酸性氣井井筒腐蝕控制技術(shù)研究

袁 曦 肖 杰 張碧波 王 星 朱 慶 蔡德強(qiáng) 王 萌

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦

酸性氣井井筒腐蝕控制技術(shù)研究

袁 曦1肖 杰1張碧波2王 星2朱 慶2蔡德強(qiáng)2王 萌2

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦

采用高溫高壓腐蝕掛片、氣田水化學(xué)分析、多臂井徑儀測井等方法，在含H2S /CO2酸性氣井中，研究了緩蝕劑對井下油管的保護(hù)效果。試驗(yàn)結(jié)果表明,評選的緩蝕劑防腐效果良好，井下加入緩蝕劑4年后，全油管平均腐蝕速率為0.04 mm/a，腐蝕速率遠(yuǎn)低于腐蝕控制指標(biāo)0.1 mm/a；油管腐蝕主要集中在井筒上部和底部。

井筒 硫化氫 二氧化碳 腐蝕 緩蝕劑

井筒油管的服役可靠性是油田安全開發(fā)中至關(guān)重要的環(huán)節(jié)，由于我國逐漸加大了含H2S /CO2酸性氣田的開發(fā)力度，油管的服役環(huán)境越發(fā)惡劣，給井下安全生產(chǎn)帶來不確定性[1]。近年來，對井下油管腐蝕的研究主要集中于單一CO2或H2S環(huán)境[2-11]，而對同時(shí)含H2S /CO2環(huán)境的研究相對較少。項(xiàng)目組針對含H2S /CO2酸性氣井的開采工況，采用高溫高壓腐蝕掛片，優(yōu)選適用緩蝕劑，并結(jié)合現(xiàn)場氣田水化學(xué)分析、多臂井徑儀等井筒腐蝕監(jiān)測手段，研究了井下緩蝕劑的應(yīng)用效果，對含H2S /CO2酸性氣井的井筒腐蝕控制具有一定參考價(jià)值。

1 試 驗(yàn)

1.1 基本情況

試驗(yàn)氣井是一口含H2S/CO2的酸性氣井，天然氣中H2S質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.15%，CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.94%，氣井基本情況見表1，氣田水化學(xué)組成見表2。

表1 氣井基本情況Table1 Basicsituationofgaswell井底壓力/MPa井底溫度/℃油管材質(zhì)油管深度/mw(CO2)/%w(H2S)/%氣量/(m3·d-1)油量/(m3·d-1)水量/(m3·d-1)60120BG90S-3Cr2325.83.942.155047002.13.2

表2 現(xiàn)場水離子分析Table2 Analysisdataofionsingasfieldwater項(xiàng)目檢測結(jié)果/(mg·L-1)測試方法ρ(Ca2+)1000.000GB/T15452-2009ρ(Mg2+)192.700GB/T15452-2009ρ(Fe2+)0.140HG/T3539-2012ρ(K++Na+)4979.200GB/T14640-2008ρ(SO2-4)70.000GB/T6911-2007ρ(HCO-3)134.300GB/T15454-2009ρ(Cl-)6461.000GB/T15453-2008

1.2 緩蝕劑篩選評價(jià)

酸性氣井井下防腐采用低合金鋼+緩蝕劑的方式進(jìn)行。在投產(chǎn)前，參照J(rèn)B/T 77901-2001《金屬材料實(shí)驗(yàn)室均勻腐蝕全浸試驗(yàn)方法》、SY/T 5273-2014《油田采出水處理用緩蝕劑性能指標(biāo)及評價(jià)方法》進(jìn)行室內(nèi)緩蝕劑篩選評價(jià)，重點(diǎn)考察模擬現(xiàn)場工況下，緩蝕劑的高溫高壓防腐性能。要求在現(xiàn)場工況中，緩蝕劑加入后，油管材質(zhì)平均腐蝕速率控制在0.1 mm/a以下，且篩選的緩蝕劑與現(xiàn)場工況具有良好適應(yīng)性。

1.3 緩蝕劑現(xiàn)場應(yīng)用

現(xiàn)場緩蝕劑加注從氣井投產(chǎn)后就開始進(jìn)行。氣井井下設(shè)置有化學(xué)劑注入閥，可采用高壓注入泵從化學(xué)劑注入閥定量注入緩蝕劑，緩蝕劑加注量依據(jù)式(1)計(jì)算，加注頻率為每天1次。

