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吉林乾安油田油井系统腐蚀结垢机理研究

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  

吉林乾安油田油井系统腐蚀结垢机理研究

[摘要]吉林油田乾安采油厂腐蚀结垢问题是长期困扰该油田稳产高产的主要问题,国家工业水处理工程技术中心通过对现场腐蚀结垢特点及现场采出液水质、油井产出气、垢样及细菌含量进行全面细致的分析后,得出结论:该油田油井系统以腐蚀为主,造成腐蚀的原因主要是硫酸盐还原菌腐蚀并伴有轻微的电化学腐蚀.部分区块存在CO2腐蚀。在此基础上进行了杀菌剂及缓蚀剂的筛选,筛选结果表明:新型有机硫杀菌剂TS一782A、聚季铵盐类杀菌剂TS一838具有优异的杀菌效果,新型咪唑啉类复合缓蚀剂对CO2腐蚀具有良好的抑制作用。

[关键词]油田;腐蚀;硫酸盐还原菌;杀菌剂;缓蚀剂

吉林油田乾安采油厂自1985年在乾安老区开发投产以来。先后开发了5个油田。目前,乾安采油厂共有油井约1 530多口,日产液约为9 800 m3,年产原油100万t以上。自1987年3月乾安老区油田出现采油管线第一次腐蚀穿孔以来,油井的腐蚀结垢问题一直困扰乾安采油厂;特别是乾安大情字油田.该油田投产1 a后。采输设备暴露出腐蚀结垢严重问题,并造成大量油管、杆报废,油井作业频繁,原油生产成本上升.腐蚀结垢问题已经成为制约油田稳产、高产的主要原因,必须尽快解决。

通过对水质的分析、腐蚀结垢现场的了解、腐蚀结垢产物的分析、腐蚀结垢影响因素的检测以及水中机杂的分析认为,乾安采油厂老区联合站污水处理系统、5个不同区块的采油井主要存在的腐蚀问题。是以硫酸盐还原菌腐蚀为主,伴随着轻微的电化学腐蚀。腐蚀等一系列问题可以通过有效的药剂和合理的加药方案得到解决。

1 现场腐蚀情况及特征

油井投产后,随着含水量的升高存在不同程度的管杆腐蚀。现场观察发现掺输管线腐蚀主要集中在液体流动的一侧,腐蚀现象主要为瘤状垢下的局部腐蚀.当管线内壁刚出现瘤状突起时,管线内壁金属表面并未出现腐蚀,随着瘤状突起的增大,垢下出现溃疡状腐蚀并不断增大,部分油管更换3个月左右即腐蚀穿孔。

2 腐蚀结垢影响因素分析

为了明确油井的腐蚀结垢机理,笔者针对油井采出液、产出的气体、垢样及细菌含量进行了分析。

2.1 油井产出液水质分析

对有代表性的5个不同区块的5口油井进行了水样采集。并进行了样品全分析,可以看出:油井采出液水质矿化度较高;Ca2+、Mg2+等结垢性离子含量较低,碱度很高,属负硬水。油井采出水另一重要特征是SO42一质量浓度高达l 000~5 000 mg/L.为硫酸盐还原菌的繁殖提供了充足的营养物质,是加速硫酸盐还原菌腐蚀的直接因素。

2.2 腐蚀性气体分析

在水质分析的基础上.对5 VI井的水样进行了腐蚀性气体检测,为了使数据更具有普遍性,对采油厂近年来的气样分析结果进行了统计.从气样分析结果可以看出:乾安油田地层伴生气中含有CO2,其中乾北区块各井CO2含量较高,可能存在CO2腐蚀。伴生气中没有H2s存在,推断水中少量的S2-很可能是硫酸盐还原菌繁殖过程中的产物。

2.3 细菌含量检测

对五口油井产出水进行细菌含量检测。本次检测采用绝迹稀释法,在50℃培养箱内进行培养,7 d后读取数据,结果可以看出。水中含有少量的铁细菌和腐生菌,它们不会对金属造成严重腐蚀;硫酸盐还原菌(SRB)含量非常高,SRB大量繁殖是产生细菌腐蚀的非常重要因素.在SRB菌值如此高的情况下,系统存在细菌腐蚀的可能性极大。

