渤海油田水源井腐蝕結垢破壞及防治研究

周 歡 杜福云 劉正偉 王圣虹 龐明越

中海油田服務股份有限公司油田生產事業部, 天津 300459

0 前言

渤海油田是目前我國最大的海上油田,隨著開發的進行,越來越多的海上平臺采用注水開發,以提高油藏的開采速度和采收率,水源井的生產層位一般為館陶組。館陶組層系在渤海海域內發育普遍,具有較厚地層和儲量較大的淺層水,可以提供足夠的水源[1-3]。但腐蝕結垢現象普遍存在于油井井筒、輸油管線、注水泵、注水管線,直到注水井底等[4-6]。結垢物主要為鋇、鍶、鎂、鈣的硫酸鹽或碳酸鹽,常常造成生產管線或設備堵塞,增加了修井作業次數,縮短了修井周期。結垢還易造成水源井堵塞,會降低產液量,擾亂生產方案;嚴重時還會致使篩管破損,地層出砂,水源井關井,甚至報廢,造成很大的經濟損失[7-10]。

目前渤海油田的水源井排量在500～2 500 m3/d,大多數均采用套管射孔完井,優質篩管進行簡易防砂[11-12]。近幾年來,渤海水源井中出現了嚴重的腐蝕、結垢和沖蝕等破壞現象,導致停泵檢修作業頻繁,水源供應不穩定,嚴重影響到正常的注水開發[13-17]。本文旨在通過分析渤海水源井的腐蝕結垢及破壞原因,提出有效措施,防止水源井管柱的進一步破壞,保證渤海油田水源穩定以及正常有序的注水開發。

1 水源井腐蝕結垢及破壞原因分析

圖1為渤海油田水源井篩管腐蝕結垢及破壞形狀，從圖來看,渤海油田水源井腐蝕結垢及破壞的主要特征有:篩管外壁存在明顯的結垢現象;篩管內壁及外壁具有大量的鐵銹,部分篩管壁厚已經變薄或產生大量的銹蝕洞;銹蝕洞大多分布在星孔篩管的篩孔或與本體的連接部位;篩扣和篩管基體鋼材不同,在兩者的接觸區具有明顯的腐蝕;篩孔具有堵塞現象,可能是地層水中的雜質在通過篩孔后的過濾物[18-19]。

a) 篩管外壁結垢a) Scaling on the outer wall of the screen

b) 篩管內壁銹蝕b) Corrosion of the inner wall of the screen

c) 篩扣與管體連接處銹蝕c) Corrosion of the connection betweent the screen button and the pipe body

d) 篩孔堵塞d) Screen mesh blocked

為分析渤海油田水源井腐蝕原因,選取渤海油田7個作業區8個典型水源井水樣進行地層水成分分析和腐蝕實驗,各水源井地層水成分見表1。實驗采用的掛片為同一規格,其材質為篩管碳鋼基體常用材質P 110,表面積為20.92 cm2,重量均為14.1 g。實驗通過單一變量的方法,依次進行了不同溫度、不同壓力、礦化度及同規格的P 110與S 314材質掛片捆綁的腐蝕試驗,觀察幾種不同材料的掛片在目標水源井水樣下的腐蝕情況,持續10～16 d后,將腐蝕后掛片從目標水源井水樣中取出進行稱重,進而計算出各掛片的腐蝕速率,并應用軟件對結垢趨勢進行預測。

表1 水源井水樣組成測試分析結果表

1.1 溫度對掛片腐蝕行為的影響

水源井水樣的腐蝕速率受酸性氣體和氧的溶解量的影響,而溫度的高低直接影響酸性氣體和氧氣溶解量。溫度升高可增大腐蝕速率,當溫度大于一定數值時,溫度繼續升高，水樣中的酸性氣體和氧氣的溶解量變低,反而會使腐蝕速率變低。因此進行了溫度對水源井水樣腐蝕速率的實驗研究,實驗采用P 110掛片,實驗水樣均為JZ 25-1S水樣,僅對溫度進行改變,實驗結果見圖2。

