孤东八区、 KD641 块腐蚀原因分析及治理对策

孤东八区、KD641块腐蚀 原因分析及治理对策中石化胜利油田分公司孤东采油厂 2014年07月

目录 项目总体计划一项目研究成果创新点及结论二四现场应用情况三

一、项目总体计划 项目概况孤东八区和红柳垦东641块目前油井总井75口，开井63口，随着开发的深入，近两年来腐蚀现象逐渐严重，导致躺井频繁发生，造成了成本的增加和管杆的浪费。计划内容及考核指标

二、项目研究成果 一、项目调研油层水中少量的溶解氧可引起腐蚀,其腐蚀产物主要为铁锈Fe2O3或针铁矿) 溶解氧腐蚀由于采出液含盐量较高, 金属表面分布着许多杂质,当它与盐水接触时, 金属表面形成许多微小的原电池, 形成电化学腐蚀。电化学腐蚀采出液中溶解的少量CO2与Ca2+、Fe2+等离子,可生成CaCO3和FeCO3,形成腐蚀垢物。 H2S溶于水电离释放出的氢离子是强去极化剂,极易在阴极夺取电子,促进阳极铁溶解反应而导致钢铁的全面腐蚀. 腐蚀气体由于温度、压力等因素的变化, SRB生长环境发生了变化,使得SRB迅速繁殖,在SRB作用下,井筒产生腐蚀。细菌腐蚀产出水的pH值越低，越容易产生腐蚀。油田水pH值偏低往往是由于水中溶解气和细菌共同作用的结果。 pH值的影响

二、项目研究成果 二、筛选区块腐蚀井号通过对孤东八区和垦东641区块2011年、2012年多轮次井解剖分析，结合单井方案，筛选出14口因腐蚀原因造成的多轮次井。

二、项目研究成果 二、筛选区块腐蚀井号八区垦东641块

二、项目研究成果 三、采油队摸查初步筛选出井号后，对所属油井的采油15队和采油2队进行现状调查，结合目前生产情况、腐蚀情况、躺井情况、作业简史等进一步确定腐蚀井的筛选工作，最终确定两个区块10口井的取样工作。所筛选井号

二、项目研究成果 三、现场取样筛选出取样井号后，利用一天的时间，共对八区和垦东641两个区块进行了10口井的取样，用以进行室内挂片、离子分析等试验。

二、项目研究成果 四、室内试验—挂片实验对油样进行整体室内腐蚀挂片实验，进行分析，然后进行电化学、气体分析等试验，确定腐蚀的主要原因。

二、项目研究成果 四、室内试验—挂片实验垦东641 八区 78℃恒温 60℃恒温颜色及气味：垦东641区块水样浑浊且有较大的刺鼻气味，孤东八区水样清澈且没有气味。

二、项目研究成果 四、室内试验—挂片实验结果实验结果表（垦东641区块）

二、项目研究成果 四、室内试验—挂片实验结果实验结果表（八区）

二、项目研究成果 五、室内试验—矿化度分析实验分析方法：SY/T 5523-2006油田水分析方法 MIA-6自动电位滴定仪玻璃滴定系统

二、项目研究成果 五、室内试验—矿化度分析实验矿化度分析结果报告

二、项目研究成果 五、室内试验—矿化度分析实验矿化度分析结果汇总单位：mg/L

二、项目研究成果 六、室内试验—电化学实验分析方法：SY/T 5273-2000油田采出水用缓蚀剂性能评价方法分析所用仪器：CS350电化学工作站

二、项目研究成果 六、室内试验—电化学实验动电位极化曲线扫描实验结果（垦东641区块） 641-X22 641-X3 641-X1 641-X11 641-X10

二、项目研究成果 六、室内试验—电化学实验动电位极化曲线扫描实验结果（八区） 25-201 24-111 23-111 24-201 23-2013 动态极化曲线表明，这两个区块的腐蚀都是阴极控制的腐蚀

