耿55、罗107采油井腐蚀基理研究及治理试验

王鹏程，宋家喜，杨文飞，陆秋霞

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川750006）

耿55、罗107采油井腐蚀基理研究及治理试验

王鹏程，宋家喜，杨文飞，陆秋霞

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川750006）

采油九厂刘峁塬区域耿55油藏开采时间大于7年，罗107油藏开采时间大于3年，部分油井采出液总铁含量高达147 mg/L，井筒腐蚀现象逐渐显现，截至目前修井起初发现油管杆腐蚀采油井共计16口，油井因套损丧失产能6.68 t/d，因此需要研究油井腐蚀机理，投加针对性强的缓蚀剂为油井长期稳定生产提供保障，本文主要介绍了耿55、罗107采油井腐蚀原因、金属缓蚀剂的优选及在耿55、罗107油藏的试验情况。

予膜；有机磷酸盐；咪唑啉；腐蚀速率；缓蚀率

耿55油藏为姬塬油田浅层油藏，于2007年投入开发，现开纯老井16口，日产液37.45 m3，日产油18.56 t，其主力油藏为三叠系延长组的长2油藏（现开长2采油井8口），2013年至2014年发现腐蚀采油井10口，其中2口采油井（耿55、庞24-27）由于腐蚀导致套管破损丧失产能，其余采油井为泵上腐蚀和尾管腐蚀，腐蚀井占现开纯老井数的62.5%，油藏区域内腐蚀严重，导致该区采油井检泵作业频次增加，影响了该区原油的正常生产。

罗107油藏为姬塬油田浅层油藏，于2011年投入开发，现开纯老井30口，日产液86.86 m3，日产油40 t，其主力油藏为侏罗系延安组的延9油藏（现开延9采油井15口），2013年至2014年发现延9腐蚀采油井有6口，其中3口采油井（罗107、江92-27、庞46-44）的抽油杆本体被腐蚀断，其余采油井为泵上腐蚀和尾管腐蚀，延9腐蚀井占延9开井数的40%，油藏区域内腐蚀严重，导致该区采油井检泵作业频次增加，影响了该区原油的正常生产。

1 腐蚀原因分析

1.1 研究对象的确定

表1 耿55区长2、罗107区延9采油井采出水水质分析

对耿55、罗107油藏高含水采油井采出液总铁含量进行测定，结果显示耿55长2、罗107延9采出液总铁含量高，均超过50 mg/L，最高可达147 mg/L，因此以耿55长2、罗107延9采出液作为研究对象。

1.2 腐蚀原因分析

根据采出水水质，认为导致油井腐蚀的原因有：

（1）采出水的矿化度高（平均可达76.54 g/L），尤其是Cl-含量高（平均可达46.13 g/L），Cl-导致采油井产生氯根腐蚀。

（2）油井其介质中CO2含量较高，CO2是酸性气体，会引起腐蚀。

（3）高矿化度采出水均具有结垢倾向，导致采油井结垢，结垢采油井易产生垢下不均匀腐蚀。

腐蚀原因分析实例：2013年3月，庞22-25采油井因固定凡尔失灵上修，发现泵上2根油管结垢严重，采集垢样对垢样进行了成分分析（见表2）。

表2 庞22-25采油井井筒垢样成分分析

2014年8月，庞22-24采油井上修起初发现井筒结垢，采集垢样对垢样进行了成分分析。

表3 庞22-24采油井井筒垢样成分分析

将庞22-25、庞22-24采油井井筒垢样铁氧化物含量（28.75%，52.18%）与耿271油藏井筒垢样铁氧化物平均含量（7.59%）进行对比，可以看出庞22-25、庞22-24井的腐蚀程度高于耿271油藏采油井，所以根据庞22-25、庞22-24采油井井筒垢样铁氧化物含量和垢样外观，可以确定庞22-25、庞22-24采油井井筒腐蚀成因主要为垢下腐蚀所致。

但井筒腐蚀的实际原因往往是以上几种因素互为因素、互为条件的腐蚀。

表4 耿271油藏井筒垢样成份分析汇总

2 井筒防腐工艺优选

2.1 丛式井组阴极保护防腐技术

2.1.1 技术原理利用直流电源给套管提供阴极极化电流，将套管电位负移至-0.85 V以上，达到保护套管的目的。同一井组的多口油水井共用一口深阳极井，电流均衡可控。