圖2 水源井水樣腐蝕速率和溫度的關系圖Fig.2 Relationship between corrosion rate and temperature of water source wells

由圖2可以看出,在較低溫度和較高溫度時,掛片在水樣中的腐蝕速率均較小,當溫度為50 ℃左右時,掛片試樣的腐蝕速率最大,說明存在使腐蝕速率達到最大的溫度。

1.2 壓力對掛片腐蝕行為的影響

使用P 110掛片分別在高溫常壓下進行腐蝕實驗,通過高溫常壓腐蝕實驗測得,P 110掛片在大部分水樣中的腐蝕速率較低,為0.017 1～0.029 6 mm/a。其中,在JZ 25-1S-B 19 W井水樣內的掛片腐蝕較為嚴重,為0.177～0.193 mm/a。再次選取P 110掛片在同一實驗環境下進行高溫高壓腐蝕實驗,結果表明,P 110掛片的腐蝕速率差別不大,在大部分水樣中腐蝕速率仍然較低,為0.013 5～0.048 2 mm/a,可見壓力對腐蝕速率的影響不大,腐蝕速率測定結果見圖3～4。

圖3 高溫常壓P 110掛片腐蝕結果圖(55 ℃,常壓)Fig.3 P 110 coupon corrosion results at high temperature and normal pressure(55 ℃, normal pressure)

圖4 高溫高壓掛片腐蝕結果圖(55 ℃,9 MPa)Fig.4 Coupon corrosion results at high temperature and pressure(55 ℃,9 MPa)

1.3 礦化度對掛片腐蝕行為的影響

根據高溫常壓腐蝕實驗結果可知,JZ 25-1S-B 19 W水源井水樣的掛片腐蝕速率相對較高,為測試掛片在水源井水樣中不同離子對其的腐蝕速率,選擇了JZ 25-1S-B 19 W水源井的實際水樣,并配置了一份與實際水樣相同礦化度的水樣,將實驗掛片在高溫常壓條件下分別置于兩份水樣中,將腐蝕后的實驗結果進行對比。最終測得地層水樣中掛片腐蝕速率為0.212 2～0.239 9 mm/a,而NaCl溶液中掛片腐蝕速率僅為0.013 09～0.015 99 mm/a。結果表明,在相同礦化度條件下,地層水的腐蝕速率遠大于NaCl溶液的腐蝕速率,礦化度不是影響原水樣腐蝕性高的因素,實驗結果見圖5。

圖5 地層水與NaCl溶液對比實驗結果圖(85 ℃,常壓)Fig.5 Experimental results comparison of formation water and NaCl solution(85 ℃, normal pressure)

1.4 不同材質捆綁對掛片腐蝕行為的影響

為驗證不同材質的篩扣與篩管對腐蝕速率的影響,在溫度為55 ℃、常壓的實驗條件下,選取JZ 25-1S-B 19 W、SZ 36-1-D以及與JZ 25-1S-B 19 W水源井水樣相同礦化度的水樣溶液對P 110掛片進行對比實驗,實驗結果見圖6。在JZ 25-1S-B 19 W水源井水樣中的掛片為 P 110 單掛片,經實驗測得腐蝕速率的大小為0.239 mm/a,而已捆綁的相同規格的不銹鋼篩扣常用材質S 314掛片腐蝕速率大小為0.291～0.327 mm/a。實驗結果表明,當 S 314 掛片與P 110掛片捆綁時,掛片腐蝕速率明顯加快,甚至達到1倍以上。

圖6 掛片捆綁腐蝕實驗結果對比圖Fig.6 Comparison of corrosion test results of binding coupon

1.5 結垢趨勢分析

為分析渤海水源井結垢原因,對典型水源井JX 1-1 A 1 W井的兩個垢樣進行了成分檢測分析,應用OFISTP 3.0結垢預測軟件,分別對JZ 25-1S-B 19 W、QK 17-2-W 2等7口典型水源井進行了篩管結垢腐蝕趨勢的分析預測。

