[工程科技]南京开广采油井腐蚀结垢治理技术吉林油田乾安采油厂.ppt

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 1 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 2 2 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 海坨子油田 (99年8月) 两井油田 (05年5月) 乾安油田 (85年3月) 大情字井油田 (00年4月) 乾北油田 （04年1月） 3 3 第一部分 问题的提出 n 普遍性腐蚀结垢井占开井数86.4 n 严重性腐蚀结垢速率高 n 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 4 4 第一部分 问题的提出 n 修井增多，腐蚀结垢修井率居高不下 腐蚀结垢的危害 n 杆、管使用寿命缩短，导致更换量大 5 5 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 6 6 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，开展腐蚀机理再认识研究。 7 7 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 8 8 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 9 9 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 1010 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 腐蚀部位 腐蚀部位 黑56-15-9井 腐蚀部位 黑56-10-4井 黑123-3-7黑49-3-3 1111 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。 u 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 1212 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 矿矿化度（mg/l）水质质腐蚀蚀性 12000轻轻度 12000-20000中度 20000重度 矿化度描述水质腐蚀性程度分级标准 1313 第二部分 乾安油田腐蚀机理认识 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3070之间，并且生长的最高温 度随压力增加而明显增高。 类别类别数量（个/ml） SRB标标准25 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 1414 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：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。 CO2分压压（Mpa）腐蚀蚀情况 0.021不发发生腐蚀蚀 0.021-0.21中等腐蚀蚀 0.21严严重腐蚀蚀 黑123-6-1井检泵 周期155天腐蚀速 率2mm/a 1515 u 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 1616 第二部分 乾安油田腐蚀机理认识 u 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 u 不同层段CO2分析结果 u 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%。 层段矿化度（mg/l）水质腐蚀性 青一段 1006912000轻度 青二段 20776 20000重度 青三段 26955 开采层段井数CO2含量井下分（Mpa） 青一162.740.201 青三91.360.08 青一青二102.430.166 青二91.180.116 试样名称配伍比例沉积率（% ） 配伍性 青一：青二1：175.38差 青一：青三1：167.14差 青二：青三1：174.03差 开采层段井数SRB含量（个/mL） 青一564719 青二154020 青三337590 青一青二271539 u 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 1717 第二部分 乾安油田腐蚀机理认识 n 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 1818 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： n 腐蚀结垢主控因素定量分析 1919 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 2020 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 2121 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 2222 第三部分 治理技术研究 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 2323 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 2424 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 2525 第三部分 治理技术研究 169天油杆腐蚀 0.52mm 111天无腐蚀 n 井口设计滴加浓度为120ppm（产液分别为9.2t/d, 6.1t/d） n 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 2626 第三部分 治理技术研究 试验44口井，措施前修井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 2727 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 支撑剂 基本药剂 增效剂 阻垢剂 包 裹 过 筛 造 粒 打 片 三通式便携加药装置 n 固化：将液体药剂通过固化技术制成固体颗粒； n 缓慢释放：药剂在井下缓慢释放，最终溶解。 （2）配方研制 n 针对全厂试验队主体区块代表性井进行了水质全分析，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） 2828 第三部分 治理技术研究 l 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; l 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； n 井口设计投加量为单井30Kg， （产液分别为7.5t/d, 7.1t/d）； n 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 2929 第三部分 治理技术研究 加药药前运行48天， 腐蚀蚀速率2.2mm/a 加药药后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