丁其杰，韓長(zhǎng)喜，劉生福，王 紅，陳慧麗

(濮陽(yáng)市科洋化工有限公司，河南 濮陽(yáng) 457001)

中國(guó)石油化工股份有限公司中原油田分公司采油一廠地質(zhì)狀況復(fù)雜，產(chǎn)出液具有“四高一低”的特點(diǎn)，產(chǎn)出液Cl－含量為(3～11)×104mg/L、礦化度為(7～22)×104mg/L、HCO3－為50～400 mg/L、井底溫度為130～150℃、pH值低(5.5左右)的特點(diǎn)，腐蝕性較強(qiáng)，表現(xiàn)為油井管柱的磨損腐蝕、點(diǎn)蝕等局部腐蝕嚴(yán)重和躺井頻繁，影響正常的油氣生產(chǎn)。雖然采取投加緩蝕劑等防護(hù)治理措施，但是部分高腐蝕油井治理效果不十分明顯。2009年7月經(jīng)分析、論證，選取13-365等 10口產(chǎn)液含水高、腐蝕嚴(yán)重、因腐蝕躺井頻繁的油井與科洋化工有限公司進(jìn)行合作治理，以研究腐蝕嚴(yán)重油井的腐蝕因素，通過(guò)室內(nèi)研制篩選出抗三高(高Cl－、高礦化度、高 CO2)緩蝕劑KY-2，通過(guò)優(yōu)化緩蝕劑加注工藝及濃度，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后腐蝕速率降低、總鐵降低，趟井次數(shù)減少，取得較好的防腐效果。

1 腐蝕因素分析

油田生產(chǎn)系統(tǒng)中由于介質(zhì)的存在，引發(fā)了腐蝕的產(chǎn)生，介質(zhì)的強(qiáng)腐蝕性是造成系統(tǒng)嚴(yán)重腐蝕的最根本原因。2008年7月對(duì)該區(qū)塊10口油井產(chǎn)出液進(jìn)行了全面的抽樣分析，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 13-365等10口井產(chǎn)出水腐蝕因素分析數(shù)據(jù)Table1 Corrosive Factor Data of Output liquid for 13-365 etc 10 oil wells

通過(guò)表1數(shù)據(jù)分析，得出造成13-365等10口油田油井腐蝕的原因有:

(1)油井產(chǎn)出水介質(zhì)總礦化度較高，Cl－和HCO3－等強(qiáng)腐蝕性離子含量高，溶液的pH值為5.5-6.0，呈弱酸性。

(2)伴生氣中CO2含量較多，平均體積分?jǐn)?shù)為1.81%，最高達(dá)4.68%，抽檢油井中有6口油井的CO2分壓都大于0.2 MPa，CO2是造成腐蝕的主要因素。

CO2腐蝕程度與其分壓和介質(zhì)溫度有關(guān)。一般情況下，分壓大于0.21 MPa表現(xiàn)嚴(yán)重的腐蝕現(xiàn)象，分壓為0.021～0.21 MPa易產(chǎn)生腐蝕，而分壓小于0.021 MPa則可認(rèn)為不會(huì)造成腐蝕。采油一廠10口井中有8口井分壓大于0.21MPa，處于CO2腐蝕壓力區(qū)。CO2的腐蝕性隨溫度升高而加劇，一般認(rèn)為CO2在50～90℃帶來(lái)的腐蝕較為嚴(yán)重。采油一廠溫度達(dá)50～70℃，處于CO2強(qiáng)腐蝕溫度區(qū)，因而站內(nèi)管線頻繁腐蝕穿孔。

(3)10口油井產(chǎn)出水中均檢測(cè)到硫酸鹽還原菌，硫酸鹽還原菌引起的垢下腐蝕也是造成油管、桿腐蝕的不容忽視的因素。

2 KY-2緩蝕劑的應(yīng)用研究

針對(duì)油井產(chǎn)出液含水高、礦化度高、CO2含量高及存在硫酸鹽還原菌的特點(diǎn)，為減緩采油一廠的井筒腐蝕、降低因腐蝕造成的躺井頻數(shù)，2009年3月通過(guò)研究及優(yōu)化篩選各種緩蝕劑配方，確定選用KY-2型緩蝕劑進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)防腐試驗(yàn)。