1.5.1 垢樣成分分析

根據垢樣成分檢測結果,兩個垢樣的主要成分均為CaCO3和MgCO3,此外,垢樣2含有少量的菱鐵礦和四方硫鐵礦等腐蝕產物以及少量石英顆粒,具體見表2。

表2 JX 1-1 A 1 W水源井結垢垢樣成分及含量分析表

1.5.2 結垢趨勢預測

通過OFISTP 3.0結垢預測軟件得到不同水源井的結垢趨勢預測結果,見圖7。根據預測結果,水源井井中篩管上的結垢物含量中主要是CaCO3,其中井底的結垢量為0.076～31.61 mg/L,井筒的結垢量為0～31.65 mg/L。雖然預測的井下結垢趨勢或程度中等偏低,但考慮到目標區塊水源井產水量較高,生產過程中結垢量不斷積累,可能會導致堵塞。若產生的垢吸附性較高,則會在某一部位堆積,可能出現較為嚴重的結垢現象導致破壞加深。

圖7 不同水源井結垢趨勢預測結果圖Fig.7 Prediction of scaling trend in different water source wells

2 腐蝕結垢及破壞原因分析

2.1 結垢原因綜合分析

2.2 腐蝕原因綜合分析

腐蝕實驗結果表明,不管是在高溫高壓還是高溫常壓的腐蝕條件下,礦化度對于不同鋼材類型的篩管的腐蝕程度均較低,大多低于國家標準,屬于正常的地層鹽水腐蝕。而腐蝕的主要原因,是由于地層水含有一定量的陰陽離子。實驗中僅JZ 25-1 S-B 19 W水源井井水樣的掛片腐蝕較嚴重,主要原因為在結垢過程中產生一些CO2等酸性氣體,導致該水樣pH值呈酸性,進而加劇了腐蝕現象。此外,通過不同材質掛片的捆綁腐蝕實驗可以看出,不銹鋼與普通碳鋼在實驗過程中進行了捆綁接觸,由于材料的不配伍,導致了電化學腐蝕,從而加速了碳鋼的腐蝕,說明現防砂管采用的不銹鋼篩扣(S 314或S 316)和篩管碳鋼基體(P 110或N 80)接觸位置處可能產生較為嚴重的腐蝕,在沖蝕的復合作用下,容易導致篩扣的脫落。

2.3 破壞原因綜合分析

通過對篩管腐蝕結垢及破壞狀態、腐蝕實驗的結果、結垢原因以及現場出砂狀況的分析,得出導致渤海油田水源井篩管的破壞主要原因包括結垢、腐蝕及兩者導致的沖蝕破壞。首先,渤海水源井地層出砂,產水量高,水流速度大,工況條件比一般水源井工況更惡劣。其次,結垢等使部分篩孔堵塞,剩余篩孔的流量增大,或局部流速和壓力變化劇烈,加劇沖蝕作用;結垢下的篩管基體腐蝕主要為地層水中的O2及腐蝕結垢后產生的CO2等酸性氣體繼續對篩管進行腐蝕,使篩管基體變薄、強度降低,特別是點蝕,更容易導致防砂管的沖蝕損壞。最后,篩扣與基體材料不配伍,易在鑲嵌處產生電化學腐蝕。現場統計表明,采用礫石充填防砂或者特殊結構和材料的篩管完井,其防砂時效明顯優于單一的優質篩管完井防砂時效。

3 水源井防腐防垢措施

3.1 常規酸洗除垢作業

對于目前結垢嚴重的老水源井,進行酸洗作業是一種常規而成熟的除垢措施[20]。酸洗作業周期需要根據井下結垢危害形式和程度,及其結垢部位和結垢量來確定。建議一般結垢水源井酸洗周期為1～2 a,對于結垢非常嚴重的需縮短酸洗周期,周期需根據實際情況而定。酸洗作業流程主要包括:起出電泵并做好檢泵工作,下入酸洗管柱至篩管底部,準備酸洗液,泵入酸洗液(沒過篩管最頂端),關井待結垢溶解后,進行大排量洗井,后起出洗井管柱,下入電泵進行生產。為防止腐蝕井下管柱和篩管,需要在酸洗液中加緩蝕劑,酸洗完成后在環空內注入緩蝕劑。鈣鎂垢酸洗液配方組成通常為:鹽酸(14%～20%)+緩蝕劑(0.6%～1%)+防垢劑(0.4%～1%)+滲透分散劑(0.6%～1%)+NaOH(0.5%～5%)。

