2. 国家能源CO2驱油与埋存技术研发(实验)中心, 吉林 松原 138000;
3. 中国石油吉林油田公司, 吉林 松原 138000;
4. 华中科技大学化学与化工学院, 湖北 武汉 430074
2. National Energy and CO2 Flooding and Sequestration Technology Research(Experiment) Center, Songyuan, Jilin 138000, China;
3. Jilin Oilfield Company, CNPC, Songyuan, Jilin 138000, China;
4. School of Chemistry and Chemical Engineering, Huazhong University of Science and Technology, Wuhan, Hubei 430074, China
吉林油田采用CO
缓蚀剂效率与油井作业深度及缓蚀剂加注工艺有很大关系。黄雪松等采用油井连续加药来实现防腐蚀[7],鲁章成等根据油井服役环境和腐蚀主控因素,提出了油井连续加药的配套技术[8],米力田等提出了相应加注工艺装置设计和流程实施方案[9]。谷坛等通过缓蚀剂残余浓度分析和腐蚀挂片结果相结合的方法[10],推断出可行的缓蚀剂投加量和对油套管的有效保护周期。龚金海等针对高含H
本文重点分析了缓蚀剂在吉林大情字井油田应用过程中存在的问题,根据现场生产工艺参数,提出了相应的解决措施,以指导现场优选缓蚀剂,优化加药工艺、确定加药浓度和加药周期等。
1 CO导致油井腐蚀结垢的影响因素众多,通过对试验区块地层流体、腐蚀产物组分等分析,可以弄清腐蚀环境,明确油井腐蚀结垢主控因素。吉林油田CO
井下腐蚀产物表明,CO
结合CO
根据吉林大情字井油田CO
根据CO
对于井口加注缓蚀剂,影响加药工艺实施的主要因素为缓蚀剂性能和油井生产参数两个方面,缓蚀剂性能包括缓蚀效率和扩散能力,油井生产参数包括套压、动液面等变化情况。
2.2.1 缓蚀剂效率评价现场缓蚀剂的配方是通过室内电化学与失重法进行初步筛选,以饱和甘汞电极(SCE)为参比电极(RE),Pt片为对电极(CE),N80碳钢为工作电极(WE)。为了避免缝隙腐蚀,将截面积为1 cm
图 2显示了油酸咪唑啉缓蚀剂在大情字井油田污水中,从1
利用自主研发的缓蚀剂扩散速率模拟评价装置(图 3),测试了咪唑啉缓蚀剂在大情字井产出水中的扩散速度。采用UV紫外吸收光谱对各个取样点的缓蚀剂浓度进行监测,实验结果见图 4。实验表明,该缓蚀剂体系具有较好的扩散性,投药40 min就可以完全扩散均匀,因此可采取油套环空投加缓蚀剂的注入工艺。
井筒缓蚀剂加注包括两部分, 其一是周期性预膜,第二连续加药工艺。预膜的目的是要在油套管表面形成一层浸润保护膜,为连续加药提供缓蚀剂成膜条件。预膜工艺所加注缓蚀剂量一般为连续加药浓度的10倍以上。缓蚀剂膜从形成到破坏的时间决定了加药周期,根据缓蚀剂残余浓度分析,确认预膜周期为15 d。连续加药仅仅是起到修复和补充缓蚀剂膜的作用,考虑到咪唑啉缓蚀剂附着在油、套管壁上所形成的保护膜在CO
根据采油井缓蚀剂加注需求,研发了采油井井口柱塞恒流连续加药装置(图 5a),形成了一套现场连续加药工艺。当套压变化大或套压大于连续加药装置额定使用压力时,推荐使用高压加药车进行加注(图 5b),这在提高缓蚀剂利用率的同时,保障了井下管柱的保护效果。
结合矿场采油井工况,研究了缓蚀剂临界使用浓度和原油吸附对缓蚀剂浓度衰减的影响,以确定合理的油井加药浓度和加药周期,避免缓蚀剂的浪费和不足,实现了缓蚀剂的优化加注,降低了防腐蚀成本。
2.3.1 缓蚀剂浓度的影响图 6为高温高压动态条件下(3 MPa,70 ℃,CO
考虑矿场应用环境中,采油井介质属于油水混合系统,研究了不同含水率下原油对缓蚀剂浓度变化的影响,见图 7。研究表明,原油对缓蚀剂具有吸附性,当含水率在40%以下时,缓蚀剂浓度大幅度下降,原油对缓蚀剂吸附作用明显。这是因为油酸咪唑啉缓蚀剂属于油溶水分散型,对原油具有更好的亲和性。
由于采油井的介质属于油、气、水三相混合系统,所处环境复杂,杆管表面处于非清洁状态,对缓蚀剂吸附能力要求更高。根据采油井产液量、含水、水质、CO
采用柱塞恒流连续加药装置的采油井加药周期是储药罐中缓蚀剂量的有效使用时间,一般应根据储药罐液位变化情况及时添加缓蚀剂。间歇加药井的加药周期则是根据油井一次性加药后井口采出液中缓蚀剂残余浓度低于有效浓度50 mg/L所需的时间来确定。
2.4.1 油井生产参数模拟预测缓蚀剂按一定量加入井底后,会随油井举升返出,假设泵在每一冲程所提升的液体体积
$ C=m/V $ | (1) |
$ \Delta V = \dfrac{ Q }{1440n} $ | (2) |
式中:
第一个冲程后环空井筒缓蚀剂的浓度为
$ C_{{\rm 1}}= C(1-\Delta V/V) $ | (3) |
式中:
$ C_{{t}}=C(1-\Delta V/V)^{60nt} $ | (4) |
式中:
缓蚀剂残余浓度随产液量的变化趋势见表 3。大情字井区块平均日产液5 m
根据咪唑啉缓蚀剂的紫外吸光度曲线,利用紫外分光光度法检测其在250 nm处的吸光度,并以此确定井内返出流体中缓蚀剂的残余浓度。综合油井生产参数模拟预测以及井口缓蚀剂残余浓度检测结果(图 8),在加药第4 d后采出液中缓蚀剂的残余浓度低于有效浓度50 mg/L,因此,加药周期设计为4 d。
根据大情字井油田CO
在CO
矿场腐蚀监测表明,不同油井的腐蚀速率均控制在0.06 mm/a以下,基于缓蚀剂残余浓度监测的加药工艺可以满足现场需求。
实际生产中,随着采出液中含水率的上升,缓蚀剂的注入量还需要根据腐蚀监测结果进行优化调整。后期需要开展井下腐蚀在线监测试验,实时测量井下油套管腐蚀速率,并建立一套PID自动反馈系统来调节缓蚀剂加药泵的加注量,从而实现缓蚀剂加注的全自动控制,这将更有利于缓蚀剂加注工艺的优化。
4 结论(1) 吉林大情字井油田CO
(2) 根据矿场条件,筛选了一类适用于CO
(3) 井筒腐蚀与CO
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