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1、1 乾安油田油井腐蚀结垢治理技术研究 南京开广化工有限公司2009年12月 2 目录 第一部分问题的提出 第二部分腐蚀机理认识 第三部分治理技术研究 第四部分取得的效果 3 第一部分问题的提出 辖区面积 4788km2 已开发5个油田动用面积 206 83km2动用储量 11013 76 104t 4 第一部分问题的提出 普遍性 腐蚀结垢井占开井数86 4 严重性 腐蚀结垢速率高发展快 腐蚀结垢井数增加幅度大 乾安油田油井采出液水质腐蚀结垢表现出三个特性 乾北45 29井198天腐蚀速率2 2mm a 黑56 2 5井113天腐蚀速率1 3mm a 5 第一部分问题的提出 修井增多 腐蚀结垢修
2、井率居高不下 腐蚀结垢的危害 杆 管使用寿命缩短 导致更换量大 6 第一部分问题的提出 因腐蚀结垢引起的作业费用居高不下 自2005年至2008年 累计腐蚀结垢导致的直接作业费用高达10433 86万元 年平均作业费用2608 47万元 单井费用3 37万元 年 口 至2008年年底 腐蚀结垢经济损失高达4520万元 至2008年年底 单井费用损失3 37万元 年 口 7 第一部分问题的提出 随着油田开发的逐渐深入 腐蚀结垢问题日渐突出 致使免修期徘徊不前 目前已发展成为瓶颈问题 早期以高矿化度 高氯根为主的腐蚀机理已远远不能满足生产需求 为了深化认识腐蚀机理 再次提出从根源入手 开展腐蚀机理
3、再认识研究 8 第一部分问题的提出 第二部分腐蚀机理认识 第三部分治理技术研究 第四部分取得的效果 9 1 存在明显的腐蚀井段 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 2009年清检工作量1490井次 腐蚀结垢修井508井次 腐蚀结垢修井率34 1 现场跟踪腐蚀结垢修井152井次 占腐蚀结垢修井的30 同时根据现场修井跟踪 发现乾安各区块油井腐蚀存在明显的规律及特征 一 立足现场 发现规律 10 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 2 腐蚀形态表现为局部腐蚀特征 特征 1 杆 管表面存在明显的点蚀及坑蚀的腐蚀特征 2 存在溃疡状侵蚀 平台状腐蚀特征 四队黑98 1 2井97天 140根杆表面均是麻坑 腐蚀速率
4、1 1289mm a 九队情东47 25井198天 管表面有平台状腐蚀特征 腐蚀速率0 7725mm a 一 立足现场 发现规律 11 一 立足现场 发现规律 3 含水不同 腐蚀程度不同 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 含水36 8 检泵周期272天 轻微腐蚀 含水89 4 检泵周期166天 腐蚀速率2mm a 4 扶正器钢件 油杆接箍和油杆在井下的腐蚀程度不同 检泵周期157天 腐蚀速率0 97mm a 新井投产105天 腐蚀速率0 9235mm a 黑56 15 9井 黑123 3 7 黑49 3 3 12 二 细化腐蚀机理研究 明确腐蚀结垢主控因素 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 1 腐蚀结
5、垢主要原因 从水质化验分析来看 油井采出液呈现出 五高 特点 结论 采出水水质矿化度高 氯根高 硬度高 存在水质腐蚀 原油伴生气中含一定量的CO2气体 存在CO2腐蚀 采出液含SRB细菌 存在细菌腐蚀 与标准对比 超出标准 与其他采油厂横向对比 含量普遍偏高 13 二 细化腐蚀机理研究 明确腐蚀结垢主控因素 1 区块腐蚀性差异分析 矿化度分析 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 2 腐蚀性差异分析 定性分析 矿化度对各区块影响 大情字水质最差 属重腐蚀性水 乾北 老区属中度腐蚀性水 让子 海坨子属轻度腐蚀性水 黑98 2 2井94天油杆腐蚀情况 矿化度描述水质腐蚀性程度分级标准 14 第二部分乾安油