3.2 井下注入防腐防垢劑

對于投入的新水源井,在完井時下入微管,在正常開井生產時向井下注入防腐防垢劑[21-22],見圖8。高壓細長管注入防腐防垢劑技術是利用連續的可耐高壓耐腐蝕的不銹鋼細長管線,將管線下入所需的層位,在保證防腐防垢劑有效濃度的前提下,通過地面高壓恒流泵將一定濃度的防腐防垢劑連續注入到所需部位,以完成防腐防垢工作。這項技術已經得到實際應用,例如:BP石油公司在英國北海油田成功將細長管線通過兩個封隔器下入到射孔位置,用于注入防垢劑,并達到了非常好的防垢效果。

在渤海油田的實際生產條件下,對于防腐防垢劑的注入方法,建議采用化學藥劑注入閥+控制管線的方式注入,既能夠節省用量,便于調整,又能夠防止上部管柱的腐蝕,化學藥劑通過管線流入到井底,使整個篩管段均能受效,可按需要的劑量定期或連續注入。細長管下入時應與防砂管線共同下入,下入部位為防砂篩管的最底部,可以與篩管捆綁在一起,共同下入。特別需要注意的是細長管需穿過封隔器,應提前在封隔器上預留細長管穿越孔道，并做好穿越后的密封工作。由于高壓細長管比較細,強度較低,因此下入時應注意保護,防止在施工過程中斷裂。依據實驗模擬結果,緩蝕劑有效濃度建議為25～55 mg/L,防垢劑濃度建議為15～35 mg/L。

圖8 細長管井下化學劑投放流程示意圖Fig.8 Schematic diagram of chemical agent delivery flowin slender pipe downhole

3.3 防砂篩管優選

渤海油田水源井須合理選擇井下篩管材料,水源井產水量較大,沖蝕破壞普遍存在,應優選過流性能及抗堵塞性能良好的防砂篩管,較好的過流性能可減少地層水對篩管的沖蝕破壞。如金屬網布優質篩管,采用篩套式結構,過流面積大,防堵性能好。

在選擇篩管上,應優先考慮具有多種防砂結構的復合多功能篩管,若一種防砂方式失效,其他防砂結構仍能保證防砂效果。復合篩管大多采用繞絲篩套和金屬網布篩套配合的結構,提供多層防砂保障,而且能保證防砂部分的材料單一性。此外,應該優化水源井防砂方式,降低篩孔處流速,以防止篩管的沖蝕破壞,如礫石充填防砂等。

3.4 渤海油田水源井綜合防治措施

針對渤海油田不同作業區的腐蝕和結垢特點,提出以下具體防護建議,見表3。

表3 渤海水源井防腐防垢措施表

4 結論

1)通過模擬井下條件,采用P 110腐蝕掛片,進行了10口井水樣的腐蝕模擬實驗,實驗結果表明,水樣屬于常規離子,腐蝕速率較小，腐蝕壓力及礦化度對腐蝕速率的影響不大。

2)兩種鋼材掛片的捆綁接觸實驗表明,材料不配伍會造成化學腐蝕,低品位材料腐蝕速率是單掛片實驗腐蝕速率的1.5～4倍,因此篩管的不銹鋼篩扣與其碳鋼本體連接處會提前被腐蝕破壞。

3)目標水源井水質對腐蝕結垢影響較小，現場出現的防砂管損壞主要是由腐蝕、結垢、出砂、沖蝕的聯合作用導致的。

4)優化了水源井防砂方式及優選防砂篩管,防止腐蝕結垢加劇篩管的沖蝕破壞。

5)根據現場腐蝕和結垢對生產和井下管柱的影響程度,現有的井可考慮采用酸洗除垢,新井可采用控制管線的方式注入,既容易調整節省用量,又能夠防止上部管柱的腐蝕,化學藥劑通過管線流入到井底,使化學藥劑在整個井段均勻受效。