V=0.5Q

(1)

式中：V為加注量，L；Q為產(chǎn)氣量，104m3。

1.3 現(xiàn)場腐蝕監(jiān)測

氣井井筒腐蝕監(jiān)測技術(shù)在國內(nèi)外經(jīng)近20年的發(fā)展，目前已建立了一系列監(jiān)測方法，如失重掛片法、探針法、化學(xué)分析法、井徑儀法等。每一種腐蝕監(jiān)測方法都有其優(yōu)缺點(diǎn)(見表3)，項(xiàng)目組從簡單易行考慮，結(jié)合國內(nèi)外氣田腐蝕監(jiān)測經(jīng)驗(yàn)，采用井口緩蝕劑殘余濃度分析以及多臂井徑儀檢測評估緩蝕劑的保護(hù)效果。

現(xiàn)場井徑儀采用24臂 MIT多臂井徑儀(見圖1)進(jìn)行，現(xiàn)場試驗(yàn)過程中， MIT多臂井徑儀利用電纜或鋼絲下入井中，工具到達(dá)井底后，觸臂經(jīng)電動張開，彈簧加載，硬而尖的觸臂以較小的受力沿套管或油管內(nèi)壁向上推，對井徑儀測得的內(nèi)徑數(shù)據(jù)結(jié)合深度記錄儀記錄的速度、時(shí)間數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，就可以知道油管在不同深度處管柱內(nèi)壁的腐蝕狀況。

表3 腐蝕監(jiān)測技術(shù)對比分析Table3 Comparisonandanalysisofcorrosionmonitoringtechnology方法優(yōu)缺點(diǎn)緩蝕劑殘余濃度分析優(yōu)點(diǎn):費(fèi)用經(jīng)濟(jì),不影響生產(chǎn)缺點(diǎn):需與其他監(jiān)測手段一同使用,相互佐證井徑儀法優(yōu)點(diǎn):能測定管壁局部損傷和管壁均勻損傷,精度高缺點(diǎn):無法反映瞬時(shí)腐蝕速率磁探傷法優(yōu)點(diǎn):能測定油套管管壁局部損傷和管壁均勻損傷缺點(diǎn):無法反映瞬時(shí)腐蝕速率,精度低失重腐蝕掛片優(yōu)點(diǎn):經(jīng)典腐蝕監(jiān)測技術(shù),直觀反映腐蝕速率缺點(diǎn):無法反映瞬時(shí)腐蝕速率電阻探針優(yōu)點(diǎn):可反應(yīng)不同時(shí)期的腐蝕速率缺點(diǎn):無法反映瞬時(shí)和局部腐蝕速率電化學(xué)探針優(yōu)點(diǎn):能測定瞬時(shí)腐蝕速率缺點(diǎn):硫化氫干擾大

2 結(jié)果與討論

2.1 緩蝕劑室內(nèi)篩選評價(jià)結(jié)果

模擬現(xiàn)場工況下，兩種抗H2S /CO2腐蝕緩蝕劑的防腐性能、乳化性能評價(jià)結(jié)果見表4和表5，60 min時(shí)的乳化實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象見圖2。

表4 高溫高壓腐蝕掛片評價(jià)結(jié)果Table4 Evaluationresultsofhightemperatureandhighpressurecouponcorrosion緩蝕劑牌號ρ(緩蝕劑)/(mg·L-1)腐蝕速率/(mm·a-1)腐蝕形態(tài)A1000.068均勻腐蝕2000.048均勻腐蝕5000.042均勻腐蝕B1000.082均勻腐蝕2000.054均勻腐蝕5000.050均勻腐蝕 注:實(shí)驗(yàn)條件為t=120℃,p(CO2)=2.4MPa,p(H2S)=1.2MPa,材質(zhì)為BG90S-3Cr,流速為2m/s,模擬現(xiàn)場水。

表5 乳化性能評價(jià)Table5 Emulsionperformanceevaluation緩蝕劑靜置時(shí)間/min油層量/mL水層量/mL乳化層量/mL現(xiàn)象空白10505006050500油水界面清晰A1049.549.516050500油水界面清晰B104543126046468油水界面不清晰

