CO2驅油防腐配套工藝技術

邵立民

(中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司，吉林 長春 130062)

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CO2驅油防腐配套工藝技術

邵立民

(中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司，吉林 長春 130062)

腰英臺油田是典型的特低滲油藏，采收率低。為提高采收率，開展了CO2非混相驅提高采收率先導試驗。由于油田含水高等特征，在CO2驅油過程中注采井面臨嚴重的腐蝕。為了降低腐蝕的影響，通過理論分析、室內實驗與現場實踐，優化了機械封隔式注氣管柱，現場實施表明該管柱工藝經濟可靠，且防腐和密封性能良好，適用于腰英臺油田CO2驅油試驗區；優選的高效緩蝕劑在油藏條件下緩蝕率96.86%，能有效防止CO2腐蝕，現場實施17井次，最高腐蝕速率僅為0.020 2 mm/a。形成的適用于腰英臺油田CO2驅油的防腐配套工藝技術，現場試驗及監測數據表明，應用效果良好。

CO2驅 防腐 管材 緩蝕劑

腰英臺油田構造上位于松遼盆地長嶺凹陷東北部，儲層巖性以粉砂巖為主，屬于典型的低孔特低滲透油藏。2011年腰英臺油田開展了CO2非混相驅先導試驗，由于腰英臺油田在投產初期即水質量分數高(60%)，目前已達92%，而CO2在高含水條件下將對生產管柱產生嚴重的腐蝕。此外，腰英臺油田伴生氣中CO2含量平均可達2%，實施CO2驅油后，隨著氣體突破，CO2分壓不斷上升，同樣會加劇腐蝕，因此CO2驅注采井的防腐是至關重要的。

1 注入井防腐配套工藝技術

依據注氣前注水壓力情況，預計試驗區注氣井最終注入壓力將小于20 MPa，井口注入CO2為10 ℃液態二氧化碳，對碳鋼基本沒有腐蝕。因此按照“經濟適用”原則設計注氣管柱及配套工藝[1]。

1.1 井口選擇

井口選用250型碳鋼氣密性采氣樹，按照KQ65/25型氣井閥門結構設計，BB級；BT密封，閥內所有密封件均選用聚四氟乙烯材料(PTFE)，其特點是除了熔融的堿金屬、氟化介質以及高于300 ℃的氫氧化鈉外，幾乎不受任何化學試劑的腐蝕，能夠滿足現場的需要[2]。

1.2 注氣管材選擇

目前國內開展的CO2驅油項目在注入井管材上多選擇耐蝕合金鋼(如勝利油田高89區塊采用3Cr不銹鋼)或涂層油管(如吉林油田)，可以有效的起到防腐作用。由于試驗區注入的是高純度液態CO2，即使在井下氣化后油管壁受腐蝕的影響較小，因此注入井管材選擇N80氣密封扣油管，保證高壓CO2氣體不滲漏至油套環空[3-4]。

1.3 防腐工藝

采用不銹鋼材質Y221-114注CO2專用封隔器封隔注入層以上的油套環空部分，起到保護套管的作用，環空中替入防腐液。為實現后期防腐液的更換和泄液起管柱作業，封隔器以上下入滑套開關。為防止注入的CO2與水直接接觸產生腐蝕或凍堵，在注氣開始前和氣水交替注入前，向井筒中注入隔離液，隔離液成分為-20號柴油。

1.4 注氣管柱設計及現場應用

根據CO2注入的現場要求，注入井管柱設計為：“喇叭口+監測環+平式油管1根+ZQY221-114注CO2專用封隔器+滑套開關+N80氣密封油管+監測環+ N80氣密封油管+油管懸掛器” 見圖1。

圖1 注氣井管柱示意圖

2011年至2015年，試驗區注氣井施工14井次，施工成功率100%。至2012年底，注氣井已累計注入CO2124 843 m3，并成功實施了1輪次的氣水交替，注氣井運行正常，表明能夠滿足現場氣水交替注入的需要。

2 采出井防腐配套工藝技術

對試驗區塊油井前期作業情況統計可見，伴

生腐蝕井占總井數的45%，在氣驅后腐蝕將更加嚴重。因此，采油工藝需解決的重點問題是腐蝕。

2.1 防腐工藝

目前常用的CO2防腐工藝包括耐磨耐蝕合金技術、防腐涂層技術、陰極保護技術、緩蝕劑防腐技術。結合腰西區塊特征，對防腐工藝開展優選評價[5]。

(1)高效緩蝕劑的優選

緩蝕劑防腐是目前應用較為廣泛、有效和經濟的方法。利用高溫高壓反應釜，在20種在礦場應用效果較好的緩蝕劑選四種進行評選實驗[6]。

實驗條件為分壓2.5 MPa，溫度90 ℃、緩蝕劑質量濃度為50 mg/L。實驗結果見表1。由表1可見，四種緩蝕劑均可使N80鋼腐蝕速率大幅下降，20號樣品效果最佳，可作為現場高效防CO2腐蝕緩蝕劑。

