注氣井管柱腐蝕結(jié)垢研究及治理

唐海飛 張子軼 高宇婷 韓秀芹

中國石化西北油田分公司采油二廠

注氣井管柱腐蝕結(jié)垢研究及治理

唐海飛 張子軼 高宇婷 韓秀芹

中國石化西北油田分公司采油二廠

塔河油田注氣井管柱腐蝕結(jié)垢問題嚴重，腐蝕主要發(fā)生在稠油區(qū)塊，嚴重影響油井生產(chǎn)時效。從腐蝕結(jié)垢樣品的組分分析結(jié)果可以看出，樣品含有大量的氧化物。通過對前期工作的梳理形成了一套治理方法：上下活動桿柱、泡酸疏松結(jié)垢物、油管打壓解卡。另外還采取源頭控制的方法，即在車倒鹽水中加注除氧劑和緩蝕劑，除去鹽水中的溶解氧以降低腐蝕速率。注氣井管柱腐蝕結(jié)垢治理措施在現(xiàn)場應用后效果良好，降低了成本，提高了生產(chǎn)時效，具有很好的應用前景。

注氣井；腐蝕結(jié)垢；樣品分析；注水水質(zhì)；治理

引言

塔河油田采油廠共有4個區(qū)塊：六、七區(qū)為稀油區(qū)塊，共有注氣井42口；十、十二區(qū)為稠油區(qū)塊，共有注氣井78口。據(jù)統(tǒng)計，各區(qū)塊因管柱腐蝕結(jié)垢導致掛抽失敗的次數(shù)分別為：六、七區(qū)43井次，占36.75%；十、十二區(qū)74井次，占63.25%。稠油區(qū)塊發(fā)生腐蝕結(jié)垢比稀油區(qū)塊嚴重。

采油廠使用的是5級間隙抽稠泵（0.125～0.188 mm），只要柱塞表面或者泵筒內(nèi)壁發(fā)生輕微的腐蝕結(jié)垢就會嚴重阻礙抽稠泵柱塞順利進入泵筒，導致油井掛抽失敗。注氣井掛抽失敗已經(jīng)嚴重影響了油井的生產(chǎn)時效，對其進行治理十分必要。

1 腐蝕結(jié)垢樣品組分分析

實驗室對井號為TH10111CH、TH10309CH的腐蝕結(jié)垢樣品進行了組分分析，TH10111CH樣品分析結(jié)果為Fe3O412.8%、Fe2O342.1%、MgFe2O432%、Ca4Fe9O1710.3%、NaCl 2.8%；TH10309CH樣品分析結(jié)果為Fe2O357%、油類27.5%、FeCl35%、CaSO4·2H2O 5%、NaCl 1.5%、CaSiO32.5%、SiO21.5%。樣品組分分析結(jié)果見表1。從樣品組分分析結(jié)果可以看出，樣品的主要成分以腐蝕產(chǎn)物鐵的氧化物為主，還含有少量的有機物、泥砂、硫化物及無機鹽。

表1 樣品組分分析結(jié)果

2 原因分析

2.1 注氮氣過程中氧氣的引入

油井注氣采取“現(xiàn)場制氮氣+油田水混注”的工藝模式[1]，施工過程中氧氣的引入主要有以下兩個途徑：

（1）注入氮氣不純。現(xiàn)場為空氣壓縮膜制氮工藝，含氧量約為3%，每口井按注氮量50×104m3計算，將有1.5×104m3氧氣注入井內(nèi)。

（2）注入水含溶解氧。由于大部分油井沒有注水管網(wǎng)，需要車倒鹽水注入，在拉運過程中大量的氧氣溶解在水中被注入井內(nèi)。

氧氣通過以上兩種途徑進入井內(nèi)，對油井管柱產(chǎn)生劇烈的腐蝕，腐蝕產(chǎn)物附著在管柱表面，影響油井后期的正常生產(chǎn)。

2.2 氮氣對腐蝕結(jié)垢的影響

塔河油田原油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，因氮氣的抽提效應使原油性質(zhì)變差。氮氣從原油中抽提一定量的輕烴和中間烴組分被富化后形成新的氣體，地層油則失去一定量的輕烴和中間烴組分形成更重的剩余油，這樣的過程反復進行，造成原油密度及黏度增大，這種抽提作用在油井近井地帶表現(xiàn)得更明顯、更強烈。

例如TK672井注氣前為不摻稀油井，注氣后需要配合摻稀生產(chǎn)，出現(xiàn)了稠油堵塞井筒和管線、回壓升高的情況，說明氮氣的抽提作用明顯。與此同時，樣品分析中有機物的存在也證明存在瀝青質(zhì)析出現(xiàn)象，加劇了油井的結(jié)垢程度。

