川西須家河組氣井緩蝕劑的優選及評價

(中石化西南油氣分公司川西采氣廠，四川 德陽 618000)

川西須家河組氣井緩蝕劑的優選及評價

鄭 鳳

(中石化西南油氣分公司川西采氣廠，四川 德陽 618000)

川西須家河組氣藏為高溫、高壓、含CO2腐蝕性介質的有水氣藏，且產出水礦化度高，早期開采氣井在生產過程中出現嚴重的腐蝕現象，影響了氣井的正常生產。針對該氣藏氣井的腐蝕情況，通過室內模擬實驗，采用失重法及電化學法篩選了對油管管材(N80鋼)有較好緩蝕效果的緩蝕劑HGY-9。HGY-9緩蝕劑是一種陽極抑制型緩蝕劑，當緩蝕劑濃度為50mg/L時就能達到緩蝕目的，當緩蝕劑濃度為100mg/L時達到最佳緩蝕效果，氣井連續加注緩蝕劑后，產水中鐵離子含量明顯降低，氣井生產管柱得到了有效保護，為該氣藏的安全開發提供了技術支持。

須家河組氣藏 油管 CO2腐蝕 緩蝕劑 優選 評價

0 前言

緩蝕劑是一種添加于腐蝕介質中的添加劑，通常只要少量添加于腐蝕介質中，就可以大大降低腐蝕速率。緩蝕劑可直接投加到腐蝕系統中，具有操作簡單、見效快和保護整個系統的優點，因此，加注緩蝕劑成為控制生產油氣井腐蝕行為最為有效的方法[1,2]。本文針對川西須家河組氣井腐蝕環境，進行了緩蝕劑的優選及評價，為該氣藏的安全開發提供技術支持。

1 川西須家河組氣井腐蝕情況

川西須家河組氣藏擁有豐富的天然氣資源。氣藏地層壓力為50~90MPa，產層溫度為120~140℃，產出流體中含有一定量的CO2(CO2占氣體總量的1.25%)，氣井在生產過程中不同程度產水，在氣井產地層水階段，Cl-離子濃度一般為50000mg/L，總礦化度一般為80000mg/L左右。因此，該氣藏為高溫、高壓、含CO2腐蝕性介質的有水氣藏，且產出水礦化度高。

早期開采須家河組氣井在生產過程中出現嚴重的腐蝕現象。CH100井，井深4712m，生產不到4年的時間，修井時發現油管已斷裂為4段，井口至1700米油管內外壁腐蝕穿孔8處，最大穿孔直徑20mm。CH127井，修井時發現油管腐蝕穿孔及斷裂多處，采油樹也因腐蝕嚴重而不得不進行更換，見圖1。CH137井，2003年修井時發現6處油管腐蝕斷落，在最薄處，壁厚不足2mm，見圖2。X851井，2000年投產，2002年因油管脫落封井，封井后發現油管懸掛器內壁大面積沖刷腐蝕嚴重，最大腐蝕深度達5~6mm，連接處、變徑處腐蝕極為嚴重，閥門體、彎管存在部分腐蝕；節流針閥存在蝕坑裂紋20mm，地面彎管、直管內壁腐蝕深度1.0~2.0mm。油管懸掛器的宏觀腐蝕形貌為局部腐蝕[3]，見圖3。

圖1 CH127井腐蝕照片

圖2 CH137井腐蝕照片

氣井管柱腐蝕影響氣井正常生產，嚴重制約了川西氣田須家河組氣藏的開發。為此，通過實驗研究優選出效果理想的緩蝕劑，使得氣井腐蝕問題得到有效控制，為氣藏安全開發提供技術支撐。

圖3 X851井腐蝕照片

2 緩蝕劑優選

針對川西須家河組氣井腐蝕介質特征，在廣泛調研基礎上，引進了IMC-80-N(主要成分是咪唑啉、炔氧甲基季銨鹽)、IMC-80-ZS(主要成分是炔氧甲基胺和炔氧甲基季銨鹽)、IMC-80-BH(主要成分是咪唑啉、芳香胺、炔氧甲基季銨鹽)、IMC-871-W(主要成份是咪唑啉及其衍生物、炔氧甲基季銨鹽)、IMC-871-GX(主要成分是炔氧甲基胺及醚類化合物)、HGY-9(主要成份是咪唑啉酰胺和有機胺類化合物)、HGY-10(主要成分是咪唑啉酰胺和脂肪酸)、BUCT-C(主要成分是咪唑啉)進行室內緩蝕效果篩選評價[4-6]。

