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火驱生产中井筒及地面管线腐蚀评价与防护

文档作者：黄继红梁金中李路姚团军关文龙文档来源： 1．中国石油新疆油田分公司采油一厂 2．中国石油勘探开发研究院		点击数：	更新时间： 2022年01月23日
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第34卷第1期
2013年2月
新疆石油地质
XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY
Vo1．34．No．1
Feb．2013
火驱生产中井筒及地面管线腐蚀评价与防护
黄继红1 7梁金中2 7李路 ，姚团军It关文龙
(1．中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依834000；2．中国石油勘探开发研究院
提高石油采收率国家重点实验室，北京100083)
摘要：利用高温高压反应釜研究了油管钢在火驱矿场腐蚀环境下的腐蚀机理，结合矿场生产特征对腐蚀风险进行
了评估。结果表明，火驱试验采油井产液温度、产液含水率、井底压力和产气(液)量是影响腐蚀速率的主要因素，出
现最高腐蚀速率对应的温度为120℃，对应的含水率为45％ ，且腐蚀速率随着井底压力和产气(液)量的增加而增
大。在采油井稳产阶段腐蚀速率出现最高值，最易引发腐蚀。建议火驱矿场生产井的腐蚀防护从选材和添加缓蚀剂
两方面进行，也可以单井针对性调控降低腐蚀速率。
关键词：火烧油层；腐蚀因素分析；腐蚀风险；防腐对策
文章编号：1001—3873(2013)O1—0101—04 中图分类号：TE357．41 文献标识码：A
火驱是一种提高原油采收率的热采方法，与其他
热采方法相比，具有较高的热效率，所适用的油藏条
件更宽广，且可起到对原油改质的作用。国外大多将
火驱技术应用于没有经历过注水或注蒸汽开发的稠
油油藏 ， 。近几年，辽河油田、新疆油田针对注蒸汽
开发后期效果变差的稠油油藏，将火驱作为接替开发
方式，进行了矿场试验[3-6 。新疆红浅1井区火驱矿场
试验于2009年l2月点燃油藏，截至目前已经取得了
良好的效果，并初步形成了一整套地面注人、井下点
火、生产举升的配套工艺技术。但是，目前对试验现
场井筒和地面集输管线腐蚀问题尚缺乏系统的分析
评价。2010年6月对火驱采油井进行作业时，在3口
井均发现较严重的腐蚀现象，其中2口井全井段呈均
匀腐蚀且伴有结垢现象，这给火驱生产带来极大的安
全隐患。如果由于腐蚀问题引起关井，则必将对火驱
前缘的推进和调控造成难以逆转的不利影响，甚至影
响整个火驱试验的开发效果。本文结合火驱矿场试
验的生产特征，研究井筒和地面集输管线腐蚀与防护
对整个火驱过程的重要意义，为同类型油藏的火驱采
油工程及地面工程设计提供借鉴。
引起的采油井电化学腐蚀；③原油中硫醇、硫醚，地层
中含硫矿物等在高温下反应生成的硫化氢对采油井
的腐蚀。
由现场试验气样分析可知(表1)，在红浅1井区
火烧驱油过程中，原油燃烧生成的CO。是造成采油
井及地面设施腐蚀的主要因素，同时少量的过剩0：
和H：s也会对采油井及地面设施产生一定的腐蚀。
红浅1井区油层埋藏较浅，注入空气压力相对较低
(4 MPa)，且火驱试验采用干式燃烧法，同时空气压缩
机出口对空气进行了干燥处理，所以注入空气维持在
相对低压、低温和干燥的状态，目前注气井未见明显
腐蚀现象。
表1 点火后某一线采油井不同时间产出气组分
1火驱矿场腐蚀因素分析 2 室内腐蚀评价实验研究
根据国外火驱油井腐蚀的案例用并结合红浅火驱
矿场实际井况分析，火驱矿场可能产生3类腐蚀：①湿
式火烧过程中，空气与水交替注入引起的注入井氧腐
蚀；②原油燃烧生成的CO：、SO。以及过剩的O 与地层
内部的水发生化学反应形成碳酸、亚硫酸、硫酸等所
2．1 温度对平均腐蚀速率的影响
红浅火驱矿场生产特征显示，在注气井点火成功
后，随着燃烧前缘不断向采油井推进，采油井产液温
度逐渐升高，当火线推进到采油井时，井底温度会迅
速升高到200 oC以上。为了研究温度对腐蚀速率的影
收稿日期：2012—06—20 修订Et期：2012—07—26
基金项目：国家科技重大专项(201 1ZX05012—002)
作者简介：黄继红(1966一)，女，[NJl J南充人，高级工程师，油气田开发，(Te1)0990—6841201(E一,nail)huan舒h@petmchina．com．cn

· 104· 新疆石油地质 2013
产气(液)量是影响腐蚀速率的主要因素，最高腐蚀速
率对应的温度为120℃，对应的含水率为45％，且腐
蚀速率随着井底压力和产气(液)量的增加而增大。
(3)采油井稳产阶段的CO 浓度、co 的绝对产出
量、产出液的温度、产出液的含水率都对应着腐蚀速
率的高点，这时是井筒及地面工艺发生腐蚀风险最大
的时期。
(4)应从添加缓蚀剂和选材两方面考虑来防治
腐蚀，在生产过程中也可以通过单井针对性调控降低
腐蚀速率。
参考文献：
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157-161
Corrosion Evaluation and Protection for W ellbore and Surface Pipeline by In—Situ
’ Combustion Process
HUANG Jihong ，LIANG Jinzhong2，LI Lu ，YAO Tuanjun ，GUAN Wenlong
f1．No．1 Production Plant，Xi~iang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2．State Key Laboratory of EOR，
Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China)
Abstract：The corosion behavior of tubing steel in fireflooding field is researched by utilizing HTHP reactor and the corrosion risks have
been evaluated according to production characteristics．The results indicate that the temperature，water cut，bottomhole pressure and gas
(1iquid)一producing capacity of produced fluid in production well by in-situ combustion or fireflooding process are the dominant factors that
affect the corrosion rate．The maximal rate appears when temperature reaches 120~C and water cut at 45％ ．It is shown that the corrosion
rate rises as bottomhole pressure and gas(1iquid)-producing capacity rise．When production well reaches a steady phase，the corrosion rate
will peak，most possibly causing the corrosion of tubing stee1．It is suggested that the anticorrosion strategies should be adopted by selecting
suitable materials and adding corosion inhibitor as well as selectively controlling and reducing corosion rate in single wel1．
Key W ords：in．situ combustion；corosion factor analysis；corosion risk；anti—corosion strategy

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