2.3 注水水質(zhì)對腐蝕結(jié)垢的影響

油田地層水總礦化度為21×104～26×104mg/L，密度1.14 g/cm3，氯離子含量8×104～20×104mg/L，水型為CaCl2。原油脫出水經(jīng)過聯(lián)合站污水處理后指標見表2[2]。

由表2可以看出，處理后的水呈弱酸性，含有大量的Cl-、Ca2+、Mg2+、Na+、K+，含有少量的，這些金屬陽離子和酸根離子的存在都為碳酸鹽、硫酸鹽、氯鹽的形成提供了條件。此外，氮氣與Ca2+在一定條件下反應生成Ca3N2，該產(chǎn)物溶解于水中又會產(chǎn)生氫氧化物沉淀，加重結(jié)垢。由此可見，金屬離子與酸根離子的大量存在是樣品組成中無機鹽形成的主要原因。

表2 聯(lián)合站外輸水指標

2.4 H2S、CO2對腐蝕結(jié)垢的影響

塔河油田腐蝕介質(zhì)環(huán)境具有高含H2S、CO2的特點[3-4]，H2S分布整體呈西北高、東西低的態(tài)勢，在稠油區(qū)塊富集；CO2含量各區(qū)塊差別較大，平均在3.0%～8.0%之間，具體情況見表3。

在CO2-H2S-Cl--H2O腐蝕環(huán)境體系下，外加溶解氧的介入，造成腐蝕介質(zhì)環(huán)境極其惡劣，加劇管柱腐蝕。CO2腐蝕產(chǎn)物生成慢、致密、附著力強，不完整的膜導致了嚴重的腐蝕，在不生成產(chǎn)物膜的條件下，平均腐蝕速率高。H2S產(chǎn)物生成快、疏松、附著力差，但離子選擇性抑制了CO2腐蝕及FeCO3的生成，含H2S環(huán)境平均腐蝕速率在1 mm/a左右，存在點蝕問題。

3 治理及效果

通過對前期工作的梳理，形成了一套治理方法，具體如下：

方法1：上下活動桿柱。對于結(jié)垢后未能順利下放的柱塞，上下多次活動桿柱，利用柱塞與泵筒所產(chǎn)生的摩擦力將結(jié)垢物去掉，目前已經(jīng)有41井次成功應用此方法。

方法2：泡酸疏松結(jié)垢物。在方法1不起作用的情況下，將酸頂替至柱塞附近進行浸泡，疏松結(jié)垢物后再采取方法1進行下放柱塞，目前已經(jīng)有52井次成功應用此方法。

方法3：油管打壓解卡。若方法1、2無效果，則對油管打壓15～20 MPa，使所有的壓力值傳遞至柱塞處，當結(jié)垢物疏松后再采用方法1使其脫落，目前已經(jīng)在TH10104、TH12111、TH10101CH、TK7-633CH2井成功應用此方法。

除以上除垢措施外，還采取了源頭控制的方法，即在車倒鹽水中加注除氧劑和緩蝕劑，除去鹽水中的溶解氧以降低腐蝕速率，緩蝕劑也能起到保護井內(nèi)管柱的效果。除氧劑與緩蝕劑配伍性評價試驗見表4。

表4 除氧劑與緩蝕劑配伍性評價試驗

4 應用前景

注氣三采提高采收率首次在超深、超稠縫洞型油藏中進行試驗，前期取得明顯的增油效果，可有效開發(fā)“閣樓油”，提高采收率。目前氣源均為空氣，廉價方便，但是含氧量過高，容易形成腐蝕結(jié)垢產(chǎn)物。注氣井管柱腐蝕結(jié)垢治理措施在現(xiàn)場成功應用后效果良好，降低了成本，提高了生產(chǎn)時效，具有很好的應用前景。

[1]郭秀東，趙海洋，胡國亮，等．縫洞型油藏超深井注氮氣提高采收率技術[J]．石油鉆采工藝，2013，35（6）：98-101.

[2]周鵬，袁宗明，謝英，等．塔河油田集輸系統(tǒng)污水腐蝕因素分析[J]．油氣儲運，2008，27（5）：45-47.

[3]張江江.塔河油田注氣井管道腐蝕特征及規(guī)律[J]．科技導報，2014，32（31）：65-70.

[4]尹依娜，唐祖友，惠小敏，等．塔河油田機采井腐蝕與防護[J]．石油化工腐蝕與防腐，2009，26（S1）：77-79.

（欄目主持 樊韶華）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.10.042

2015-05-02