2.1 失重法篩選緩蝕劑

試驗采用靜態全浸懸掛法，每組實驗中氣相與液相分別選用3個試樣作平行測試，25℃下實驗周期為7天。緩蝕劑對飽和CO2的模擬氣井產出水中N80鋼的失重試驗結果見表1。

表1 常溫常壓下的失重試驗結果

從表1可以看出，在本實驗條件下，能將腐蝕速率減小到0.076mm/a的緩蝕劑有以下幾種：IMC-871-GX、HGY-9、HGY-10、IMC-80-BH、IMC-80-N和IMC-80-ZS，其中HGY-9緩蝕率最高，且試驗過程中溶解性也很好。因此，選擇HGY-9緩蝕劑進行進一步評價實驗。

2.2 電化學法評價

通過模擬川西須家河組氣井腐蝕環境，采用Parstat 2273電化學工作站對HGY-9緩蝕劑進行試驗。工作電極在含有不同濃度緩蝕劑模擬氣井腐蝕介質中浸泡2h后，首先測定開路電位，待開路電位穩定后進行交流阻抗和極化曲線測試。其中交流阻抗測試時，擾動電位為5mVvs.OCP，頻率范圍95kHz~10mHz；極化曲線測試時的掃描速度為0.166mV/s，掃描方式是從陰極向陽極的全程掃描，掃描范圍為-200~200mV vs. OCP。實驗測得N80鋼在添加不同濃度HGY-9緩蝕劑時的極化曲線和交流阻抗圖如圖4。

圖4 N80鋼在空白樣和加有不同濃度緩蝕劑HGY-9飽和CO2溶液中極化曲線圖和交流阻抗

由圖5可看出：隨著緩蝕劑濃度增加，體系自腐蝕電位漂移幅度相差不大，自腐蝕電位趨于穩定，腐蝕電流密度明顯減小，說明此緩蝕劑對腐蝕過程的陽極反應的抑制作用明顯大于陰極反應；隨著極化電位的繼續增加，出現陽極溶解加速區，由此可以認為該緩蝕劑是一種以陽極抑制為主的吸附型緩蝕劑。當緩蝕劑濃度為100mg/L時高頻容抗弧達到極值，說明此時緩蝕劑達到最佳緩蝕效果，隨緩蝕劑濃度進一步增加，高頻容抗弧減小，這與緩蝕劑的陽極脫附有關。當用量為50mg/L時其緩蝕率就能達到85%左右。因此，該緩蝕劑效果理想。

由圖6可看出，在極值濃度下，浸泡不同的時間其交流阻抗圖譜不同。隨時間的延長，高頻容抗弧半徑逐漸增加，說明反應的阻力有所增加，這與緩蝕劑在金屬表面逐漸吸附有關。添加緩蝕劑的體系的交流阻抗與空白溶液相比出現了Warburg阻抗直線，呈現擴散控制特征。同時，在成膜20小時后，EIS中容抗弧半徑最大，說明隨時間的延長吸附膜不斷形成和完善，20小時后膜層已經比較致密[7]。

圖5 腐蝕電流密度和HGY-9緩蝕效率隨濃度變化規律

圖6 N80鋼在100mg/L HGY-9模擬飽和CO2溶液中浸泡不同時間時的交流阻抗圖

2.3 緩蝕劑熱穩定性實驗

多數有機化學物質在高溫下分子裂解，或與其他有機物聚合產生高分子聚合物，最終影響物質性能。川西須家河組氣藏地層溫度高達130℃，緩蝕劑加注后將吸附在油管壁，停留很長時間；緩蝕劑的熱穩定性能直接決定其對氣井管柱的緩蝕劑效果。實驗室通過配制已知濃度緩蝕劑溶液，在130℃條件下加熱數小時，測量緩蝕劑濃度變化情況，以此辨別緩蝕劑的熱穩定性，見圖7，可以看出HGY-9緩蝕劑濃度在高溫下不隨加熱時間變化，具有較強的穩定性，適合川西須家河組氣井應用。

圖7 HGY-9緩蝕劑加熱后濃度變化曲線

2.4 緩蝕劑配伍性試驗

緩蝕劑屬于高分子化合物，在高溫高壓的條件下，可能與地層水中的有機分子及固相顆粒結合形成高粘絮狀物以及漂浮物，造成油管堵塞，必須對緩蝕劑與地層水進行配伍性實驗。將地層水與緩蝕劑按比例配成溶液加熱，觀察溶液并測試其流變性。試驗結果表明，混合溶液粘度無明顯變化，緩蝕劑與地層水具有良好的配伍性。

