强腐蚀复杂小型油气田综合防腐技术目录前言1. 概述2.系统腐蚀调查2.1系统概况2.2腐蚀监测2.3垢样分析2.4腐蚀机理3.油井腐蚀控制技术3.1环形空间加药3.2地层杀菌处理3.3投加固体缓蚀剂3.4管杆合理配置3.5保证管杆清洗质量4.集输系统腐蚀控制技术4.1端点加药法4.2以塑代钢法4.3集输干线末端破乳脱水法4.4管道修复内衬技术5.注水系统腐蚀控制技术5.1电解液杀菌技术5.2注水井环空保护技术6.供热系统腐蚀控制技术6.1源水水处理技术6.2锅炉水水处理技术7.防腐效果和效益8.结论与建议强腐蚀复杂小型油气田综合防腐技术前言：刘陆、沙埝油田具有强腐蚀复杂小型油气田腐蚀的典型特点，腐蚀已制约了这两个油田的经济发展。
针对刘陆、沙埝油田的腐蚀特点研究了一种综合防腐技术，该防腐技术由16个子技术有机组成，涉及到采油生产的机采系统、集输系统、注水系统和供热系统四个方面。
本综合防腐技术立足于本油田研制，对引进的高新技术也进行了多处创新，大的创新点达23个以上。
该技术具有灵活、高效、经济、安全和方便现场操作等许多优点。
通过对刘陆、沙埝油田的全面腐蚀调查和灵活运用综合防腐技术，这两个油田采油系统的腐蚀状况得到了全面控制，同时也产生了很大的经济效益。
1.概述腐蚀是材料与环境反应引起的材料破坏与变质。
腐蚀问题遍及所有行业。
由于腐蚀和为了预防与减轻腐蚀的危害，不得不付出相当沉重的代价，这就是腐蚀损失。
据中国科学院金属研究所统计，我国目前年腐蚀损失为2288亿元人民币，如果包括间接损失，则我国年腐蚀损失可达4979亿元以上，约占GNP的5%。
油田的腐蚀损失远大于其它行业，例如中原油田1993年管线与容器腐蚀穿孔8345次，更换油管590公里，直接腐蚀损失达7000多万元，此外产品流失、停产、效率下降、环境污染等造成的间接损失可达2亿多元。
由此可见，腐蚀问题关系到石油工业的生存和发展。
江苏油田试采一厂由16个复杂破碎且相隔较远的小油田组成，在这些小油田中刘陆、沙埝油田的系统腐蚀规模、腐蚀程度以及腐蚀损失都具有很大的代表性。
2001年测试数据表明，刘陆油田的地面系统腐蚀速度为1.8647mm/a，沙埝油田的地面系统腐蚀速度为1.2444mm/a。
油田腐蚀国际标准（挂片法）中规定，平均腐蚀速度＜0.025ｍｍ/ａ的为低速腐蚀，0.025－0.126ｍｍ/ａ的为中速腐蚀，0.127－0.254ｍｍ/ａ的为高速腐蚀，＞0.254ｍｍ/ａ的为严重腐蚀。
显而易见，刘陆与沙埝油田都属于严重腐蚀的范畴。
由于腐蚀结垢严重，刘陆油田每年都必须投入大量的防腐资金方能维持正常生产。
经统计计算，刘陆油田直接腐蚀损失为360万元/年，间接腐蚀损失为785万元/年，总腐蚀损失为1145万元/年；沙埝油田的直接腐蚀损失为275万元/年，间接腐蚀损失为600万元，总腐蚀损失为875万元/年。
由此可见，腐蚀已严重影响到这两个油田的经济发展。
刘陆、沙埝油田具有复杂小型油气田腐蚀的显著特点，例如：(1).采油、集输、注水以及供热系统小而全，各系统的腐蚀因素及腐蚀机理不尽相同；(2).各油区比较分散，油区之间甚至邻井之间产出液的类型不尽相同；(3).受上产会战速度的制约，产能建设前期投入的防腐研究和资金相对不足，需要在采油生产过程中不断完善；(4).小型油气田的腐蚀因素在采油生产过程中受采油速度和各种增产措施的影响变化较快。
这些特点增加了油田防腐治理的难度。
为了最大限度地减少腐蚀损失，2002年我们防腐项目组受中石化江苏油田科技处2002年科技进步计划（项目编号：2002JY0703）的委托，对刘陆、沙埝油田的腐蚀立项攻关。
