CO2驱采油井缓蚀剂加药制度优化
2015-12-22马锋吉林油田分公司采油工艺研究院吉林松原138000
马锋(吉林油田分公司采油工艺研究院,吉林 松原 138000)
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。
表1 油井加药浓度设计
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。
[1]王新晓,赵祥庆,许 巍等.油井加药措施分析[J]内蒙古石油化工,2005,12.
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