通過失重法、電化學法及熱穩定性實驗及配伍性實驗分析，HGY-9緩蝕劑對控制川西須家河組氣井腐蝕具有較理想效果，因此現場選擇加注HGY-9緩蝕劑。

3 緩蝕劑現場應用效果監測評價

川西須家河組氣井產出水成弱酸性，氣井管柱產生腐蝕后，主要以Fe2+離子形態進入介質中，為有效評價緩蝕劑現場防腐效果，采用產出液Fe離子濃度監測川西須家河組氣井緩蝕劑防腐工藝效果。

(1) X22井緩蝕劑采用高壓泵間歇加注方式，加注量為30Kg,加藥周期為10天，加注緩蝕劑后鐵離子濃度變化如圖8。由圖8可以看出緩蝕劑加注后氣井產出水中鐵離子濃度與鐵離子總量均存下降趨勢，鐵離子濃度由268mg/l下降至82mg/l，鐵離子總量由265g下降至85g。

(2) X5井緩蝕劑采用高壓泵間歇加注方式，加注量為25Kg，加注周期為10天。加注緩蝕劑后鐵離子濃度由1000mg/L下降至目前的150mg/L；總鐵含量由835g下降至135g。從鐵離子變化趨勢看氣井產出水中的鐵離子濃度與含量均下降，緩蝕劑防腐工藝取得較好效果，見如圖9。

圖8 X22井產出水鐵離子含量變化曲線

圖9 X5井產出水鐵離子含量變化曲線

根據川西須家河組氣井采取加注緩蝕劑防腐工藝措施的氣井產出水中鐵離子濃度監測表明：氣井連續加注HGY-9緩蝕劑后，產水中鐵離子含量明顯降低，氣井生產管柱得到了有效保護。

4 結論

a)室內模擬實驗表明，HGY-9緩蝕劑對川西須家河組氣井腐蝕環境下的N80鋼具有較好的防腐效果。

b)HGY-9緩蝕劑是一種陽極抑制型緩蝕劑，當緩蝕劑濃度為50mg/L時就能達到緩蝕目的，當緩蝕劑濃度為100mg/L時達到最佳緩蝕效果。

c)氣井連續加注HGY-9緩蝕劑后，產水中鐵離子含量明顯降低，氣井生產管柱得到了有效保護。

[1] 宋偉, 馮小波等. 重慶氣礦井下油管腐蝕及緩蝕劑的應用[J]. 腐蝕與防護, 2005, (26)8: 347-350.

[2] 王一兵, 蒲洪江.新851——高溫高壓高產氣井的新探索[M]. 北京: 中國石化出版社, 2005, 187-190.

[3] SY/T 5273-2000 油田采出水用緩蝕劑性能評價方法.

[4] 顏紅俠, 張秋禹, 張軍平等. 油氣開發中CO2腐蝕及其緩蝕劑的選用. 應用化工, 2002, 31(1): 7-11.

[5] 上官昌淮, 李天雷, 曹曉燕等. 油田采出水緩蝕劑合成篩選研究.天然氣與石油, 2011, 29(6): 70-72.

[6] 曹楚南, 張鑒清. 電化學阻抗譜導論[M]. 北京: 北京科學出版社, 2002.

Optimal selection and evaluation of corrosion inhibitors for gas well of Xujiahe reservoir in West Sichuan

ZHENG Feng
(The Western Sichuan Gas Production Plant, Sinopec Southwest Branch Company, Deyang 618000,China)

Xujiahe gas reservoir in West Sichuan is a high-temperature, high-pressure, water gas reservoir with CO2corrosive media and high salinity of the produced water. Serious corrosion in early mining wells affected gas well normal production. The indoor simulation experiments, the weight loss method and electrochemical method were used to screen inhibitor for tubing pipes (N80 steel) of the gas reservoirs. HGY-9 inhibitor has better inhibition effect. HGY-9 inhibitor is an anodic suppression inhibitor. It can achieve effect for corrosion control when the inhibitor concentration is 50mg/L, and optimum corrosion inhibition effect when the inhibitor concentration is 100mg/L. for the continuous fi lling inhibitor well, the iron ions in water was signif i cantly lower and gas well production string has been effectively protected, which provides technical support for the security development of gas reservoir.

Xujiahe gas reservoirs; tubing; CO2corrosion; inhibitor; Optimal selection; evaluation

TG174.42

A< class="emphasis_bold">文章編號：1008-7818(2014)03-0075-04

1008-7818(2014)03-0075-04

鄭鳳 (1979－) , 女，四川自貢人，高級工程師，碩士，主要從事氣田腐蝕與防腐研究工作。