注氮气采油井筒腐蚀评价与治理对策讨论

发布时间：2021-01-08 06:37

　　塔河油田注氮气采油是碳酸盐岩油藏重要的提高采收率措施之一,取得了较好的降递减和增油效果。但目前采用的膜分离制氮和碳分子筛分离制氮技术,制氮纯度分别为97%和99%,注入气中含一定量的氧气。随着注气轮次的增加,井筒腐蚀日趋严重。针对注氮气井井筒腐蚀问题,采用高温高压动态腐蚀模拟装置,开展注氮气井井筒腐蚀机理研究,测定注气氧含量、温度、注气压力和注入速度对腐蚀速率的影响。实验表明,温度从70℃升至110℃,模拟井下环境管材腐蚀速率增大1.3～2.0倍,达到4.23 mm/a;注气氧含量从0.7%提高至1.5%,模拟井下环境管材腐蚀速率增大0.7～1.0倍,达到2.91 mm/a。分析井筒腐蚀的主控因素为注气氧含量和温度。进行注氮气采油井筒腐蚀对策讨论,提出了提高制氮纯度减少氧含量,配套内衬管和缓蚀剂的思路,可有效治理注氮气采油井筒腐蚀。 

【文章来源】：油气藏评价与开发. 2020,10(02)

【文章页数】：5 页

【部分图文】：

T402井单元注气油管腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟实验装置进行实验研究，实验装置如图2所示，最高实验压力为50 MPa，最高实验温度为130℃。1.2 注气氧含量及温度对注气井井筒材质耐腐蚀结垢性能的影响

利用失重法计算腐蚀速率，得到结果如图3所示。在注气氧含量为0.7%的条件下，P110试样在70℃下腐蚀速率为1.52 mm/a,90℃下腐蚀速率为1.89 mm/a,110℃下腐蚀速率为3.47 mm/a;P110S试样在70℃下腐蚀速率为1.42 mm/a,90℃下腐蚀速率为2.52 mm/a,110℃下腐蚀速率为4.23 mm/a。可以看出，在注气氧含量为0.7%的条件下，P110与P110S试样的腐蚀速率均随着温度升高而增大。由图4可知，注气氧含量对腐蚀影响较大。当注气氧含量从0.7%升至1.5%时，腐蚀速率提高0.7～1.0倍。图4 温度70℃，不同注气氧含量条件下P110/P110S试样均匀腐蚀速率

【参考文献】：
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本文编号：2964115