金縣1-1 水源井緩蝕阻垢劑篩選的實(shí)驗(yàn)研究

趙順超，戚亞東，陳華興，吳華曉，方濤

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

水源井水用于注入油藏驅(qū)油，對(duì)于提高采收率具有重要意義[1-2]。水中的礦化成分、二氧化碳、硫化氫等腐蝕性氣體會(huì)對(duì)井下管柱造成腐蝕和結(jié)垢，加劇管柱腐蝕穿孔進(jìn)而導(dǎo)致管柱斷裂[3-5]。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)氣體組分分析結(jié)果，A1W 井產(chǎn)出流體中含有硫化氫氣體，質(zhì)量濃度為183 mg/m。金縣1-1 油田水源井A1W 井的N80 油管腐蝕結(jié)垢情況如圖1 所示。從圖1a、b可以看出，油管表面有非常明顯的腐蝕產(chǎn)物沉積，圖1c 為油管嚴(yán)重腐蝕后穿孔。圖2 的XRD 分析顯示，波峰主要對(duì)應(yīng)的物質(zhì)是碳酸鈣及鐵的氧化物，未發(fā)現(xiàn)鐵的硫化物的原因可能是樣品長(zhǎng)時(shí)間暴露在空氣中，硫化氫腐蝕產(chǎn)物被氧化而形成了鐵的氧化物[6]。

圖1 油管內(nèi)外壁Fig.1 Inner and outer wall of tubing

圖2 油管壁取樣XRDFig.2 XRD of tubing wall sampling

對(duì)水源井水進(jìn)行碳酸鈣結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)[7]，SAI 計(jì)算公式參照SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》，A1W 井水在各個(gè)時(shí)期和不同pH 值環(huán)境下的SAI值見表1。從表1 數(shù)據(jù)分析可知，在溫度70 ℃下的SAI值都小于5，可判斷A1W 井水從開始生產(chǎn)到目前碳酸鈣結(jié)垢趨勢(shì)嚴(yán)重。

表1 A1W 井水在各個(gè)時(shí)期和不同pH 值環(huán)境下的SAI 值Tab.1 SAI value of A1W well water in various periods and different pH environments

使用耐蝕合金材料和緩蝕劑是油氣田控制腐蝕的常用措施，但耐蝕合金價(jià)格昂貴[8-11]。2015 年5月修井作業(yè)更換了防硫油管，但防腐效果并不好，2016 年5 月又進(jìn)行了換管柱的作業(yè)。緩蝕劑和阻垢劑按一定的比例混合成緩蝕阻垢劑，注入井中后，可對(duì)整個(gè)系統(tǒng)中的管柱起到保護(hù)作用[12-13]。針對(duì)陸地油田適用的緩蝕阻垢劑，一些學(xué)者進(jìn)行了相關(guān)研究，但對(duì)于海上水源井緩蝕阻垢劑的研究相對(duì)較少[14-20]。因此，文種針對(duì)金縣1-1 油田水源井腐蝕結(jié)垢問題，先進(jìn)行阻垢劑和緩蝕劑的單劑篩選，最后進(jìn)行阻垢劑和緩蝕劑的配伍性實(shí)驗(yàn)，得出一種適合該油田的緩蝕阻垢劑，從而達(dá)到延長(zhǎng)水源井井下管柱使用壽命的目的。

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 模擬井筒條件腐蝕實(shí)驗(yàn)

為了進(jìn)一步了解A1W 井含硫化氫的水對(duì)N80鋼的腐蝕性和結(jié)垢性，根據(jù)模擬井下實(shí)際工況，采用如圖3 所示的高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕測(cè)試儀，在溫度為70 ℃、水的流速為2.7 m/s、硫化氫分壓為0.002 MPa 的條件下，研究N80 鋼的腐蝕結(jié)垢情況。實(shí)驗(yàn)所用液體的離子濃度見表2，pH 為7.08，實(shí)驗(yàn)時(shí)間為72 h。