2.4 腐蚀结垢产物的分析

为了进一步研究腐蚀结垢机理,对油井油管、杆腐蚀结垢情况进行了了解。对腐蚀结垢产物进行了采样分析,乾安油田所取样品均为黑色泥状固体,主要成分为Fe及S,占样品总质量的60%以上,属于典型的腐蚀产物,其中夹杂一定的油泥和少量泥沙。由数据对比可以看出,Fe与S的物质的量比约为4:1,符合典型SRB腐蚀特征。样品中碳酸盐和硫酸盐类垢很少。

3 腐蚀结垢机理判定

3.1 腐蚀结垢判定

通过对油井产出水水质的分析、腐蚀结垢因素的检测、腐蚀结垢现象的观察、腐蚀结垢产物的分析和腐蚀结垢机理的了解,五个区块采油井主要存在腐蚀问题,以SRB诱导腐蚀为主,伴随着轻微的电化学腐蚀和乾北区块油井的二氧化碳腐蚀(乾北油田),油井的垢主要是腐蚀产物的堆积,其原因:(1)产出水中硫酸盐还原菌含量非常高;(2)产出水中含有非常高的硫酸根,它是硫酸盐还原菌繁殖必备的养料;(3)腐蚀现象为点蚀或局部腐蚀,为垢下腐蚀;(4)产出水中有一定量的H2S,而产出气体则没有;(5)腐蚀产物以硫化亚铁和氢氧化铁为主。

为了验证这个腐蚀机理.我们在实验室做了如下实验:分别用2口油井产出水(H98—3—2,QB2一l5)各盛满2个磨El瓶,1个瓶中加300 mg/L的醛类杀菌剂,取另一个瓶作为空白。分别投放腐蚀挂片,然后封好瓶口。另外,准备4个磨口瓶子,用油井157—3—1的产出水充满。其中第1个瓶子没有任何药剂.第2个瓶子加300 mg/L醛类杀菌药剂:第3个瓶中加150 mg/L缓蚀药剂;第4个瓶中加入300mg/L的醛类杀菌药剂和150 mg/L缓蚀药剂,然后封好瓶口。把8个瓶子放入50℃ 的恒温水浴中,挂入N80碳钢挂片。15 d后进行检测(上面实验在无氧环境操作)。

加杀菌药剂后,腐蚀率大幅度下降,缓蚀率达到了90%以上:缓蚀效果显著。从而验证了上述的腐蚀机理:采油厂的油井管杆的腐蚀主要是硫酸盐还原菌的腐蚀。

3.2 SRB腐蚀机理

大量事实表明,在油气生产过程中,因其特殊环境及大量有机质的存在。为各种细菌的生长和繁殖提供了便利的条件,细菌的大量繁殖所造成的严重腐蚀问题,是油田密闭环境金属材料被腐蚀破坏的主要形式.其危害程度是相当严重的。特别是硫酸盐还原菌的腐蚀尤为突出。

SRB是一种厌氧腐蚀菌。它是一种兼性营养的细菌,即能以有机化能异养,又能以矿化能自养,它是油田常见的细菌中危害最大的腐蚀性细菌。SRB在水中和土壤中都广泛存在,其生长受环境因素制约。它生存的环境必须是厌氧环境,最适宜生长的温度为30~70℃ ,但在其他温度下仍可繁殖和生存。在80℃或更高的温度下还可以存活。SRB在pH为5.5~9.0的环境中都可生长,最适宜的pH为7.O~8.0。另外SBR的腐蚀(即繁殖)过程需要一定量的硫酸根存在。因此乾安采油厂油井产出水的水质条件非常适宜SRB的生存和繁殖。

SRB的腐蚀主要是由于氢化酶的作用。SRB的氢化酶可在金属表面上的阴极部位把硫酸根生物催化为硫离子和初生态氧,初生态氧在阴极使吸附于阴极表面的氢去极化而生成水。既SRB总的来讲起了阴极去极化作用,加速了钢铁的腐蚀过程。SRB造成金属腐蚀的机理分两步:第一步是细菌通过氢化酶从金属表面放出原子态氢,并帮助氢原子将硫酸盐还原成硫化物:第二步是去极化作用:

