双河油田江河区油井防腐研究及治理

徐广杰，梁永森，王志国，石国胜 刘立新，赵丽萍，刘成新，唐洪林 （中石化河南油田分公司第一采油厂，河南 桐柏474780）

双河油田江河区油井防腐研究及治理

徐广杰，梁永森，王志国，石国胜 刘立新，赵丽萍，刘成新，唐洪林 （中石化河南油田分公司第一采油厂，河南 桐柏474780）

油井腐蚀是油田注水开发后期遇到的主要问题之一。腐蚀严重影响了原油的正常生产和集输，增加了生产成本，给油田造成巨大的经济损失。为缓解双河油田江河区油井腐蚀问题，针对江河区油井腐蚀的主要原因进行了3年的分析研究，筛选开发出了合适的防腐缓蚀剂及相应井下防腐工艺，进行了现场试验，通过1年多的监测及检泵作业表明，该项技术在双河油田江河区的研究和应用是成功的，有效抑制了油井的腐蚀问题。

防腐缓蚀剂；井下防腐工艺；侵蚀性CO2；H2S

双河油田江河区油井腐蚀井数逐年增多，2008年62口，2009年66口，2010年71口；腐蚀严重的油管4～6个月就产生2～3mm深的坑斑，维护周期平均180d；因腐蚀导致维护作业井次逐年增加，2008年23井次，2009年40井次，2010年48井次，占江河区总油井维护作业井次的30%，严重影响了江河区的原油生产。

为缓解江河区油井腐蚀问题，针对江河区油井造成腐蚀的主要原因进行了近3年的分析研究，筛选开发出了合适的防腐缓蚀剂及相应井下防腐工艺，进行了现场试验，通过1年多的监测及检泵作业表明，该项技术在双河油田江河区的研究和应用是成功的，有效抑制了油井的腐蚀问题。

1 江河区油井腐蚀原因研究

针对江河区油井腐蚀严重的问题，从2007年始，先后开展了 《江河区腐蚀机理研究》、《江河区油井防腐工艺技术研究及应用》等项目，通过对江河区腐蚀油井的生产层位、出油温度、日产液量、含水、液面、沉没度、腐蚀段重复性和腐蚀产物组分等数据的分析统计，得到以下认识：

1）通过岩心分析发现，Ⅴ油组岩心含有CaCO3（含量为20.54%），Ⅶ油组岩心有黄铁矿 （深度1920～2010m），Ⅷ、Ⅸ油组岩心有石膏 （深度2010～2108m）；通过江河区油井腐蚀产物分析发现江河区腐蚀油井的腐蚀产物主要是FeS和FeCO3。

2）经统计，江河区出油温度低 （50℃以下）和日产液低 （50m3以下）的油井发生腐蚀的几率大；日产液越少腐蚀段深度越深。

3）江河区腐蚀油井高含水井占总腐蚀井的70%。

4）江河区腐蚀油井发生腐蚀井段具有重复性。江河区约70%腐蚀油井发生腐蚀位置大致相同。

5）江河区油井腐蚀主要原因是侵蚀性CO2和H2S协同作用。通过对产出液和回注水组分分析，发现侵蚀性CO2和H2S含量超标［1］；通过对硫元素 （无机物）和碳元素 （无机物）进行从油井－联合站－水井的循环分析，结合侵蚀性CO2和H2S含量与腐蚀速率的室内研究及油井腐蚀产物组分分析，认为江河区油井腐蚀主要原因是侵蚀性CO2和H2S协同作用。

2 江河区油井防腐室内试验研究

图1 硫含量对腐蚀速率影响图

图2 CO2含量对腐蚀速率影响图

2.1 H2S腐蚀机理

钢铁在湿H2S介质中发生电化学反应：

阳极反应：Fe＝Fe2＋＋2e

阴极反应 ：2H＋＋2e＝H2

总反应 ：Fe＋H2S＝FeS＋H2

钢材受到H2S腐蚀后的产物是FeS。

从图1可以看出，单因素硫化物含量≥30mg/L时，腐蚀速率虽上升明显，但还没有超过0.076mm/a的国标［1］（目前江河硫化物含量为55～60mg/L）。

2.2 CO2 腐蚀机理

有关研究认为侵蚀性CO2的腐蚀机理如下：

其总腐蚀反应为：

试验表明：随CO2浓度增大，腐蚀速率逐渐升高 （双河油田江河区CO2浓度≥20mg/L）。

1）CO2分压对腐蚀的影响［2］现在普遍认为在影响CO2腐蚀的诸多因素中，CO2分压起着决定性的作用。当温度一定时，CO2的分压值愈大材料的腐蚀速率愈快。Lohodny－Sarc等的研究表明：当CO2的分压大于0.21MPa时，将会发生严重的CO2局部腐蚀；当CO2的分压在0.21～0.483MP a时，易发生不同程度的小孔腐蚀；当CO2的分压在0.0483～0.021MPa时，发生全面均匀腐蚀 ；当CO2的分压小于0.021MP a时，腐蚀不会发生或很少发生 。

2）温度的影响［2］温度对CO2腐蚀的影响，很大程度表现在温度对腐蚀产物保护膜生成的影响上。Ikeda等人研究证实：①温度＜60℃，腐蚀产物膜FeCO3软而无附着力，金属表面光滑，均匀腐蚀；②当温度在60～110℃之间时，Fe的表面生成有一定保护性腐蚀产物膜FeCO3，局部腐蚀突出；③110℃附近，高的腐蚀速率和严重的局部腐蚀 （深孔），腐蚀产物层厚而松，形成粗结晶的FeCO3；④150℃以上，形成细致、紧密、附着力强的FeCO3和Fe3O4膜，腐蚀速率降低。