表2 A1W 井水質(zhì)分析結(jié)果Tab.2 A1W well water quality analysis results mg/L

圖3 高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕測(cè)試儀Fig.3 High temperature and high pressure dynamic corrosion tester

1.2 阻垢劑篩選實(shí)驗(yàn)

1）實(shí)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)。阻垢劑篩選實(shí)驗(yàn)參照的標(biāo)準(zhǔn)為SY/T 5673—93《油田用防垢劑性能評(píng)定方法》，防垢率的計(jì)算方法為：

式中：Ef為阻垢率，%；C1為加防垢劑時(shí)，溶液中Ca2+濃度，mg/L；C0為不加防垢劑時(shí)，溶液中Ca2+濃度；mg/L；C為不考慮沉淀時(shí)，溶液中Ca2+濃度，mg/L。

2）實(shí)驗(yàn)條件。實(shí)驗(yàn)用水采用A1W 井的產(chǎn)出水，實(shí)驗(yàn)溫度為70 ℃。

3）儀器、藥品與材料。試驗(yàn)儀器有水浴鍋、干燥箱等，實(shí)驗(yàn)所用阻垢劑種類見表3。

表3 實(shí)驗(yàn)用阻垢劑種類Tab.3 Types of scale inhibitors for experiment

4）實(shí)驗(yàn)方案。將N80 掛片置于裝有A1W 井產(chǎn)出水和阻垢劑的試驗(yàn)瓶中，每種阻垢劑的質(zhì)量濃度為20 mg/L，水浴鍋溫度為70 ℃，反應(yīng)時(shí)間為16 h。

1.3 緩蝕劑篩選實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)選取三種緩蝕劑進(jìn)行緩蝕劑的室內(nèi)效果評(píng)價(jià)。

1）實(shí)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)。緩蝕劑篩選實(shí)驗(yàn)參照 SY/T 5273—2014《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》，緩蝕率計(jì)算方法為：

式中：η為平均緩蝕率，%；Δm0為空白對(duì)照組試樣的質(zhì)量損失，g；Δm1為加緩蝕劑試樣的質(zhì)量損失；g；

2）實(shí)驗(yàn)條件。實(shí)驗(yàn)用水采用A1W 井的產(chǎn)出水，實(shí)驗(yàn)溫度為70 ℃。

3）實(shí)驗(yàn)方案。實(shí)驗(yàn)方法參照SY/T 5273—2014《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》。將N80 實(shí)驗(yàn)試樣片分別放入加有以上三種緩蝕劑的水源水中，緩蝕劑種類見表4。緩蝕劑分為50、100、200 mg/L 三種不同的質(zhì)量濃度，反應(yīng)時(shí)間為96 h。將取出的腐蝕掛片處理后，放在光學(xué)顯微鏡下，觀察其微觀腐蝕形貌，然后清洗掉腐蝕產(chǎn)物，計(jì)算腐蝕速率。

表4 實(shí)驗(yàn)用緩蝕劑種類Tab.4 Types of corrosion inhibitors for experiment

1.4 配伍性實(shí)驗(yàn)

兩種性能較好的緩蝕劑和阻垢劑復(fù)配之后，可能由于不配伍，降低了復(fù)配藥劑的緩蝕阻垢性能[21-22]，因此開展藥劑配伍性試驗(yàn)。將單劑篩選后的緩蝕劑和阻垢劑，按照8:1~12:1 的比例進(jìn)行混合，總質(zhì)量濃度控制在200 mg/L。將混合后的溶液在實(shí)驗(yàn)室靜置30 天，如果沒有出現(xiàn)絮凝和沉淀等現(xiàn)象，那么此種緩蝕劑和阻垢劑的配伍性好。將配伍性好的緩蝕劑和阻垢劑以不同比例復(fù)配，進(jìn)行緩蝕性能和阻垢性能的測(cè)試。

