防腐交流材料

1、,各位领导各位专家,大家好,采油一厂 工艺研究所,汇报人：徐艳伟,文中、文东油田油水井 防腐工艺现状及治理工艺展望,目录,一、前言 二、文中、文东油田目前腐蚀现状 三、文留油田腐蚀机理分析 四、文中、文东油田油水井防腐工 艺技术 五、文中、文东油田治理工艺展望,一、前言,最 高,丝扣腐蚀,二、文中、文东油田目前腐蚀现状,油管本体穿孔,抽油杆节箍腐蚀,抽油杆与油管偏磨腐蚀,下部腐蚀强于上部腐蚀,内部腐蚀高于外部腐蚀,严重腐蚀：大于等于0.126mm/a,中度腐蚀：0.076-0.126mm/a,低度腐蚀：0.025-0.076mm/a,轻微腐蚀：小于等于0.025mm/a,二、文中、文东油田目前

2、腐蚀现状,文13-606井 第215 根3/4杆接箍腐蚀 断，作业占产，少产 原油近40吨,文13- 606,文92- 98,文中、文东油田30%-40%的油井属严重腐蚀,二、文中、文东油田目前腐蚀现状,2mol的三价铁能腐蚀 掉1mol管线中的铁,2Fe+3+Fe=3Fe2+,Fe+3的腐蚀机理,井例,14#站文侧15-33，产出水三 价铁含量为50.2172 mg/l,三、文留油田腐蚀机理分析,CO2分压大于0.2MPa时将发 生腐蚀；当CO2分压在0.02 0.2MPa之间时，腐蚀有可能发 生；当CO2分压小于0.02MPa 时，腐蚀可忽略不计,CO2和水反应生成碳酸： CO2+H2O=

3、H2CO3 碳酸分两步水解： 第一步水解：H2CO3H+HCO3- 第二步水解：HCO3-H+CO32- 阳极反应为：FeFe2+2e 阴极反应为：H+eH 2HH2,CO2的腐蚀机理,PCO2= (mol% CO2) (gas pressure),归根接底还 是H+的腐蚀,三、文留油田腐蚀机理分析,温度和保护膜与腐蚀关系,小于 60均 匀腐蚀,100腐 蚀最大， 有点蚀,大于 150腐 蚀基本 阻止,三、文留油田腐蚀机理分析,H2S的腐蚀机理,硫化物应力腐蚀开裂(SSC),氢诱发裂 纹 (HIC),H2S腐蚀除造成均匀腐蚀外其最 大的危害是容易造成点蚀、断裂 并具有突发性、低应力的特点。,H

4、2SH+HS- HS-H+S2- 阳极反应：FeFe2+2e 阴极反应：2H+2eH2 总反应：XFe+YH2SFeXSY+YH2,三、文留油田腐蚀机理分析,四、文中、文东油田 油水井防腐工艺技术,腐蚀犹如寄生在油田生产上的一个毒瘤，不加以治理，不抑制其生长，将会后患无穷。水能电离出正一价氢离子，只要和铁接触就会产生腐蚀，如再有其它氧化成份或辅助成份，腐蚀会加剧，这也是没有办法的事。腐蚀是在一个缓慢发生的过程中逐渐显现对油田开发危害非常大的现象，如果不搞防腐，任其腐蚀，短时期内是显现不出来。但过一段时间，发作起来时，腐蚀将导致整个生产系统全面瘫痪。,四、文中、文东油田油水井防腐工艺技术,腐蚀监

5、测,缺 点,井下腐蚀监测 （腐蚀监测环）,不能及时把握 其腐蚀状态,准确反应井下 腐蚀状态,优 点,四、文中、文东油田油水井防腐工艺技术,腐蚀监测,缺 点,地面腐 蚀监测,过程繁琐，不能 迅速快捷把握 其腐蚀状态,准确反应实际 腐蚀状态,优 点,缺 点,模拟毕竟不是 实际腐蚀状态,及时方便掌握井 下地面腐蚀状态,优 点,建全 腐蚀 监测 点,取油 井产 出水 实验,四、文中、文东油田油水井防腐工艺技术,腐蚀监测,腐 蚀 监 测 环 27 处,四、文中、文东油田油水井防腐工艺技术,腐蚀监测,全厂共有99个腐蚀监测点。每年取 得数据1131个，掌握了全厂的腐蚀动态， 为防腐工作由被动变为主动提供了

6、可靠 依据，同时对严重腐蚀井取产出水室内 模拟监测，根据室内实验及时调整防腐 措施，以使产出水腐蚀速率达标。,四、文中、文东油田油水井防腐工艺技术,127个缓蚀剂 的加药点,油井加药105处,端点加药22处,油井加药,周期加药,连续加药,27个缓蚀阻 垢剂加药点,周期加药,有效缓解了油水井因腐蚀对生产造成的影响， 大幅度降低了油水井维护成本,常规防腐药剂,四、文中、文东油田目前腐蚀现状,新型缓释剂,针对部分油井投加常规缓蚀剂后，无法 防护由油相中高浓度Cl离子和盐类引起 的局部腐蚀的问题，2009年在广泛的调查 分析和室内评价试验的基础上，优选了组 织咪唑啉类缓蚀剂KY-2型缓蚀剂进行室 内试