强腐蚀复杂小型油气田腐蚀综合治理的主体思路是：系统调查、内研外引、分散分治、自成一体。
2002－2003年我们对刘陆、沙埝油田的腐蚀状况和腐蚀因素进行了大规模的调查并进行了有效的综合治理，形成了一个由16个子技术组成的综合防腐技术。
在这些子技术中面向腐蚀监测的有3个：低压系统带压开孔和挂片带压取放技术；井下挂环腐蚀监测技术；腐蚀产物及垢样分析技术。
面向油井腐蚀控制的有5个：环形空间加药技术；地层杀菌处理技术；投加固体缓蚀剂技术；管杆合理配置技术；保证管杆清洗质量技术。
面向集输系统腐蚀控制的有4个：端点加药法；以塑代钢法；集输干线末端破乳脱水法；管道修复内衬技术。
面向注水系统腐蚀控制的有2个：电解液杀菌技术；注水井环空保护技术。
面向供热系统腐蚀控制的有2个：源水水处理技术；锅炉水水处理技术。
本综合防腐技术的创新点有18个：（1）低压系统带压开孔器和挂片带压取放器的改进；（2）垢样滴定和水质分析；（3）加药装置研制；（4）三防药剂筛选；（5）KB－1型原油环道试验仪的研制；（6）油井加药方案实施技术；（7）地层杀菌处理；（8）固体缓蚀剂投加工艺的改进；（9）泵下尾管加深；（10）防止管杆磨蚀；（11）保证管杆清洗质量；（12）三种端点加药法；（13）集输干线末端破乳脱水法；（14）管道清洗技术；（15）管道修复技术；（16）储罐修复技术；（17）源水水处理技术；（18）锅炉水水处理技术。
强腐蚀复杂小型油气田综合防腐技术具有灵活、高效、经济、安全和方便现场操作等许多优点，通过二年来的现场试验和推广应用该技术已趋于成熟。
2003年下半年刘陆油田污水回注系统的腐蚀率是0.0603ｍｍ/ａ，集输系统的腐蚀率为0.0124ｍｍ/ａ，油井井下的腐蚀率为0.0215ｍｍ/ａ，沙埝油田污水回注系统的腐蚀率是0.0656ｍｍ/ａ，集输系统的腐蚀率为0.0145ｍｍ/ａ，油井井下的腐蚀率为0.0701ｍｍ/ａ。
8口防腐试验井的检泵周期都得到了延长。
防腐措施后集输干线的寿命得到延长干线压力有所下降，注水井和热水系统的腐蚀结垢也得到了有效控制。
本成果在刘陆、沙埝油田的现场试验阶段取得的经济效益为542.13万元/年，该技术已在真武、高徐、富民、吴堡等油田推广应用，产生的推广效益为500万元/年左右，如果能在江苏油田全面推广应用，预测产生的综合经济效益为2000万元/年以上。
2．系统腐蚀调查本章分系统概况、腐蚀监测、垢样分析和腐蚀机理四个部分叙述。
其中低压系统带压开孔和挂片带压取放技术、井下挂环腐蚀监测技术为引进后部分改进，腐蚀产物及垢样分析技术中的电镜扫描、X衍射分析部分为科研合作，垢样滴定分析为我油田自创。
2.1系统概况A．刘陆油田概况刘陆油田主要由陈2和陈3两个断块组成，于1997年10月开始会战，仅用一年多时间就高速建成产能30万吨的采油系统。
统计到2002年底，该油田实际探明含油面积3.6ｋｍ2，探明地质储量1612万吨，可采储量523.5万吨，其采油速度一直保持在1.9%以上。
截止到2002年12月底，刘陆油田共有井数79口，其中油井67口，日产油水平844.2吨，注水井12口，日注水量496.5方。
刘陆油田的陈2块有采油井26口，日产油水平208吨，综合含水61.9%，陈3块有采油井40口，日产油水平625.8吨，综合含水61.4%。
刘陆油田有联合处理站1个，中转站1个。
陈3块有计量间10个，配水间1个，陈2块有计量房5个，配水间2个。
