油田腐蚀结垢治理技术研究与应用

凝雨云

油田腐蚀结垢治理技术研究与应用
1、项目概述
油田进入开发开采的中后期以后，油层压力下降较大，注水采油是维持地层压力、提高油藏采收率的重要手段之一。大港南部油田回注水具有硫化氢含量高、二氧化碳含量高、温度高以及矿化度高的特点，且部分区块污水中钙镁离子含量高的特点，注水腐蚀结垢严重，现场挂片腐蚀速率在0.5～2.0mm/a之间，远大于石油行业所规定的0.076mm/a的标准，管线穿孔漏失频繁，平均漏失率为0.14次/（月*km）。为了保证油田的正常生产，大港油田公司投入了大量人力物力进行管线的漏失治理，如采用周期性的通球技术的进行管线清防垢，采用钢管内衬玻璃钢和PVC管材代替常用的20#钢以控制管线的腐蚀情况等，但在具体应用中由于受施工质量、管材材质的选择的合理性和输送介质运行参数温度、压力等多方面的原因的影响，现场实施效果与预期目标有较大距离，在这种情况下，大港南部油田公司专门立项进行了油田回注水化学药剂法进行缓蚀结垢治理技术的研究。
2．大港油田典型区块水质特点与污水腐蚀结垢现状
2.1 大港油田重点区块污水水质分析
大港油田所属各大站污水分析结果可以看出，大港油田典型污水的矿化度基本上在20000-30000mg/L之间，污水温度在50-68℃，PH值在7.2以上，污水中硫化物浓度较高，基本上在5mg/L以上，均超过注水水质指标规定2.0mg/L，同时污水中SRB细菌含量超标严重。
从腐蚀情况看，尽管室内测定的腐蚀速率较低，但现场挂片测定结果表明污水腐蚀速率大都在1.0 mm/a以上，污水腐蚀整体比较严重。
2.2 管线垢样成份分析
针对注水系统、掺水系统和单井井筒内的典型垢样进行了组份分析，分析注水管线内垢样主要成分为铁的多种化合物，主要包括FeCO3 、Fe(OH)3 、FeO(OH) 、FeS 和Fe3S4等，这些组份主要来源于铁的腐蚀产物，管线内碳酸钙、碳酸镁垢含量很少甚至不含，说明注水管线结垢主要是由于腐蚀所致。2.3 污水水质腐蚀结垢的主要原因分析
通过对大港油田重点区块污水水质的分析结果和管线垢样成份的定性分析结果不难看出，南部油田注水管线内的沉积附着物主要来源于管线内壁的腐蚀产物，而非污水中的钙镁离子析出物。项目研究过程中通过大量的室内实验证实了造成污水腐蚀结垢的主要原因按照从高到低的顺序依次是硫化氢含量、水温、污水中矿化度和细菌。特别是硫化氢含量和水温在管线的腐蚀中起到了决定性的作用。
3、高效缓蚀剂阻垢剂的开发与治理措施的研究
3.1 缓蚀阻垢剂的开发
3.1.1 缓蚀剂的合成与开发
由于造成大港南部油田腐蚀的主要原因是硫化氢含量高和污水温度高造成的，因此缓蚀剂配方设计上特别强化了对含腐蚀性气体（硫化氢和二氧化碳）和高温条件下的缓蚀效果。通过大量的试验研究合成出了炔氧甲基胺类缓蚀剂，该药剂在较低的浓度下就可以达到较好的缓蚀组垢效果，但由于该药剂生产成本相对较高，为了使之只能够与其它同类产品具有更好的竞争优势，工业上采用了将该药剂与优选出来的咪唑啉类缓蚀剂通过按一定比例进行复配后制得，与其它同类产品相比，该产品不仅具有很好的缓蚀效果，而且其生产成本得到大幅的下降，因此项目产品科获得广泛的市场应用。
3.1.2阻垢剂的优选
由于炔氧甲基胺类缓蚀剂和咪唑啉类缓蚀剂都属于阳离子类缓蚀剂，该类缓蚀剂与有机磷酸类阻垢剂配伍性差，因此要获得不仅具有较高缓蚀效果而且具有较好阻垢效果的缓蚀阻垢剂产品是比较困难的。通过室内进行大量的药剂间的配伍性试验，最终优选出了一种非离子型有机酯类阻垢剂，在同等加药浓度下，尽管该酯类阻垢剂的阻垢效果稍弱于有机磷酸类阻垢剂，但通过适当提高加药浓度，完全可以达到较好的阻垢效果。
3.2 缓蚀阻垢剂的室内评价与效果对比
缓蚀剂与其它类型缓蚀剂的室内对比可以看出，缓蚀效果较好，浓度在40mg/L时，缓蚀率已达到90%以上。
4、成果、结论
（1）通过对大港油田典型区块水质特点的调查，大港南部油田回注水具有硫化氢含量高、二氧化碳含量高、温度高以及矿化度高的特点，且部分区块污水中钙镁离子含量高的特点，注水腐蚀结垢严重，现场挂片腐蚀速率在0.5～2.0mm/a之间，远大于石油行业所规定的0.076mm/a的标准。
（2）通过对南部污水水质腐蚀结垢程度影响因素的室内试验，认为造成污水腐蚀结垢的主要原因按照从高到低的顺序依次是硫化氢含量、水温、污水中矿化度和细菌，特别是硫化氢含量和回注水水温在管线的腐蚀中起到了决定性的作用。
（3）对大港油田重点区块腐蚀结垢特点，制定并实施了缓蚀剂的加药方案，小集油田运行两年来，现场挂片平均腐蚀速率为0.016，缓蚀率达到98.4%；枣大站现场挂片平均腐蚀速率为0.029，缓蚀率达到98.9%；明显低于石油行业所规定的0.076mm/a的标准，表明场实施效果良好

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