CO2驱采油井缓蚀剂加药制度优化

2022-09-10

吉林油田在大情字油田开展了CO2驱油矿场试验, CO2腐蚀问题是制约CO2驱油的最关键问题之一, 结合室内研究和经济评价, 以注缓蚀剂为主的化学防腐技术可有效控制CO2油气井腐蚀问题。在缓蚀剂种类确定的情况下, 缓蚀剂加药浓度、加药方式、加药周期是影响腐蚀防护效果的主要因素。本文通过对合理的缓蚀剂加注浓度、加药工艺、加药周期的确定, 制定了合理的CO2驱矿场缓蚀剂加药制度, 提高了药剂的利用率, 保证了CO2腐蚀防护效果。

1 矿场前期加药制度

为了降低油井腐蚀, 目前普遍采用加注缓蚀剂的防腐工艺, 配套缓蚀剂加药工艺技术来满足加药需求。

1.1 加注工艺和加注周期

部分油井采用连续加入方式, 其他油井采取间歇式加入方式。间歇式加药采油井每7天加药一次, 利用加药车将缓蚀剂全部从套管环空加入, 由油管返出。

1.2 加注量

在CO2先导性现场试验中, 为了保障试验安全采取了比较保守的做法, 缓蚀剂设计使用浓度为200mg/L, 通过腐蚀监测和对试验区作业现场杆管检查、检泵分析, 现场防腐效果比较理想。

2 矿场加药制度优化

随着CO2驱的工业化推广区块逐年扩大, 为了做好防腐技术的精细化和有效降低运行成本, 在保证防腐效果的同时, 优化加药制度, 有效降低应用成本。

2.1 缓蚀剂加药浓度优化

缓蚀剂的合理使用不仅决定缓蚀剂的防腐效果, 同时降低药剂使用的成本, 保证药剂使用经济性和有效性。通过高压釜结合矿场采油井工况, 确定合理的矿场加药浓度, 当药剂浓度为50mg/L时, 已达到腐蚀治理效果, 由于在现场应用中的介质属于油水混合系统, 因此需研究缓蚀剂在油水中的吸附溶解情况。实验表明, 无论浓度为200mg/L还是100mg/L的缓蚀剂溶液都随着含水率的增加, 缓蚀剂浓度逐渐降低。油井当含水率在40%以下时, 缓蚀剂浓度大幅度下降, 原油对缓蚀剂吸附作用更为明显。

根据缓蚀剂浓度评价结果, 结合单井加药方式和生产参数 (CO2分压、含水不同、产液量) , 现场设计加药浓度应维持在100-150mg/L之间。

2.2 缓蚀剂加药周期优化

2.2.1 成膜性能评价

通过缓蚀剂溶液电化学阻抗测试, 判断缓蚀剂吸附成膜速度、脱附时间, 从而确定缓蚀剂的后效性。

在缓蚀剂溶液中7h时阻抗值达到最大, 之后逐渐减小, 89h以后出现了感抗弧。说明缓蚀剂成膜比较快, 7h后完全成膜, 在21小时内膜的稳固性较好, 具有后效性, 为吸附弱成膜型缓蚀剂。

2.2.2 缓蚀剂残余浓度检测

对间歇加药井按照加药周期7天连续取样, 进行残余浓度检测。在加药第4天后药剂的残余浓度低于有效浓度50mg/L。由于JL-1缓蚀剂为吸附弱成膜型缓蚀剂, 具有后效性, 同时需保证缓蚀剂有效浓度在50mg/L以上, 最终确定矿场加药周期为5天较为合理。

2.3 缓蚀剂加药制度优化

根据单井加药方式和生产参数 (CO2分压、含水不同、产液量) 的不同, 设计了不同加药方案, 实现了“一井一策”的腐蚀防护技术, 缓蚀剂加药浓度由200mg/L降低到80-150mg/L之间。

3 矿场防腐效果

CO2试验区采用腐蚀监测为腐蚀挂片、腐蚀挂环监测两种方式, 通过取出腐蚀测挂片、挂环监测结果可以看出CO2试验区腐蚀速率已经基本控制在0.076mm/a以内, 腐蚀监测数据总体低于行业标准。通过现场作业对杆管的检查, 无腐蚀结垢现象, 现场腐蚀结垢治理应用效果良好, 综合防腐方案满足现场需求。

4 结语

4.1 筛选出的缓蚀剂为吸附弱成膜型缓蚀剂, 缓蚀效果和扩散效果较好, 当浓度达到100mg/L时就能达到防腐效果。

4.2 通过缓蚀剂加药方式、加药浓度、加药周期优化, 最终确定矿场加药浓度为100mg/L-150mg/l, 加药周期为5天较为合理。

4.3 通过缓蚀剂加药方式、加药浓度、加药周期优化, 确定了合理的矿场加药浓度和加药周期, 制定的加药制度较为合理, 满足防腐要求。

4.4 管理, 密切关注腐蚀工况的变化, 及时调整防腐方案。

摘要：CO2腐蚀问题是制约CO2驱油的最关键问题之一, 矿场条件下CO2腐蚀严重地影响了油田的正常生产。目前油井防腐措施是在油套环空投加缓蚀剂, 根据CO2驱工矿变化特点, 通过室内实验评价和现场实践相结合, 认识了缓蚀剂浓度、加药方式、加药周期对CO2驱采油井防腐效果的影响, 制定了合理的CO2驱矿场缓蚀剂加药制度, 提高了药剂的利用率和CO2腐蚀防护的针对性。有效降低了CO2防腐措施的成本。通过腐蚀监测及残余浓度检测表明, 腐蚀速率低于0.076mm/a, 综合防腐措施满足现场需求。

关键词：CO2腐蚀防护,缓蚀剂,加药方式,加药周期