二、项目研究成果 七、室外试验—溶解氧含量测试垦东641溶解氧含量测试八区溶解氧含量测试溶解氧腐蚀在可控的范围内，不是腐蚀的主导原因

二、项目研究成果 八、室外试验—二氧化碳含量测试垦东641二氧化碳含量测试八区二氧化碳含量测试

二、项目研究成果 九、室外试验—细菌腐蚀测试分别对垦东641和八区的10口腐蚀井进行了三种细菌腐蚀实验取样。

二、项目研究成果 九、室外试验—细菌腐蚀测试细菌含量测试结果

二、项目研究成果 十、室外试验—H2S测试经过对现场10口井H2S含量的测试，井口H2S含量为零，此因素排除。

二、项目研究成果 十一、室外试验—现场pH值测试垦东641块pH值测试结果八区PH值测试结果水体基本上处于中性状态，pH值的腐蚀轻微，不是主要的腐蚀原因。

二、项目研究成果 十二、室内试验结果分析---八区区块腐蚀原因分析该区块腐蚀速率的决定性因素是氯离子腐蚀从以下五个方面分析得出以上结论： 1、八区取样井腐蚀速率与矿化度及氯离子关系首先观察到腐蚀速率与矿化度大体上成正相关关系，但是8-23-2013井矿化度和8-25-101不是这种关系，通过对比两口井的水样分析结果，发现其主要是由于8-23-2013中的钙离子含量高于后者。因此又考查了氯离子的变化对腐蚀速率的影响，发现腐蚀速率与氯离子含量成完全的正相关关系，因此，认为该区块腐蚀速率的主要决定因素是氯离子腐蚀。

二、项目研究成果 十二、室内试验结果分析---八区区块腐蚀原因分析 2、过滤水样清澈无异味，且油层温度高，无明显的细菌腐蚀特点。 3、挂片实验腐蚀速率较高，达到0.2mm/a，一方面说明水质因氯离子造成的腐蚀速率较高，另一方面现场在这个腐蚀速率下能够表现出明显的腐蚀。 4、现场水样pH值成中性，pH值腐蚀轻微。 5、该区块油井井不含硫化氢和游离态二氧化碳。

二、项目研究成果 十二、室内试验结果分析---垦东641区块腐蚀原因初步分析该区块油井存在着氯离子腐蚀虽然矿化度较高，但该区块温度低，因此，氯离子本身的腐蚀是比较小的，同时，腐蚀速率与氯离子非正相关的关系，表明该区块决定性因素不是氯离子腐蚀。

二、项目研究成果 十二、室内试验结果分析---垦东641区块腐蚀原因分析垦东641X1、641X10和641X11存在着二氧化碳腐蚀垦东641结垢实验表垦东641二氧化碳含量测试 1）水体不稳定，容易产生结垢，说明该区块水中溶解性二氧化碳含量较高。 2）现场测试表明，水中游离态二氧化碳含量较高，达到20mg/L以上。

二、项目研究成果 十二、室内试验结果分析---垦东641区块腐蚀原因分析垦东641X3和641X22存在着细菌腐蚀垦东641区块水样观察表垦东641区块细菌含量测试结果 1、垦东水样浑浊且具有刺鼻气味，这是硫酸盐还原菌腐蚀的典型现象。 2、油层温度普遍在60℃，比较适合细菌生长。部分井硫酸盐还原菌含量较高（641X3和641X22细菌腐蚀严重）

二、项目研究成果 十二、室内试验结果分析---垦东641区块腐蚀原因分析该区块存在着溶解氧腐蚀

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---腐蚀治理思路八区区块腐蚀治理配方思路孤东八区的腐蚀主要是氯离子引起的电化学腐蚀，溶解氧的存在加速了氯离子腐蚀。由氯离子腐蚀的原因及机理可以看出，氯离子腐蚀主要是因为氯离子优先在吸附在钢铁表面，从而对钢铁产生了腐蚀。鉴于八区温度较高（78℃）因此采用强吸附膜型妥尔油脂肪酸(TOFA)配盐缓蚀剂较合适，同时复配少量的硫脲（除氧缓蚀剂）。垦东641区块腐蚀治理配方思路垦东641区块的腐蚀是二氧化碳腐蚀、溶解氧腐蚀、细菌腐蚀和氯离子腐蚀综合作用的结果，该区块的油层温度较低（58℃），因此选用常规咪唑啉类的二氧化碳缓蚀剂，复配以硫脲和卡巴嘧啶类杀菌剂进行防腐。

