注气井管柱腐蚀结垢研究及治理

2015-01-12唐海飞张子轶高宇婷韩秀芹

油气田地面工程 2015年10期

关键词：塔河柱塞结垢

唐海飞张子轶高宇婷韩秀芹

中国石化西北油田分公司采油二厂

注气井管柱腐蚀结垢研究及治理

唐海飞张子轶高宇婷韩秀芹

中国石化西北油田分公司采油二厂

塔河油田注气井管柱腐蚀结垢问题严重，腐蚀主要发生在稠油区块，严重影响油井生产时效。从腐蚀结垢样品的组分分析结果可以看出，样品含有大量的氧化物。通过对前期工作的梳理形成了一套治理方法：上下活动杆柱、泡酸疏松结垢物、油管打压解卡。另外还采取源头控制的方法，即在车倒盐水中加注除氧剂和缓蚀剂，除去盐水中的溶解氧以降低腐蚀速率。注气井管柱腐蚀结垢治理措施在现场应用后效果良好，降低了成本，提高了生产时效，具有很好的应用前景。

注气井；腐蚀结垢；样品分析；注水水质；治理

引言

塔河油田采油厂共有4个区块：六、七区为稀油区块，共有注气井42口；十、十二区为稠油区块，共有注气井78口。据统计，各区块因管柱腐蚀结垢导致挂抽失败的次数分别为：六、七区43井次，占36.75%；十、十二区74井次，占63.25%。稠油区块发生腐蚀结垢比稀油区块严重。

采油厂使用的是5级间隙抽稠泵（0.125～0.188 mm），只要柱塞表面或者泵筒内壁发生轻微的腐蚀结垢就会严重阻碍抽稠泵柱塞顺利进入泵筒，导致油井挂抽失败。注气井挂抽失败已经严重影响了油井的生产时效，对其进行治理十分必要。

1 腐蚀结垢样品组分分析

实验室对井号为TH10111CH、TH10309CH的腐蚀结垢样品进行了组分分析，TH10111CH样品分析结果为Fe3O412.8%、Fe2O342.1%、MgFe2O432%、Ca4Fe9O1710.3%、NaCl 2.8%；TH10309CH样品分析结果为Fe2O357%、油类27.5%、FeCl35%、CaSO4·2H2O 5%、NaCl 1.5%、CaSiO32.5%、SiO21.5%。样品组分分析结果见表1。从样品组分分析结果可以看出，样品的主要成分以腐蚀产物铁的氧化物为主，还含有少量的有机物、泥砂、硫化物及无机盐。

表1 样品组分分析结果

2 原因分析

2.1 注氮气过程中氧气的引入

油井注气采取“现场制氮气+油田水混注”的工艺模式[1]，施工过程中氧气的引入主要有以下两个途径：

（1）注入氮气不纯。现场为空气压缩膜制氮工艺，含氧量约为3%，每口井按注氮量50×104m3计算，将有1.5×104m3氧气注入井内。

（2）注入水含溶解氧。由于大部分油井没有注水管网，需要车倒盐水注入，在拉运过程中大量的氧气溶解在水中被注入井内。

氧气通过以上两种途径进入井内，对油井管柱产生剧烈的腐蚀，腐蚀产物附着在管柱表面，影响油井后期的正常生产。

2.2 氮气对腐蚀结垢的影响

塔河油田原油胶质、沥青质含量高，因氮气的抽提效应使原油性质变差。氮气从原油中抽提一定量的轻烃和中间烃组分被富化后形成新的气体，地层油则失去一定量的轻烃和中间烃组分形成更重的剩余油，这样的过程反复进行，造成原油密度及黏度增大，这种抽提作用在油井近井地带表现得更明显、更强烈。

例如TK672井注气前为不掺稀油井，注气后需要配合掺稀生产，出现了稠油堵塞井筒和管线、回压升高的情况，说明氮气的抽提作用明显。与此同时，样品分析中有机物的存在也证明存在沥青质析出现象，加剧了油井的结垢程度。

2.3 注水水质对腐蚀结垢的影响

油田地层水总矿化度为21×104～26×104mg/L，密度1.14 g/cm3，氯离子含量8×104～20×104mg/L，水型为CaCl2。原油脱出水经过联合站污水处理后指标见表2[2]。

由表2可以看出，处理后的水呈弱酸性，含有大量的Cl-、Ca2+、Mg2+、Na+、K+，含有少量的，这些金属阳离子和酸根离子的存在都为碳酸盐、硫酸盐、氯盐的形成提供了条件。此外，氮气与Ca2+在一定条件下反应生成Ca3N2，该产物溶解于水中又会产生氢氧化物沉淀，加重结垢。由此可见，金属离子与酸根离子的大量存在是样品组成中无机盐形成的主要原因。

表2 联合站外输水指标

2.4 H2S、CO2对腐蚀结垢的影响

塔河油田腐蚀介质环境具有高含H2S、CO2的特点[3-4]，H2S分布整体呈西北高、东西低的态势，在稠油区块富集；CO2含量各区块差别较大，平均在3.0%～8.0%之间，具体情况见表3。

在CO2-H2S-Cl--H2O腐蚀环境体系下，外加溶解氧的介入，造成腐蚀介质环境极其恶劣，加剧管柱腐蚀。CO2腐蚀产物生成慢、致密、附着力强，不完整的膜导致了严重的腐蚀，在不生成产物膜的条件下，平均腐蚀速率高。H2S产物生成快、疏松、附着力差，但离子选择性抑制了CO2腐蚀及FeCO3的生成，含H2S环境平均腐蚀速率在1 mm/a左右，存在点蚀问题。