7、验，选择10口腐蚀较严重的油井进行 现场试验，取得较好效果。,四、文中、文东油田目前腐蚀现状,2009年采油一厂部分电泵井下入了防 腐短节，该防腐短接是一种牺牲阳极保 护装置，该装置与金属设备相连。由于 两相之间有一定的电位差，该金属电位 比较负将失去电子而被腐蚀，产生的电 流通过外电路流入被保护的管、杆、泵， 从而使泵等生产设备得到保护。,防腐短节,四、文中、文东油田目前腐蚀现状,固体缓蚀器,五、文中、文东油田治理工艺展望,（一）加药研究 开展单井次最佳加药量、加药浓度的研究工作，并对防腐药剂的加注进行规范，包括加药周期、加药量、加药方式等，最终达到一井一浓度，一井一加药量，做到防腐药剂的科

8、学合理配置。,兄弟单位中原油田采油四厂对周期加药中的加药周期做过详细实验，这样，使我们减少了许多前期实验工作， 数据如下：,（一）加药研究,加药方式最好采用连续加药,同时，进行油井周期性加药浓度规律性测试，从中得出如下结论：周期性加药前期浓度下降很快，第二天浓度下降到20mg/l以下。加药周期最多也只能维持3天。,（一）加药研究,（一）加药研究,加药方式最好采用连续加药，周期加药的周期在3-4天。,（一）加药研究,加药量、加药浓度应随各井产出水水质情况、油藏埋深、动液面、产出液含水、泵的下深、日产水量、伴生气中腐蚀介质的含量等等的不同而不同，目前我厂加药，基本上没有室内实验数据做指导，有的井加

9、量过小，满足不了防腐技术要求，有的井加量过大造成浪费。,（一）加药研究,因此，我厂加药应尽可能采取连续加药，实行周期加药加药周期定在4天，浓度及用量应最终达到一井一浓度，一井一加药量，才是最科学。,端点加药不太科学，端点前移至井口应是比较科学的加药方式，端点前移能有效保护各类生产管网.具体做法：在一厂选择腐蚀最严重的油站，将加药点放在各油井上，端点不加药，采用井口连续点滴加药方式加注，密切监测产出水的腐蚀速率，不断调整加药量，直至腐蚀速率达到最低。成功之后，逐年推广，直至全部采用。,（二）端点前移,预膜处理技术就是预保护设备先用高于常规浓度数倍的缓蚀剂预处理一下，使其金属表面形成一层保护膜，使

10、设备的金属材质避免与腐蚀介质继续接触，后续以常规浓度维护，从而达到与不预处理相比大幅度延长设备使用寿命的目的。,（三）预膜处理,（三）预膜处理,沉积成膜,钝化成膜,不适合预膜,膜厚实、耐久,适 合 预 膜 处 理,吸附成膜,（三）预膜处理,其它沉积成膜的如次氮基三亚甲基膦 酸钠（ATMP），钝化成膜的如甲基苯 甲酸钠盐（ ）。,沉积成膜,（三）预膜处理,新的N80钢片先进行预膜处理，再与不进行预 膜处理的N80钢片同时放入加入很少量的缓蚀剂油 井产出水中，模拟井下温度条件下放置7-14天， 看两者哪个腐蚀最大。并找出效果最好的厂家。,室内实验,（三）预膜处理,现场应用,腐蚀严重区块的新井投产前

11、及严重腐蚀井新下入的泵、管、杆或刚洗井作业完、产出水腐蚀速率较高的井在开井之前先注入一定浓度的缓蚀剂溶液浸泡一定时间，形成膜后再开泵生产，同时井内下腐蚀监测环，以监测预膜处理技术的效果，成功之后大面积推广,（四）点滴加药,现场应用,腐蚀严重区块的新井投产前及严重腐蚀井新下入的泵、管、杆或刚洗井作业完、产出水腐蚀速率较高的井在开井之前先注入一定浓度的缓蚀剂溶液浸泡一定时间，形成膜后再开泵生产，同时井内下腐蚀监测环，以监测预膜处理技术的效果，成功之后大面积推广,（五）文13东治理,文13东主要含油层系为沙三中4-10层系，油藏埋深3250-3800m，含油面积8.0km2, 地质储量858104t，平均孔隙度15.418.7%，平均渗透率11.2210-3m2，原始气油比250-456m3/t，油藏埋深3450-3800m，原始地层压力53-72 MPa，标定采收率28.32%。产出水产出液含水逐年升高，部分井已在98%以上。,（五）文13东治理,文13东腐蚀非常严重，并伴生有CO2气体，虽然加注有缓蚀剂，但腐蚀严重局面并未得到遏制，其中13-375、13-424、13-409、13-306、13-278、13-297、13-386、13-306、N13-127、13-127、13-86、13-386、13-186、13-415、13-284、13-89、13-127井共