KY-2緩蝕劑在采油五廠胡七南塊的應(yīng)用

丁其杰，韓長喜，劉生福，王 紅，陳慧麗

（濮陽市科洋化工有限公司，濮陽457001）

1 采油五廠胡七南塊腐蝕現(xiàn)狀

中原油田分公司采油五廠胡狀集油田胡七南斷塊屬于典型的復(fù)雜斷塊油氣藏，目前開井68口，平均單井日產(chǎn)液26.8t，日產(chǎn)油1.2t，綜合含水達(dá)到95.5%。根據(jù)產(chǎn)出液總體檢測(cè)的結(jié)果分析，平均總鐵含量33.0mg·L-1，總鐵含量大于30的油井有24口，比平均指標(biāo)（25mg·L-1）高出32%。根據(jù)檢測(cè)結(jié)果判斷該斷塊油井產(chǎn)出液屬于特強(qiáng)腐蝕的油井有18口，強(qiáng)腐蝕油井有44口，強(qiáng)腐蝕以上油井占開井?dāng)?shù)的91.2%。

胡七南塊2008年，因抽油桿管腐蝕造成9口井中油支干線穿孔10次（2007年7次），油井單井管線穿孔25次（2007年20次），腐蝕穿孔次數(shù)呈上升趨勢(shì)。該斷塊油井產(chǎn)出液呈現(xiàn)腐蝕逐漸加劇的趨勢(shì)。

2 腐蝕原因

2009年2月對(duì)胡七南塊的18口井取樣，化驗(yàn)產(chǎn)出液中的六項(xiàng)離子含量、鐵離子含量、pH、硫酸鹽還原菌（SRB）含量等參數(shù)，具體檢測(cè)結(jié)果見表1。由表1可見：

（1）胡七南塊產(chǎn)出水的礦化度較高，為95 224～151 793mg·L-1，平 均107 422mg·L-1，Cl-含量高，平均含量79 803mg·L-1，pH 5.5～6.0，呈弱酸性，水型為CaCl2型。

（2）介質(zhì)中HCO3-含量高，CO2分壓。18口油井伴生氣中CO2的體積分?jǐn)?shù)為1.81%，平均分壓為0.30MPa，最高達(dá)4.72%，大多數(shù)油井的CO2分壓都大于0.2MPa，CO2是造成腐蝕的主要因素。根據(jù)油氣工業(yè)中CO2腐蝕性經(jīng)驗(yàn)規(guī)律（臨界判據(jù)）CO2分壓判斷胡七南塊油井產(chǎn)出水的CO2含量相對(duì)較多，屬于嚴(yán)重腐蝕等級(jí)，會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的電化學(xué)腐蝕。

表1 H7-212等18口油井產(chǎn)出水腐蝕性因素分析數(shù)據(jù)表（2009年2月）

（3）總鐵含量普遍偏高，表明了油管、桿受腐蝕的程度較高。

（4）油井含水率高，平均95.5%，介質(zhì)的礦化度較高，Cl-，HCO3-等強(qiáng)腐蝕性離子含量高，造成油管、桿的電化學(xué)腐蝕。

（5）18口油井產(chǎn)出水中均檢測(cè)到SRB，SRB引起的垢下腐蝕也是造成油管、桿腐蝕的不容忽視的因素。

3 KY-2緩蝕劑的應(yīng)用

針對(duì)胡七南塊油井產(chǎn)出液含水高、礦化度高、CO2含量高及存在SRB的特點(diǎn)，為減緩胡七南塊的井筒腐蝕、保護(hù)好井下管桿及工具、降低因腐蝕造成的停井頻數(shù)，2009年3月經(jīng)過研究及優(yōu)化篩選各種緩蝕劑配方，確定選用KY-2型緩蝕劑進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)防腐蝕試驗(yàn)。

3.1 KY-2型緩蝕劑的特性

KY-2型緩蝕劑為油溶性、水分散型緩蝕劑，屬咪唑啉類緩蝕劑，是一種含氮五元雜環(huán)化合物，為均一液體、無毒、低濁度、對(duì)油層無傷害、可與水以任意比互溶的緩蝕劑［1］。

該緩蝕劑屬吸附膜型緩蝕劑，分子中含有多個(gè)吸附中心，形成的保護(hù)膜比同類型緩蝕劑更致密，吸附成膜性能優(yōu)于常規(guī)的咪唑啉緩蝕劑，能更好地抑制腐蝕的進(jìn)行。

該緩蝕劑具有極性基團(tuán)和非極性基團(tuán)，極性基團(tuán)吸附在金屬表面上，長鏈非極性基團(tuán)由金屬表面向溶劑定向排列。一方面緩蝕劑改變了金屬表面的電荷狀態(tài)，增大了腐蝕反應(yīng)的活化能，使腐蝕難以進(jìn)行；另一方面非極性基團(tuán)緊密排列在金屬表面，形成疏水膜，阻止了與腐蝕反應(yīng)有關(guān)的電荷或物質(zhì)運(yùn)移，達(dá)到抑制腐蝕的目的。

3.2 KY-2型緩蝕劑的投加方案優(yōu)化

為更好地減緩胡七南塊的腐蝕速率，在2009年初選取了三個(gè)環(huán)空投加緩蝕劑加藥方案進(jìn)行防腐蝕試驗(yàn)［2］，方案一：加藥周期為3d，加藥質(zhì)量濃度為70mg·L-1；方案二：加藥周期為5d，加藥質(zhì)量濃度為100mg·L-1；方案三：加藥周期為10d，加藥質(zhì)量濃度為150mg·L-1。結(jié)果見圖1。