6、田腐蚀机理认识 细菌对各区块影响 大情字 乾北 老区最为严重 SRB特点 通常情况下 SRB主要附着在油井井筒内表面垢下生长 测定水样中SRB含量仅能粗略地表示细菌的存在情况 有可能在水体中SRB含量很低 但在管线表面可能有大量的SRB生长繁殖 所以一旦在流动水中发现这种菌 数量超过标准规定的要求 表明系统中已有SRB菌的腐蚀 温度影响 硫酸盐还原菌的最适宜生长温度在30 70 之间 并且生长的最高温度随压力增加而明显增高 情东53 25井135天油杆腐蚀速率2 1mm a 1 区块腐蚀性差异分析 细菌分析 15 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 1 区块腐蚀性差异分析 CO2分析 通过仪器检测
7、大部分油井均含有不同比例的CO2 且井下二氧化碳分压均超过标准规定值 说明大部分油井均存在二氧化碳腐蚀 黑123 6 1井检泵周期155天腐蚀速率2mm a 16 大情字井主要开发区块开采层段及性质 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 2 层段腐蚀性差异分析 研究了大情字井地质沉积储层与油井腐蚀关系 2 腐蚀性差异分析 定性分析 17 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 不同层段矿化度分析结果 青一段水质属于轻度腐蚀性水质 青三段水质最差 属重度腐蚀性水质 CO2对腐蚀的影响程度为 青一段 青一 青二 青二段 青三段 不同层段CO2分析结果 不同层段细菌含量分析结果 细菌对不同层段影响 青三段最为严重 青
8、二段 青一段次之 青一段 青二段较轻微 青一 青二 青三段水质不配伍 青一段与青二段混采井的配伍性最差 混合后钙离子沉积率75 38 不同层段配伍性分析结果 2 层段腐蚀性差异分析 研究了大情字井地质沉积储层与油井腐蚀关系 18 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 腐蚀结垢主控因素研究 定量分析 通过建立垢样定量分析方法 即滴定分析和气体吸收方法 初步确定了各区块腐蚀结垢的主控因素 通过化学平衡计算出各种物质的含量 进而确定腐蚀结垢的主控因素 分析方法 初步判断垢样的主要成分 根据物质的化学特性 进行滴定分析和气体吸收 确定垢样中各物质的含量 根据上述分析 发现乾安油田采出液腐蚀因素除高矿化度 高氯
9、根以外 CO2和SRB也是产生腐蚀的主要因素 而且腐蚀差异很大 因此在定性认识的基础上 开展了定量分析技术研究腐蚀结垢的主控因素 19 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 根据分析结果 各区块腐蚀结垢主控因素差异较大 具有一定的规律性 腐蚀结垢主控因素 定量分析 20 第二部分乾安油田腐蚀机理认识 典型站队 采油十三队 基本情况 主要为CO2腐蚀 对策 调整了咪唑啉 聚多胺 有机磷酸的配比 黑79 33 31井2009年4月20日因管漏 腐蚀上修 检泵周期141天 腐蚀速率1 1mm a 黑79 33 31井2009年9月20日因管漏 磨损上修 检泵周期212天 杆 管基本无腐蚀现象 调整后效果 2
10、1 第一部分问题的提出 第二部分腐蚀机理认识 第三部分治理技术研究 第四部分取得的效果 22 第三部分治理技术研究 1 优选药剂 确保药剂适应性及有效性 一 确定化学法治理技术为防护技术的主体 缓蚀阻垢剂 杀菌剂 黑138井5月24日因腐蚀结垢导致杆断 检泵周期93天 腐蚀速率0 3263mm a 黑138井9月4日因杆脱 倒扣上修 检泵周期103天 基本无腐蚀结垢现象 例 黑138井 5月24日因腐蚀导致杆断上修 现场起出后发现该井腐蚀结垢非常严重 后经调整药剂配方 将原以阻垢为主的药剂调整为以抑制腐蚀为主 药剂成分添加了咪唑啉和聚多胺 效果明显 缓蚀阻垢剂 杀菌剂 23 第三部分治理技术研