2.1 KY-2型緩蝕劑的特性

KY-2型緩蝕劑為油溶性、水分散型緩蝕劑，屬咪唑啉類緩蝕劑，是一種含氮五元雜環(huán)化合物，為均一液體、無(wú)毒、低濁度、對(duì)油層無(wú)傷害、可與水以任意比互溶。

該緩蝕劑屬吸附膜型緩蝕劑，分子中含有多個(gè)吸附中心，形成的保護(hù)膜比同類型緩蝕劑更致密，吸附成膜性能優(yōu)于常規(guī)的咪唑啉緩蝕劑，能更好地抑制腐蝕的進(jìn)行。

2.2 緩蝕劑室內(nèi)評(píng)價(jià)

為了在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，在室內(nèi)對(duì)10口油井進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)，加注KY-2緩蝕劑前后腐蝕速率對(duì)比見(jiàn)表2。

從表2看出，在未加入緩蝕劑之前，產(chǎn)出水的腐蝕速均大于0.076 mm/a，平均腐蝕速率為0.096 mm/a;當(dāng)加注100 μg/g KY-2 緩蝕劑時(shí)，腐蝕速率基本接近0.076 mm/a，平均腐蝕速率為0.0738 mm/a;當(dāng)加注150 μg/g KY-2緩蝕劑時(shí)，平均腐蝕速率為0.053 mm/a。

表2 加注KY-2(抗CO2)緩蝕劑前后腐蝕速率對(duì)比Table2 Corrosion rate comparison after injected KY-2 inhibitor mm/a

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，確定了采油一廠的緩蝕劑加藥周期為3 d，加藥濃度為100 μg/g。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2009年7月10日至2010年7月采油一廠10口井共投加緩蝕劑1200井次，累計(jì)投加緩蝕劑26.07 t。通過(guò)對(duì)加藥井加藥前后數(shù)據(jù)分析，緩蝕效果主要表現(xiàn)為以下三個(gè)方面:

①腐蝕速率降低

投加KY-2(抗CO2)型緩蝕劑后，腐蝕速率平均為0.0223 mm/a，比實(shí)驗(yàn)前0.0913 mm/a降低了0.0690 mm/a，低于0.0760 mm/a部頒標(biāo)準(zhǔn)，緩蝕效果明顯。

②總鐵指標(biāo)下降

加藥前平均總鐵值為36.1 mg/L，加藥后平均總鐵值為26.6 mg/L，平均總鐵值下降了9.5 mg/L(見(jiàn)表3)。

表3 采油一廠油井投加緩蝕劑前后總鐵變化Table3 Comparison of the iron ion in the production water after injected KY-2 inhibitor mg/L

③因腐蝕原因躺井?dāng)?shù)量明顯減少

2008年3月到2009年6月年作業(yè)次數(shù)累計(jì)27井次，嚴(yán)重腐蝕17井次。實(shí)施KY-2緩蝕劑加注保護(hù)后作業(yè)4井次，減少23井次;因腐蝕作業(yè)3井次，減少腐蝕作業(yè)14井次。

4 經(jīng)濟(jì)效益分析

(1)維護(hù)費(fèi)用:由治理前的年均268.42萬(wàn)元減少到治理后46.16萬(wàn)元，同比減少222.26萬(wàn)元。

(2)躺井占產(chǎn):由治理前的年均94 t，減少到治理后的39.4 t，同比減少54.6 t。每噸原油價(jià)格按2000元計(jì)算，創(chuàng)效10.92萬(wàn)元。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

(1)KY-2緩蝕劑比較適合采油一廠腐蝕環(huán)境，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后有效降低了腐蝕速率，減少了腐蝕穿孔次數(shù)。

(2)緩蝕劑防腐是油井井筒防腐的較有效手段，首先要分析油井產(chǎn)出液的成分及腐蝕機(jī)理，進(jìn)行有針對(duì)性的緩蝕劑研究，效果才能比較明顯。

(2)腐蝕環(huán)境是一個(gè)動(dòng)態(tài)變化的條件，當(dāng)油井井筒、地層、產(chǎn)出液發(fā)生變化時(shí)，應(yīng)及時(shí)做出分析、評(píng)價(jià)，及時(shí)調(diào)整緩蝕劑藥品組分及投加方案，保證防腐蝕效果持續(xù)有效。