑的最佳濃度。

3.4 成型工藝

將固化配方制得緩蝕阻垢體系經高壓成型，裝入特制的油管內，制得了緩蝕阻垢管，見圖3。

圖3 固體緩蝕阻垢管

其規格參數及使用方法為：孔密度為100孔/m，尺寸?73 mm×1 200 mm，使用 ?73.025 mm TBG螺紋連接在泵下，適應溫度 0～120 ℃。

4 現場應用情況

在該區塊進行了5口井的現場試驗，每口井用2根固體防腐器，措施后6個月后，分析了產出液體腐蝕速率、總鐵含量、藥劑濃度，同時還對比了措施前后檢泵周期的變化（表6）。

表6 防腐措施前后效果對比

從表6可以看出，油井產出液體平均腐蝕速率由0.682 mm/a降至0.050 mm/a，總鐵含量由2.4 mg/ L降至0.4 mg/L，平均檢泵周期由41 d提高到210 d，表明使用固體緩蝕劑后的腐蝕狀況明顯減輕，緩蝕阻垢劑能夠緩慢釋放。

5 結論與認識

（1）杏子川油田三疊系長2儲層，油井管桿腐蝕的主要原因是H2S和CO2共同作用引起的局部腐蝕，CO2、H2S和細菌的共同作用加劇了井下管串的腐蝕，尤其是點蝕最為突出。

（2）針對DC區塊的腐蝕原因，室內研制了低膦型固體防腐阻垢劑，并將其與除硫劑、二氧化碳中和劑、殺菌劑混合，固化成型制得緩蝕阻垢管，可以提高緩蝕藥劑利用率，降低施工工作量。

（3）現場試驗表明，該緩蝕阻垢管能夠實現平穩控制腐蝕速率的目的，可提高油井檢泵周期，延長管桿使用壽命，降低生產成本。

［1］李斌，申坤，羅慶梅，等.安塞油田防腐工藝技術研究與應用［J］.石油天然氣學報，2009，31 （2）：374-375.

［2］董紅義，孟德勝，李學君，等.慶祖油田油井腐蝕調查與認識［J］.內蒙古石油化工，2011，37（9）：54-55.

［3］王選奎，黃雪松，陳普信，等.中原油田氣舉井油套管腐蝕因素分析［J］.腐蝕與防護，2001，22（4）：41-43.

［4］孟剛.油田注入水腐蝕結垢機理及防腐措施研究［D］.北京：中國石油大學，2011.

［5］韋良霞，肖英玉，曹懷山，等.純化油田油井腐蝕、結垢原因分析及治理措施［J］.石油與天然氣化工，2004，33（2）：127-128.

［6］張西明，李軍，張新發，等.長慶油田小套管的腐蝕與防護［J］.腐蝕科學與防護技術，2004，16（1）：59-61.

［7］陳景軍，王富華.GY-1型固體阻垢劑室內研究與現場應用［J］.斷塊油氣田，2008，15（4）：123-125.

（修改稿收到日期 2014-04-05）

〔編輯 薛改珍〕

Research and application of anti-corrosion technology in DC Block of Xingzichuan Oilfield

LIU Tong1,ZHAO Yajie1,HUANG Hua1,DONG Tao1,LIU Jingfeng2,JIN Song3
（1.Research Institute of Yanchang Petroleum (Group) Co.,Ltd,Xi’an710075,China; 2.Yanchang Petroleum（Group）Co.,Ltd.Exploration &Development Technology Research Center,Yan’an716001,China;3.Petrochina North China Petrochemical Company,Renqiu062552,China）

In order to address the problem of severe corrosion of pipes and rods in oil wells in DC Block of Xingzichuan Oilfield,it is found that,through field investigation and sampling test,the main reason for corrosion of pipes and rods in oil wells in DC Block is the coaction of CO2,H2S and bacteria.In view of this main reason for such corrosion,the author developed the low-phosphonic solid corrosion inhibitor was developed through Lab experiments,optimized such additives as sulfur scavenger,CO2neutralizer and bactericide,hence determined the formula of corrosion and scale inhibitor system;then dried and solidified the agents to obtain the solid corrosion/ scale inhibiting tube.The tube was used in five wells in DC Block;the average corrosion rate of the produced fluid from the oil wells was reduced from 0.682 mm/a to 0.050 mm/a,and the total iron content was reduced from 2.4 mg/L to 0.4 mg/L,the maintenance-free period of the oil wells increased from 41 days to 210 days.Field application shows that this solid corrosion/scale inhibiting tube can effectively improve the corrosion of oil well pipes and rods,elongate the service life of the oil well pipes and rods and reduce the times of downhole services.

Xingzichuan Oilfield;corrosion;anti-corrosion technology;solid corrosion/scale inhibiting tube

劉通，趙亞杰，黃華，等.杏子川油田DC區塊防腐工藝研究與應用［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：112-115.

TE89

：A

1000–7393（2014）04–0112–04

10.13639/j.odpt.2014.04.028

劉通，1983 年生。2009 年畢業于西安石油大學油氣田開發工程專業，現從事油氣田開發工作，工程師。電話：029-88899671。E-mail：liutong124@163.com。