11、究 1 周期性化学加药工艺技术乾安油田防腐防垢工作全面开展于2001年 主体防腐技术一直延用周期性化学加药技术 至2009年 加药井数已增至1519口井 二 加强了治理技术实施的配套工艺技术研究 24 第三部分治理技术研究 1 周期性化学加药工艺技术但随着加药井数的逐年增加 评价手段日趋完善 逐渐发现该工艺存在一定的不足 药剂抽汲不均匀 存在药剂作用盲区药剂在井下作用时间仅为3天左右 4天时间无药受客观因素影响 不能保证按时加药雨季影响加药 边远井加药难 据统计 08年底全厂边远 低洼井446口 管理难度大 加药工劳动强度大点多面广 涉及14个站队 1519口加药井 周期性化学法加药 花17站
12、油井地势低洼 花17站油井道路 边远井情14 10 检泵在周期61天 腐蚀1 3mma 25 第三部分治理技术研究 2 试验了连续加药装置 隔膜计量泵式 隔膜泵式 计量泵选择 1 装置的选择 2009年3月份 在采油四队开展了连续装置的先导性试验 2 关键技术研发 改进 26 第三部分治理技术研究 169天油杆腐蚀0 5 2mm 111天无腐蚀 井口设计滴加浓度为120ppm 产液分别为9 2t d 6 1t d 计量泵式 药液持续时间在40天左右 药液抽吸平稳 3 投加周期的确定及试验效果 四队黑98 4 2 2 试验了连续加药装置 隔膜计量泵式 27 第三部分治理技术研究 试验44口井 措
13、施前修井33井次 平均检泵周期276天 措施后累计运行5976天 修井9井次 平均检泵周期467天 较措施前延长191天 4 应用效果整体评价 通过应用连续加药装置 得出以下结论 A 连续加药装置基本可以满足乾安油井现场加药需求 B 可保持药效平稳发挥 有效提高油井加药效果 C 初步明确合理的滴加浓度和加药周期 2 试验了连续加药装置 隔膜计量泵式 28 第三部分治理技术研究 3 研究试验固体防腐防垢化学药剂 延长加药周期 1 药剂研制 三通式便携加药装置 固化 将液体药剂通过固化技术制成固体颗粒 缓慢释放 药剂在井下缓慢释放 最终溶解 2 配方研制 针对全厂试验队主体区块代表性井进行了水质全
14、分析 以调整药剂配方 乾 18 8 乾北14 4 黑76 18 20 黑139 8 2 乾北47 17 29 第三部分治理技术研究 缓蚀性能评价 石油天然气行业标准SY T5273 2000中3 6的规定执行 阻垢性能评价 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q SY126 2005 井口设计投加量为单井30Kg 产液分别为7 5t d 7 1t d 药剂持续有效时间为30天左右 因此确定投加周期为1个月 3 投加浓度及投加周期的确定 小结 依据对乾16 8井缓蚀性能及阻垢性能的评价 确定投加量为单井30Kg 3 研究试验固体防腐防垢化学药剂 延长加药周期 30 第三部分治理技术研究 加药前运行
15、48天 腐蚀速率2 2mm a 加药后255天 基本无腐蚀结垢 一队乾16 8井试验前后对比 4 应用效果整体评价 试验80口井 措施前修井77井次 平均检泵周期193天 措施后累计运行11700天 修井26井次 平均检泵周期450天 较措施前延长257天 3 研究试验固体防腐防垢化学药剂 延长加药周期 31 第四部分取得的效果 效果一 腐蚀结垢修井得到有效控制 2009年 累计腐蚀结垢修井508井次 较2008年减少212井次 减少修井212井次 32 第四部分取得的效果 效果二 腐蚀结垢修井率大幅度降低 2009年 腐蚀结垢修井率为34 1 较2008年降低4 8 腐蚀结垢修井率下降4 8个百分点 33 谢谢 南京开广化工有限公司