表1 緩蝕劑評選實驗結果

(2)陰極保護器評選

針對高含二氧化碳產出水介質環境，進行了80 ℃溫度條件下的陽極材質優選實驗。選擇A11、A21、R和A12四種材質陽極，進行電化學性能評價實驗，結果見表2。

表2 80 ℃時陽極電化學性能評價結果

可見A12型陽極綜合性能良好，在高溫介質環境中工作電位穩定且達到有效保護，表面溶解性能好，對介質無污染，電流效率明顯高于其它陽極，且達到了70%以上的高效率。

(3)管材選擇

結合試驗區腐蝕和偏磨嚴重的特點，要求選用管材具有耐磨耐蝕的特點。通過實驗優選出兩種適合試驗區的管材。

TC3000C涂層油管適用于酸性環境(含CO2、pH值≤5)，其涂層具有良好的附著力、耐磨性和抗腐蝕性，涂層厚度僅150～250 μm，最大使用溫度180 ℃，可以滿足試驗區CO2驅油采油井的實際井況。

HDPE內襯油管通過在油管表面內襯一層高密度聚乙烯新材料，通過分子結構改性和添加特種助劑達到抗磨耐溫性能，形成的內襯層表面光滑，摩擦系數較低，并且耐腐蝕。這種抗磨防腐的特性可以滿足現場需要。

3 現場應用

結合防腐、防氣、防偏磨的技術要求，對CO2驅油采油工藝管柱進行了優化設計，形成了“螺旋導流篩管+防腐泵+陰極保護器+涂層/內襯油管+腐蝕監測環”采油工藝管柱，井口加注高效緩蝕劑，可滿足現場技術需要。

2011年至今，已現場實施17井次，從動態監測結果分析，效果良好。如DB33-5-3井，2012年1月下入防腐防氣管柱，5月該井氣竄，CO2含量30%，8月取出該井中兩套腐蝕監測環進行測試，最高腐蝕速率僅為0.020 2 mm/a，低于0.076 mm/a的標準，防腐效果良好。

表3 DB33-5-3井腐蝕監測數據表

DB33-1-4井早期即氣竄，實施防腐防氣措施前，受氣體影響泵充滿度低，產量逐步下降。措施后測試結果表明，該井示功圖飽滿，泵充滿度高，泵效由32.1%升至39.1%，產油量由3.5 t升至6.6 t。

4 結 論

(1)機械封隔式注氣管柱工藝經濟可靠，防腐和密封性能良好，適用于腰西CO2驅油試驗區。

(2)評選的高效緩蝕劑油藏條件下緩蝕效率96.86%。監測結果表明，能夠有效防止CO2腐蝕。

[1] 郭永輝.草舍油田CO2驅油先導試驗區工藝技術研究及效果[J].內蒙古石油化工，2008(10)：14-16

[2] 王峰.CO2驅采油井筒腐蝕規律及防治方法研究 [D]．大慶：東北石油大學，2011.46-49

[3] 李式國.CO2驅注采井防腐技術研究[D]．大慶：東北石油大學，2010.22-27

[4] 楊昌華,王慶,董俊艷,等.高溫高鹽油藏CO2驅油泡沫封竄體系研究與應用[J]．石油鉆采工藝，2012(5)：95-101

[5] 張賢松.油藏竄流通道對CO2混相驅開發效果影響研究[J]．石油化工應用，2010(9)：13-16

[6] 李春,伊向藝，劉偉，等.草舍油田CO2泡沫驅起泡劑的選擇[J]．油田化學，2007，24(3)：255-257

(編輯 王菁輝)

Supporting Corrosion Prevention Technology of CO2Oil Displacement

ShaoLimin

(SINOPECNortheastOil&GasCompany,Changchun130062，China)

Yaoyingtai Oil Field is a typical low permeability oil reservoir with low oil recovery. In order to improve the recovery rate, the pilot test of CO2non miscible flooding to improve oil recovery rate was performed. Due to the high water content in oil field, the injection production wells are subject to severe corrosion in the process of CO2flooding. In order to reduce the impact of corrosion and through theoretical analysis, laboratory experiment and field practices, the mechanical packer injection pipe column is optimized. The on-site implementation shows that the pipe column technique is economic and reliable, and anticorrosion and sealing performances are good. It is applicable for Yaoyingtai Oilfield’s CO2flooding test area; The corrosion inhibition efficiency of optimum corrosion inhibition agent at reservoir conditions is 96.86%. The CO2corrosion can be effectively prevented. In 17 times of on-site implementation in wells, the maximum corrosion rate is only 0.0202 mm/a. The data of field testing and monitoring of package supporting corrosion prevention technology of CO2oil displacement show that the application result is excellent.

CO2floding， anti-corrosion, piping materials, corrosion inhibitor

2016-01-20；修改稿收到日期：2016-02-28。

邵立民(1979- )，高級工程師，碩士，在該公司工程技術管理部主要從事采油工程研究工作。E-mail：shaolimin2012@126.com