2.1.2 适应范围井组产量≥15 t，单井数≥3口；18.6万元/站。

2.1.3 工艺局限性（1）超低渗油藏采油井较难满足井组产量≥15 t；（2）不能对油管杆进行保护；（3）不适合目前超低渗透油田低成本开发战略。

2.2 环氧冷缠带牺牲阳极防腐工艺

2.2.1 技术原理环氧冷缠带、牺牲阳极两种技术联合防腐，充分互补实现延长高腐蚀环境下套管服役寿命，延长套管寿命2～3倍以上。防腐层破损后，化学性质活泼的阳极发挥作用，破损处得到有效保护。

2.2.2 技术特点牺牲阳极与涂层优势互补；可靠性高，经济性好（6.5万元/井）；一次施工完成防腐，无须后期管理维护，且特别适合井较深的外防腐。

2.2.3 工艺局限性一是该工艺只能在钻井时实施；二是不能对油管杆进行保护。

2.3 油套环空投加缓蚀剂防腐工艺

2.3.1 技术原理缓蚀剂具有能够在金属表面成膜的特性，阻止金属和采出水中的二氧化碳、无机盐等腐蚀介质的接触，从而达到防腐的作用。

2.3.2 技术特点投加工艺简单、人员操作强度小、运行费用少；不但能够对套管进行保护，缓蚀剂还能随油流进入油管、集输系统，对油管杆及集输管线进行保护。

2.3.3 工艺局限性（1）缓蚀剂要能有效附着在钢材表面才能起到保护作用；（2）在金属表面形成的膜是否均匀会影响到缓蚀剂的缓蚀效果。

通过对上述三种防腐工艺的原理、特点进行再分析，并结合目前超低渗透油田低成本开发战略，选取油套环空投加缓蚀剂对耿55、罗107腐蚀采油井进行治理。

根据缓蚀剂原理，缓蚀剂在金属表面形成的膜越牢固，就越能阻止金属和采出液中的腐蚀介质的接触，缓蚀剂的缓蚀性能就越强，所以筛选出能形成牢固防腐膜的缓蚀剂是下一步的研究重点。

3 缓蚀剂的筛选与评价

通过调研，获得了油气田常用缓蚀剂的成份信息，主要是有机磷酸盐类，咪唑啉类等。

3.1 有机磷酸盐类缓蚀剂成膜机理

有机磷酸盐类缓蚀剂的主剂分子中富含－NH2、－COOH、－PO（OH）2官能团，是一类具有表面活性的络合物。与金属表面Fe2+可形成螯合物而在金属表面成膜，同时缓蚀剂分子间由－NH2与－COOH产生缩合反应，增大了膜的厚度和面积，从而有效的阻断电解质溶液、酸性气体对金属表面的腐蚀，其鳌合成膜示意图（见图1）

图1 AD43-1金属缓蚀剂作用机理示意图

3.2 咪唑啉类缓蚀剂成膜机理

咪唑啉环上的叔氮具有很好的亲核性，并且咪唑啉环上的酰胺基官能团也有很好的亲核性，很容易吸附在金属的表面抑制阴极和阳极的腐蚀过程。

3.3 缓蚀剂的筛选

通过对缓蚀剂中有机磷酸盐和咪唑啉混合比例的调研，筛选了型号分别为MH-46、CQ-H02、AD43-1的缓蚀剂，有机磷酸盐类含量排序如下（由多到少）：AD43-1＞CQ-H02＞MH-46。

3.4 缓蚀剂性能评价

3.4.1 试验温度的确定耿55、罗107长2、延9采油井井深范围是1 800 m～2 000 m，以3℃/100 m的地温梯度计算，井下最高温度范围是54℃～60℃，在一定温度范围内，钢材在腐蚀介质中的腐蚀速率随温度的上升而加快，在90℃附近出现腐蚀速率的最大值［3］，则知全井段钢材的腐蚀速率≤60℃时钢材的腐蚀速率，若缓蚀剂在60℃的试验温度下能够有效降低钢材的腐蚀速率，则一定能够有效降低全井段钢材的腐蚀速率，所以确定试验温度为60℃。

3.4.2 性能评价试验根据中华人民共和国石油天然气行业标准QSY 126-2005的要求在60℃下，开展缓蚀剂性能评价试验，测定加剂后A3钢片的腐蚀速率及缓蚀率（腐蚀介质为按标准配置的腐蚀液）。

腐蚀速率=8.76×104×试验前后挂片的质量差（g）/（挂片总面积（cm2）×试验时间（h）×挂片材料密度（g/cm3））

缓蚀率（%）=100%×加药和未加药挂片质量损失之差（g）/未加药挂片质量损失（g）

缓蚀率（%）=100%×（未加药挂片腐蚀速率－加药挂片腐蚀速率）/未加药挂片腐蚀速率

由表5可知缓蚀剂的缓蚀性能由强到弱依次为AD43-1＞CQ-H02＞MH-46，说明腐蚀速率随缓蚀剂中有机磷酸盐比例的升高而降低，缓蚀率随有机磷酸盐比例的升高而升高。