圖1 不同加藥周期含鐵化驗(yàn)對(duì)比圖

結(jié)果顯示：方案一的加藥效果最好，油井含鐵下降最快，且保持長期平穩(wěn)狀態(tài)；方案三在加藥后效果比較明顯，但隨著加藥周期的延長，油井含鐵逐步升高，不能保持含鐵的穩(wěn)定；方案二的加藥效果屬于方案一和方案三之間。

考慮現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際操作和經(jīng)濟(jì)效益兩方面的綜合因素，最終采取方案二進(jìn)行加藥，確定了胡七南塊的緩蝕劑加藥周期為5d，加藥質(zhì)量濃度為100mg·L-1。

3.3 現(xiàn)場(chǎng)效果分析

2009年3月至2009年10月胡七南塊17口井共投加緩蝕劑820井次，累計(jì)投加緩蝕劑15.86t，通過對(duì)加藥井加藥前后數(shù)據(jù)分析，表明現(xiàn)該緩蝕劑緩蝕效果明顯，主要表現(xiàn)在以下四個(gè)方面：

（1）腐蝕速率降低 投加KY-2型緩蝕劑后，平均腐蝕速率為0.021 5mm·a-1，比試驗(yàn)前的0.097 0mm·a-1降低了0.0755mm·a-1，低于0.0250mm·a-1標(biāo)準(zhǔn)（NACE RP 0775-2005），緩蝕效果明顯。

（2）總鐵指標(biāo)下降 各油井均有不同程度的總鐵下降，加藥前平均總鐵值為38.1mg·L-1，加藥后平均總鐵值為16.5mg·L-1，總鐵值平均下降了21.6mg·L-1。

（3）腐蝕停井減少，管線穿孔減少 2009年胡七南塊共實(shí)施17口井腐蝕治理，因腐蝕停井為4井次，與2008年同期相比下降了5井次。管線穿孔3次，與2008年同期相比下降7次，單井管線穿孔12次，與2008年同期相比下降了13次，節(jié)約維護(hù)費(fèi)用20次×0.42萬元＝8.4萬元。

（4）經(jīng)濟(jì)效益提高 累計(jì)加緩蝕劑15.86t，投入資金18.239 0萬元，加緩蝕劑至今，因腐蝕停井為4井次，與2008年同期相比下降了5井次。節(jié)約作業(yè)費(fèi)用25萬元，減少作業(yè)占產(chǎn)42t，折合8.1萬元，減少油管、抽油桿腐蝕報(bào)廢約10.33萬元，節(jié)約支線及單井穿孔維護(hù)費(fèi)8.4萬元，累計(jì)創(chuàng)效51.83萬元。

4 典型井應(yīng)用分析

H7-C204井工作制度φ44mm×4.8m×1 497m×4.5min-1，日產(chǎn)液43.4t，日產(chǎn)油1t，含水97%，防腐蝕措施為每月投加普通咪唑啉型緩蝕劑，每月投加2次，共150kg。2008年11月21日檢泵，免修期278天，發(fā)現(xiàn)自上而下第103根φ19mm抽油桿接箍腐蝕斷，抽油桿本體及接箍大量坑蝕（見圖2）。該井于2009年3月開始投加KY-2型緩蝕劑，每月投加6次，共120kg。2009年10月6日上作業(yè)轉(zhuǎn)注，本次免修期316天，起出管柱發(fā)現(xiàn)只有個(gè)別抽油桿接箍有輕微腐蝕，無蝕坑形貌，油管外部沒有明顯腐蝕（見圖3）。

5 結(jié)論

（1）緩蝕劑防腐蝕是油井井筒防腐蝕較有效的手段，具有效果明顯、應(yīng)用范圍廣泛等優(yōu)點(diǎn)。要降低油井腐蝕的危害要分析油井產(chǎn)出液的成分及腐蝕機(jī)理，篩選有針對(duì)性的緩蝕劑，效果才更加明顯。

（2）腐蝕環(huán)境是一個(gè)動(dòng)態(tài)變化的條件，當(dāng)油井井筒、地層、產(chǎn)出液發(fā)生變化時(shí)，應(yīng)及時(shí)做出分析、評(píng)價(jià)，調(diào)整緩蝕劑藥品組分及投加方案，保證防腐蝕效果持續(xù)有效。

（3）KY-2緩蝕劑通過17口腐蝕嚴(yán)重的油井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，防腐蝕防護(hù)治理后的經(jīng)濟(jì)效益非常顯著，同時(shí)，給嚴(yán)重腐蝕井的防腐蝕治理帶來了新的工藝思路。

（4）KY-2型緩蝕劑是一種適合于胡七南塊的抗CO2腐蝕、硫酸鹽還原菌（SRB）腐蝕和高礦化度的防腐藥劑，對(duì)胡七南塊油井產(chǎn)出液的腐蝕能夠起到較好的緩蝕效果，值得繼續(xù)擴(kuò)大推廣使用。

［1］吳大偉，唐善法，張大椿，等.油酸咪唑啉緩蝕劑合成條件的優(yōu)選設(shè)計(jì)［J］.精細(xì)石油化工進(jìn)展，2009，10（1）：48-50.

［2］岳松濤，戶貴華，劉電力，等.KY-2型緩蝕劑在中原油田衛(wèi)22塊的研究應(yīng)用［J］.化學(xué)研究與應(yīng)用，2012，24（4）：653-656.