腐蚀井现存问题及改进治理措施

[加入收藏][字号: ] [时间:2013-04-15  来源:石油与装备杂志  关注度:0]
摘要:   根据2008年度腐蚀倒井统计表和2009年1~6月作业井统计表见表1、表2分析,2008年共作业41井次,其中,腐蚀导致倒井19井次;2009年1~6月共作业24井次,腐蚀导致倒井8井次。   从上述统计数据和表...

  根据2008年度腐蚀倒井统计表和2009年1~6月作业井统计表(见表1、表2)分析,2008年共作业41井次,其中,腐蚀导致倒井19井次;2009年1~6月共作业24井次,腐蚀导致倒井8井次。

 

  从上述统计数据和表中可看出,近年来,在井温和摩擦产生的热能作用下,使杆、管表面铁分子活化,而产出液具有强腐蚀性,杆管被腐蚀。由于腐蚀,使杆、管表面更粗糙,从而磨损更严重,造成倒井次数增多,作业成本费用明显增加,给采油队带来了极大的人力和财力消耗。

 

  随着综合含水的不断上升,油井腐蚀程度日趋严重。其原因是:当油井产出液含水率大于74.02%时,产出液换相,由油包水型转换为水包油型,于是,杆、管表面失去原油的保护作用,产出水直接接触抽油杆和油管,腐蚀速度增大。摩擦的润滑剂由原油变为产出水,失去原油的润滑作用,抽油杆和油管内壁磨损速度加快,磨损严重。

 

  东辛油田营11断块的产出水具有“两高一低”的特点,即矿化度高,含有大量的氯离子、二氧化碳和硫化氢等,水温度较高,Ph值偏低,显弱酸性。产出水中含二氧化碳,硫化氢和铁质,故有下列化学反应式:

 

  CO2+H2O→H++HCO3ˉ

  Fe+H2S→FeS↓+H2↑

 

  CO2含量越高,产出水中产出的H+越多,Ph值越低。产出水显弱酸性,腐蚀性强。同时,产出水中H2S与铁反应生成FeS和H2,对杆、管产生氢脆腐蚀。

 

  由于Ph值低,H+离子多,而产出水含Cl-高,存在下列化学反应式,形成了具有强腐蚀性的体系:

 

  H++Cl-→HCl

 

  目前现场中常用的防腐方法有加装耐腐蚀杆管、防腐器和加缓释剂三种。其中,采油11队所管辖的营11断块有3口井安装了防腐器装置,分别为 Y11X146、Y11X152、Y11XN41。现场调查表明,Y11X146于2009年3月14日因防腐器卡原因上作业,防腐器发生膨胀,卡在油套环空之间,解卡打捞不成功。Y11XN41于2009年3月29日因油管漏倒井,作业过程中也发生防腐器因膨胀而导致油管上提微卡情况,杆管仍有明显的腐蚀迹象。

 

  目前Y11X152井口套管环空堵,洗井洗不通,也是由于防腐器膨胀原因造成油套环空不通,正准备上作业处理。因此,从现场应用情况来看,防腐器在采油 11队应用效果不理想,装置易发生膨胀,从而堵塞油套环空,影响油井正常生产;同时,造成作业施工难度增大,增加作业成本。

 

  采油11队从2009年4月28日开始,对19口特殊井采用加缓释剂的防腐技术,现场应用效果正在跟踪调查中。

 

  虽然现场上常用的防止油管腐蚀的方法,通常是加液体缓蚀剂,但是现场的实际缓蚀效果与室内静态试验效果差距较大。分析认为,液体缓蚀剂容易被油水带走,在井下停留时间很短,并且管内壁粗糙不均及不同程度地存在油、垢等附着物,水中含有其它不利于缓蚀剂吸附的成分,致使从套管加注的缓释剂不易达到泵入口处,对泵、抽油杆、油管的保护效果不够理想。同时,液体缓蚀剂需要定期加入,费时费力,造成现场工人工作量增加;由于采油11队生产井数较多,小班工人每天工作量较大,液体缓释剂是否能按时添加不易保证,有可能导致液体缓蚀剂在现场的实际应用效果很难达到预期目标。



[复制 收藏
]
关于我们 | 会员服务 | 电子样本 | 邮件营销 | 网站地图 | 诚聘英才 | 意见反馈
Copyright @ 2012 CIPPE.NET Inc All Rights Reserved 全球石油化工网 版权所有
京ICP证120803号 京ICP备05086866号-8 京公网安备110105018350