從試驗(yàn)結(jié)果可以看出，兩種抗H2S/CO2腐蝕緩蝕劑防腐效果相近，在模擬現(xiàn)場井下工況下，在較低質(zhì)量濃度(100 mg/L)時(shí)就能控制井下油管平均腐蝕速率低于0.1 mm/a，緩蝕劑的防腐效果較好。但是，緩蝕劑B與現(xiàn)場模擬水具有一定的乳化作用，不適合在該環(huán)境下使用。

2.2 現(xiàn)場腐蝕監(jiān)測結(jié)果

圖3是現(xiàn)場緩蝕劑殘余濃度分析監(jiān)測結(jié)果。井下加入緩蝕劑A后，井口氣田水中緩蝕劑殘余濃度在90～160 mg/L之間波動，而緩蝕劑A在較低濃度(100 mg/L)就能控制井下油管平均腐蝕速率低于0.1 mm/a。因此，監(jiān)測到的緩蝕劑殘余濃度能有效控制井筒油管材質(zhì)的腐蝕。

井下油管多臂井徑儀腐蝕檢測結(jié)果見表6。

表6 油管腐蝕統(tǒng)計(jì)表Table6 Statistictableoftubingcorrosion序號油管序號井段/m腐蝕速率/(mm·a-1)1552.31～62.810.15231295.63～305.150.15332305.15～314.780.18436343.46～353.000.20541391.08～400.660.15645429.31～438.810.18748457.94～467.570.15849467.57～477.210.15953505.86～515.450.151057544.31～553.810.151161582.56～592.130.151263601.58～611.170.20131341280.65～1290.310.15142051968.95～1978.590.22152252159.75～2169.300.15162382283.85～2293.370.2517其他-<0.1

從表6可看出，該酸性氣井油管腐蝕主要集中于油管頂部(50～650 m，60～80 ℃)和油管底部(1 900～2 300 m，105～120 ℃)，這主要與油管材質(zhì)腐蝕敏感溫度有關(guān)；從腐蝕速率上看，在所測的247根油管中，3根油管檢測的是井下特殊工具，數(shù)據(jù)不可信，228根油管腐蝕速率低于0.1 mm/a，16根油管腐蝕速率位于0.15～0.25 mm/a之間。整體來看，全油管平均腐蝕速率為0.04mm/a，腐蝕輕微(見表7)。

表7 油管腐蝕檢測結(jié)果Table7 Testresultsoftubingcorrosion油管數(shù)/根平均腐蝕速率/(mm·a-1)比率228<0.192.3%160.15～0.256.4%全油管0.04

3 結(jié) 論

(1) 實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，篩選的緩蝕劑能夠有效地控制井下油管腐蝕；加入緩蝕劑后，全油管平均腐蝕速率為0.04 mm/a，遠(yuǎn)低于腐蝕控制指標(biāo)0.1 mm/a。

(2) 在該試驗(yàn)井，井下油管腐蝕集中于井筒上部(50～650 m，60～80 ℃)和底部(1 900～2 300 m，105～120 ℃)， 這主要與井筒材質(zhì)的腐蝕敏感溫度有關(guān)。

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Study on wellbore corrosion control technology in sour gas wells

Yuan Xi1， Xiao Jie1， Zhang Bibo2， Wang Xing2， Zhu Qing2, Cai Deqiang2, Wang Meng2

1.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOilandGasfieldCompany,Chengdu,Sichuan，China; 2.SouthernSichuanGasDistrict,PetroChinaSouthwestOilandGasfieldCompany，Luzhou,Sichuan,China

Using methods of corrosion coupon in high temperature and high pressure, chemistry analysis of gas water and multi-arm caliper logging tool, the application effects of corrosion inhibitor were studied on H2S/CO2gas well. Test resuilts showed that the selected corrosion inhibitor has good effect of anti-corrosion, after addition of corrosion inhibitor for 4 years, the corrosion rate of full tubing was 0.04 mm/a, lower than 0.1 mm/a corrosion control standard; the corrosion areas were mainly concentrated at the top and bottom of the tubing.

wellbore, H2S, CO2, corrosion, corrosion inhibitor

袁曦(1982-)，工程師,現(xiàn)就職于中國石油西南油氣田公司天然氣研究院，主要從事酸性氣田腐蝕與防護(hù)工作。E-mail：yuanxi@petrochina.com.cn

TE988.2

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.01.015

2016-06-20；編輯：馮學(xué)軍