刘陆油田的地面流程、联合站布置见表1、图1。
经统计计算，陈堡油田单井流程总长度为20.8ｋｍ，集油干线总长度为13.8ｋｍ。
表1 2002年刘陆油田地面管线分布状况图1 2002年陈3 联合站油气水集输系统简易流程图1998年下半年，刘陆油田产出液含水大于30%的油井上升到6口，因为输送介质中水为连续相的概率增加所以该地区采油系统的腐蚀事故从此与日俱增。
例如99年前后刘陆陈3块部分含水油井的非正常检泵次数明显增加，其主要原因是腐蚀引起油管丝扣渗漏、抽油杆断脱、机采泵等井下工具失灵等。
截止到2001年底，刘陆油田共查出套管损坏井7口，电磁探伤显示陈3－24、陈3－25及陈3－13这三口井套管损坏的主要原因是腐蚀。
陈3井井下油管也腐蚀得很厉害，检泵时发现平均油管减薄2－3ｍｍ，该井尾管腐蚀尤其明显，其中一根尾管腐蚀穿孔和快要穿孔的点有5个。
2000年上半年陈3块集油干线和部分井口流程出现腐蚀穿孔，测算点腐蚀速度在5ｍｍ/ａ左右。
2001年陈3集油干线因腐蚀严重被迫进行改造，管线施工时在1.4kｍ的ф114ｍｍ集油管线中清出砂、垢量达3吨之多，垢下已腐蚀穿孔和即将腐蚀穿孔的点很多，管线腐蚀穿孔最密处为13个/10M。
刘陆陈3大站三相分离器后面的污水回注系统在投产半年后就出现腐蚀穿孔，至2001年改造时站内低压金属管线已发生腐蚀穿孔183起。
陈3－1是刘陆油田最早的一口污水回注井，该井于98年5月转注，2000年3月作业施工时发现井下油管柱腐蚀严重，需要全部更换，2001年1月因腐蚀严重更换陈3-1井口采油树并再次将井下油管全部更换成涂料油管，2002年底发生油管卡钻并落井事故，上大修队伍反扣打捞。
由于结垢及垢下腐蚀，刘陆油田热水循环系统的腐蚀穿孔事故也经常发生，如2002年陈3大站3000方的3#拱顶储油罐蒸汽盘管穿孔，700方污水沉降罐蒸汽盘管穿孔等均给生产造成了很大被动。
陈2块循环水管线（直径3寸，厚8mm）始建于1997年，2003年10月扫线时发生大面积腐蚀穿孔，最大穿孔直径达3ｃｍ，爆裂管线段的壁厚已减薄到不足2mm，点腐蚀速度为1ｍｍ/ａ以上。
由于腐蚀结垢严重，刘陆油田每年都必须投入大量的防腐资金方能维持正常生产。
经统计计算，刘陆油田因腐蚀和为了预防腐蚀引起的直接腐蚀损失为360万元/年，间接腐蚀损失为785万元/年，总腐蚀损失为1145万元/年。
统计方法如下：（1）、2000年将陈2－陈3输油干线改造为玻璃钢管线，投资120万元。
（2）、2001年对刘陆联合站的污水系统进行改造，更换了注水泵及部分污水处理流程，投资160万元。
（3）、2001年改造陈3集油干线，投资170万元。
（4）、2001更换陈3回水管线，投资42万元。
（5）、2001年前其它零星防腐工程投资共41万元。
（6）、刘陆联合站内分离器及其下游的污水处理系统腐蚀结垢严重，陈2块污水管线结垢严重，2003年改造费用1000万元。
（7）、2001前查明套管损伤7口，每口井修复费用平均25万元，共175万元。
（8）、每年需要更换油管1.5万米以上，抽油杆2万米以上，损失150万元以上。
由于刘陆油田1999年前采出液含水普遍较低，腐蚀结垢程度较轻，发生大范围腐蚀穿孔是在1999年以后，所以将以上地面设备防腐投资和套管修复投资的周期概算为3年。
分析认为在这些建设投资中有一半以上是由腐蚀原因直接造成的，所以将总损失的一半计算为腐蚀损失。
2001年前刘陆油田的直接腐蚀损失为[（1533＋175）/3＋150]/2＝360万元/年。