3）CO2与硫化物共存诱导作用对腐蚀速率的影响［2］研究表明，在H2S和CO2共存的体系中，H2S的作用可表现为以下4种形式 ：①当体系中H2S分压＜0.01psi（1MPa＝145psi）时，CO2是主要的腐蚀介质，温度高于60℃，腐蚀速率取决于FeCO3膜保护性能，基本与H2S无关。②随着H2S含量增加 （PCO2/PH2S＞200），在CO2为主导体系中，H2S的存在会在材料表面形成一层与系统温度和pH值有关的较致密的FeCO3膜 ，导致腐蚀速率降低。③在H2S为主导的系统中 （PCO2/PH2S≤200），H2S的存在一般会使材料表面优先生成一层FeS膜，此膜的形成会阻碍具有良好保护性的Fe－CO3膜的生成。系统最终的腐蚀性取决于FeS和FeCO3膜的稳定性及其保护情况。④不同温度对H2S和CO2共存的腐蚀速率影响也明显，均呈现出随温度增加，腐蚀速率先增加后降低的过程。

通过以上对江河区油井腐蚀原因的研究，认为江河区油井防腐应该以抑制侵蚀性CO2腐蚀和H2S腐蚀为主。

2010年针对收集到的14种缓蚀剂，按 照 Y/T5237－2000 《油 田采出水用缓蚀剂性能评价方法》常压静态缓蚀率测定方法 （55℃，缓蚀剂加量50mg/L），取江河区T11－188、T8－108等井产出液作为试验介质，进行缓蚀性能评价，评价结果见图3。

由图3可见，14种缓蚀剂中缓蚀率 ＞90%有3种 （SJ2＃、SJ3＃、HSS－1），pH 值接近中性有2种 （SJ2＃ （pH＝7）、HSS－1 （pH＝6））。

图3 14种缓蚀剂缓蚀率评价图

3 现场应用

3.1 SJ2＃和HSS－1两种缓蚀剂现场试验

2010年对SJ2＃和HSS－1两种缓蚀剂进行了现场试验，效果良好。

HSS－1缓蚀剂是自主研发的新型油井缓蚀剂，复配了具有杀菌功能的官能团，尤其适合江河区SRB高的低温低液井。2010年在江河区双新泌57井、双8－17井现场应用，效果良好，检泵周期明显延长，双新泌57井于2011年3月18日作业解卡，该井腐蚀现象明显减轻。

SJ2＃主要成分为咪唑啉 （间二氮杂环戊烯）、OP系列表活剂 （壬基酚聚氧稀醚）和有机磷类阻垢剂组成。其作用原理主要是在油管内壁表面形成螯合物，将油管保护起来从而抑制腐蚀，阻止结垢。适合江河区高温高液井。2010年在江河区双S13－13井、双H11－9井等5口油井进行现场应用，效果良好。双S13－13井于2011年1月30日漏失作业，未发现腐蚀，双H4－806井于2010年12月30日作业下封，未发现腐蚀。

Y－3＃缓蚀剂是2011年新筛选出来的，对侵蚀性CO2和H2S腐蚀具有良好的抑制效果。室内按照Y/T5237－2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》常压静态缓蚀率测定方法 （55℃，缓蚀剂加量50mg/L），2011年1月7日取江河T9－188井产出液作为试验介质，进行缓蚀性能评价，评价结果见表1。

3.2 药剂投加方式的优化

对加药方式进行了摸索，目前加药方式存在着如下问题：①静液面井套管加药方式不适用；②一次性加药不能连续发挥药效；③部分油井无掺水，药剂挂壁，得不到全部利用。

采用井下防腐自动定量加药泵可以在线持续进行药剂投加，使得药剂得到最大化利用。

表1 缓蚀剂缓蚀率评价

双T8－107井2010年1～6月因腐蚀躺井4次：平均检泵周期为45d。6月26日下井下自动定量加药装置，设计加药浓度为30mg/L，加药型号HSS－1，加药时间为180d，于2010年12月26日达到了设计要求药剂已释放完，免修期由45d延长到183d。该井于2010年12月29日改为地面投加，至今（2011年3月27日）未躺井。

井下防腐自动定量加药泵适用于带有封隔器低液量 （20m3以下）的腐蚀油井。

4 结 论

1）江河区油井腐蚀产物分析发现江河区腐蚀油井腐蚀产物主要是FeS和FeCO3，结垢产物主要是CaCO3垢，防腐应该以抑制侵蚀性CO2腐蚀和H2S腐蚀为主。

2）通过室内试验证明SJ2＃和HSS－1两种缓蚀剂缓蚀率大于90%，现场应用，效果良好。

3）防腐自动定量加药泵可以在线持续进行药剂投加，使得药剂得到最大化利用，加药方式简单易操作，效果显著。

［1］QSY－HB0050－2001，油水井管柱防腐技术标准 ［S］.

［2］朱世东，刘会，白真权，等.CO2腐蚀机理及其预测防护 ［J］.热处理技术与装备，2008，29（6）：38～41.

TE931.2

A

1000－9752（2011）06－0355－04

2011－05－05

徐广杰 （1979－），女，2003年辽宁工程技术大学毕业，工程师，现主要从事油田开发管理工作。

［编辑］ 萧 雨