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---八区缓蚀剂配方的确定八区用缓蚀剂实验结果

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---八区缓蚀剂最低使用浓度的确定八区用缓蚀剂最低使用浓度实验结果

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---垦东641区块缓蚀剂配方的确定垦东641区用缓蚀剂实验结果

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---垦东641区块缓蚀剂最低使用浓度垦东641区缓蚀剂最低使用浓度实验结果

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---加工成型工艺

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---加工成型工艺评价固化工艺评价将待评价的固体药剂放入模拟筛管，根据药剂的性能，选择合适的工作液装入缓冲液池，加温至试验要求。由阀门1 和阀门2 控制油和水的比例，阀门3 为循环阀，阀门4 控制工作液进模拟套管的排量，可以在0～150m3/d的范围内任意调节，工作液更换通过阀门5 进行，根据试验要求，可以定期更换工作液。固体药剂在工作液的作用下，逐渐溶解，观察固体药剂的溶解现象，并可根据试验需要，定时在缓冲液池中取样分析，检测药剂的溶出浓度，判断药剂的溶出规律和有效使用期。试验条件：介质为自来水，体积为1m3，控制流速420L/h（约10m3/d），24 小时不间断、定期在缓冲液池中取样分析缓蚀剂溶出浓度。规格为长1.6m，内径63mm，管子下部半米均布30 个筛孔，孔径8mm。

二、项目研究成果 十三、防治措施的研究---加工成型工艺评价结果固化评价工艺结果从缓释剂使用浓度要求的角度，对不同的油井使用固体缓释剂的原则进行了确定。对于产水量10方以下的井，建议选择6#固体缓释剂；对于10方到20方的井，建议选择5#固体缓释剂对于20方到40方的井；建议选择4#固体缓释剂；对于50方以上的井，建议选择3#固体缓释剂。

二、项目研究成果 ——生产管尾。。。。。。。。。 ——生产筛管。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。 ——上释放器（2 1/2 in） ——油管（2 1/2 in）） ——油管（2 1/2 in）。。。。。。。。。。 ——下释放器（2 1/2 in）十三、防治措施的研究---现场应用方式现场控制释放原理棒状固体缓蚀阻垢剂经过高压成型后本身具有一定的缓释性。该产品在水中浸泡后溶胀，紧贴在油管壁上，从而溶解面积很低，依靠筛孔进行释放。现场可以通过减少筛孔的方法降低其接触面积，达到缓慢释放，长期防腐阻垢的目的。

三、现场应用情况 腐蚀验证—挂片实验为了进行实验结果的验证，分别在八区和垦东641块各选了一口腐蚀油井进行挂片实验。

三、现场应用情况 措施实施前后腐蚀速率对比 KD641X10井措施前后挂片

三、现场应用情况 经济效益目前应用了两口井，腐蚀速率从0.2423mm/a和0.1486mm/a下降到0.0347mm/a和0.0245mm/a，明显的延长油井作业周期和管杆寿命，减少了停井损失。这两口腐蚀井措施前检泵周期平均6个月，按照目前的腐蚀速率最少能够延长检泵周期180天。单井材料和施工费用按2万元算，检泵作业按5万元/次，停井损失（检泵5天，每口井按照2吨原油/天，原油价格2000元/吨）2万元计算。每年每口井可取得经济效益为：节约费用＝7×（2-1）＝7万元/年；投入费用＝2（万元）/年；投入产出比＝1:3.5。

四、创新点及结论 创新点 1、该方法采用的是全因素排除法，其他稠油区块的腐蚀因素可采用相同的分析方法确定腐蚀因素，具有重要的示范意义。 2、治理措施具有较好的针对性，为其他稠油区块的腐蚀治理工作提供了较好的参考作用。结论（一）八区腐蚀主导因素是氯离子腐蚀，采用牺牲阳极和固体缓蚀剂相结合的方式进行治理。（二）垦东641区块是氯离子腐蚀、溶解氧腐蚀、二氧化碳腐蚀和细菌腐蚀四种腐蚀共同作用造成的，采用固体缓蚀剂加防偏磨措施方式进行综合治理。

敬请各位领导专家 批评指正

孤东八区、 KD641 块腐蚀 原因分析及治理对策