表5 缓蚀剂评价实验

为了确保现场适应性，在同等评价条件下，利用现场腐蚀介质在室内测定AD43-1不同使用浓度下的挂片腐蚀速率、缓蚀率（腐蚀介质：庞22-24井采出水）（见表6，图2，图3）。

在1%的加量下，腐蚀速率达到或接近最低值（缓蚀率达到或接近最高值），继续加大使用浓度，反而腐蚀速率有所上升（缓蚀率有所下降），为确保在现场腐蚀环境下（高压、采出液处于流动状态、腐蚀时间＞48 h），AD43-1的缓蚀性能可以达到标准要求，初步设定投加浓度为油井日产液量的1%。

表6 缓蚀剂不同使用浓度的缓蚀率情况

图2 腐蚀速率与加药浓度关系曲线图

图3 缓蚀率与加药浓度关系曲线图

4 AD43-1缓蚀剂现场应用试验

在耿55、罗107油藏各选取1口采油井投加缓蚀剂AD43-1开展腐蚀治理试验，试验周期为6个月。

4.1 加药采油井的确定

选井原则：（1）现阶段腐蚀治理效果监测的手段为测定采出液总铁含量，所以选取采出液总铁含量高的油井进行治理。（2）早期投加油井缓蚀剂，要使化学药剂能有效附着在钢材表面才能起到保护作用，对于严重结垢的井筒将会影响缓蚀剂的使用效果（见表7）。

根据选井原则最终确定在庞24-25井、江92-27井投加AD43-1。

4.2 加药方式的确定

庞24-25、江92-27的加药制度具体（见表8）。

4.3 试验油井缓蚀效果分析

表7 符合选井原则采油井统计表

表8 缓蚀剂投加制度

对进行投加AD43-1的油井，和未加AD43-1的2口井（庞25-28、罗107），进行了采出液连续5个周期的总铁含量监测，每个周期同油井缓蚀剂的加药周期相同为15 d（错开加药周期2 d以上）（见表9，图4，图5）。

表9 加药和未加药油井采出液总铁含量监测统计

图4 耿55油藏加药和未加药采油井采出液总铁含量和周期的关系

图5 罗107油藏加药和未加药采油井采出液总铁含量和周期的关系

对加药油井和未加药油井采出液总铁含量进行了对比，2口加药油井采出液总铁含量明显下降（庞24-25：由90 mg/L下降到6 mg/L，江92-27：由147 mg/L下降到13 mg/L），与未加药油井对比有明显的腐蚀减轻效果。

按照经验法，缓蚀剂现场应用的实际效果，根据下面的经验公式进行计算：

计算得到庞24-25，江92-27的现场缓蚀率分别为93.33%、91.16%，说明在现场实际腐蚀环境下，AD43-1的缓蚀性能可以达到标准要求，同时也说明AD43-1在腐蚀因素多的现场环境下具有很好的适用性。

5 结论

（1）造成耿55、罗107采油井腐蚀的原因有三个，一是采出液中Cl-导致的氯根腐蚀，二是油井中酸性气体CO2引起的腐蚀，三是结垢易造成采油井产生垢下腐蚀，但井筒腐蚀的实际原因往往是以上几种原因互为因素、互为条件的腐蚀。

（2）缓蚀剂应具有能够在金属表面成膜的特性，阻止金属和采出水中的二氧化碳、无机盐等腐蚀介质的接触，从而达到防腐的作用。

（3）腐蚀速率随有机磷酸盐比例的升高而降低（缓蚀率随有机磷酸盐比例的升高而升高）。耿55、罗107采油井腐蚀治理试验表明AD43-1缓蚀剂在现场具有良好的适用性，可以在这两个油藏推广使用。

（4）为了确保AD43-1的现场应用效果，初步设定投加浓度为油井日产液量的1%，下一步将开展现场试验，优化投加浓度。

［1］赵福麟.采油用剂［M］.东营：石油大学出版社，2001.

［2］中华人民共和国石油天然气行业标准，Q/SY 126-2005，油田水处理用缓蚀阻垢剂技术要求［S］.2005.

［3］赵国仙.温度对油套管用钢腐蚀速率的影响［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2008，23（4）：75-78.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.024

TE983

A

1673-5285（2015）08-0092-06

2015－06-30

王鹏程，男（1987－），2010年毕业于兰州理工大学，学士学位，现为长庆油田第九采油厂采油工艺研究所科员，研究方向为油田化学，邮箱：wbwqz@126.com。