从腐蚀机理可以看出,腐蚀产物主要是氢氧化铁和硫化铁。铁与硫的物质的量比为4:1。腐蚀产物分析结果表明铁与硫的比例基本上接近这个理论值,通过对腐蚀物体观察发现,腐蚀为点腐蚀,腐蚀产物为黑色絮状,黏附在腐蚀物体的表面。

4 油井腐蚀控制药剂的筛选

4.1 杀菌药剂的筛选及最佳加药浓度

根据明确的腐蚀控制方案,对杀菌药剂进行了筛选。使用3种非氧化型杀菌药剂、2种氧化型杀菌剂进行筛选试验,加药质量浓度为50、100、150 mg/L,杀菌时间为2 h.试验使用157—3—1采出水,经快速过滤后,采用绝迹稀释法测定SRB数量。稀释后的测试瓶放在50℃(模拟现场温度)培养箱内进行培养,7 d后读取数据。

在进行杀菌剂筛选时,除考虑到其要有较好的杀菌效果外,还综合了以下几方面的原因:(1)考虑菌类在长时间处于同一类药物的作用下,可产生抗药性;(2)药剂应具有一定的表面活性,对生物膜及点污垢有剥离作用,进而杀灭生物膜及腐蚀产物下的SRB,更好地控制腐蚀;(3)杀菌效果受采出液含油量影响小;(4)杀菌剂应与其他油水处理药剂有良好的配伍性;(5)毒性小,生物降解性好,对环境无不良影响;(6)具有良好的水溶解性能,能快速溶解在水中;(7)应具有良好的稳定性,方便储存;(8)具有一定的缓蚀作用。

从检测结果看。非氧化性杀菌剂均具有一定的杀菌效果。其中TS一782A杀菌效果更为优异,实验室评价,在'IS一782A质量浓度为150 mg/L时可以完全抑制细菌的生长。而100 mgm 时可以将水中SRB控制在lO以内。使水质达标。由于油田水中含有大量还原性物质.氧化型杀菌剂加入水中有效成分被大量消耗.造成其杀菌效果不明显。

TS一782A为聚季铵盐与有机硫的复合型杀菌剂.具有较强的剥离作用,对于剥离管壁上附着的生物黏泥具有很好的效果。同时与传统1227季铵盐相比对油田中危害较重的SRB具有更强的杀灭作用,且不易产生抗药性。

考虑到原油吸附对杀菌剂性能的影响。将TS一782A在有油与无油环境下进行对比杀菌试验(利用157—3—1的液体加入20%原油进行试验),以验证药剂在原油存在条件下对杀菌效果的影响。

含油环境对药剂有轻微的影响,在TS一782A质量浓度为50、100 mg/L时,杀菌率略有下降:而150 mgm 时能完全杀死细菌。

4.2 CO2腐蚀缓蚀剂的筛选及最佳加药浓度的确定乾北区块含有一定量的CO2伴生气,可能存在一定程度的CO2酸性腐蚀,为有效地抑制腐蚀,采用QB2—15采出水,密闭无氧环境下,充人0.2 MPa的CO2气体,在试验温度7O℃ ,试验时间48 h下,进行缓蚀剂的筛选试验。

试验结果可以看出:两种药剂均对CO:腐蚀有

一定的抑制作用。腐蚀速率由小到大的顺序为 一719(70 mg/L)<TS一71 9(50 mg/L)<TS-7019D(70mg/L)<TS-7019D(50 mg/L)<TS-719(30 mg/L)<TS一7019D(30 mgm)。考虑经济因素。在药剂质量浓度为50 mg/L时,两种药剂均能使腐蚀率达标,其中 一719质量浓度为50 mg/L时具有更高的缓蚀效果。TS一719为有机胺类复合型缓蚀剂,对油田中主要的酸性腐蚀(如H2S、CO2腐蚀)具有相当明显的缓蚀

效果。

5 结论

(1)该油田油井系统以腐蚀为主,造成腐蚀的原因主要是SRB腐蚀并伴有轻微的电化学腐蚀,部分区块存在一定的CO2腐蚀。

(2)杀菌剂及缓蚀剂的筛选结果表明:新型聚季铵盐有机硫复合型杀菌剂TS一782A具有优异的杀菌效果;新型有机胺类复合缓蚀剂对CO2腐蚀具有良好的抑制作用。

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