2 結(jié)果及分析

2.1 模擬井筒條件實(shí)驗(yàn)結(jié)果

N80 掛片在含有硫化氫條件下腐蝕后的微觀照片如圖4 所示。由圖4a 可以看出，腐蝕后的N80試樣表面可以看見較薄的垢膜和固體顆粒狀的腐蝕產(chǎn)物，圖4b 是N80 試樣清洗后表面的微觀形貌，浮垢和浮銹清洗后，試樣表面仍然附著有較多的垢和銹，浮垢下有明顯的腐蝕。圖4c 是銹和垢完全清除后試樣表面的微觀照片，可以看出，試樣表面呈局部腐蝕的特征，由點(diǎn)蝕變?yōu)榭游g，小坑蝕變?yōu)榇蟮目游g。掛片平均腐蝕速率為0.268 mm/a，屬于嚴(yán)重腐蝕。通過室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)可知，N80 油管在此環(huán)境中確實(shí)有發(fā)生嚴(yán)重腐蝕結(jié)垢的風(fēng)險(xiǎn)，表現(xiàn)出較為明顯的垢下腐蝕。

圖4 模擬井筒條件下腐蝕后的N80 試片F(xiàn)ig.4 N80 specimen after corrosion under simulated wellbore conditions

2.2 阻垢劑篩選結(jié)果與分析

阻垢劑可以有效阻止金屬表面垢的生成，也可以讓已經(jīng)沉積的垢層結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，使垢層變得松散，容易被沖刷掉。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5，可以看出，加入不同的阻垢劑后，垢層的沉積狀態(tài)類型有所不同。加入PAA、MA-AA、AA/AMPS 這三種阻垢劑后，試樣表面形成軟垢，垢層較為松散，容易于被沖刷。

根據(jù)A1W 井的水質(zhì)特征，選擇了五種阻垢劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表6。阻垢率從大到小依次為MA-AA（86.6%）>HPMA（84.6%）>AA/AMPS（84.2%）>PAA（82.6%）>PBTCA（81.9%）。綜合考慮垢樣沉積形態(tài)和阻垢率，優(yōu)選出HPMA、MA-AA 和AA/AMPS三種阻垢劑進(jìn)行下一步實(shí)驗(yàn)。

表5 垢層沉積狀態(tài)的比較Tab.5 Comparison of scale deposit state

表6 五種阻垢劑的阻垢率對(duì)比Tab.6 Comparison of scale inhibition rates of 5 kinds of scale inhibitors

將N80 試片放入加有三種阻垢劑的水源水中反應(yīng)，試片微觀形貌如圖5 所示。圖5a 和圖5c 分別為MA-AA、HPMA 阻垢劑中的試樣，可以看到有垢晶體生成，并且阻垢劑HPMA 中的掛片存在較明顯的點(diǎn)蝕和坑蝕，說明HPMA 緩蝕效果較差。圖5b 為AA/AMPS 阻垢劑中的掛片試樣，掛片表面干凈，沒有垢晶體，且不存在明顯的點(diǎn)蝕現(xiàn)象，因此選擇AA/AMPS 作為A1W 井的阻垢劑。

圖5 在不同阻垢劑中反應(yīng)后N80 試片的微觀形貌Fig.5 Microscopic morphology of N80 specimens after reaction in different scale inhibitors

2.3 緩蝕劑篩選結(jié)果與分析

N80 試樣在三種緩蝕劑不同濃度下的緩蝕率見表7，三種緩蝕劑均在質(zhì)量濃度100 mg/L 時(shí)達(dá)到最佳緩蝕效果。其中緩蝕劑HS-3 緩蝕性能最好，緩蝕率達(dá)到87.34%。N80 試樣腐蝕微觀形貌如圖6 所示，緩蝕劑UT2-1、PG1 中的掛片表面有較為嚴(yán)重的結(jié)垢，這些垢晶體對(duì)掛片表面的腐蝕狀況有所遮蓋，但仍能看出掛片有較為明顯的點(diǎn)蝕。緩蝕劑HS-3 中的掛片表面光亮無明顯的點(diǎn)蝕現(xiàn)象。綜合考慮緩蝕速率和掛片表面微觀形貌，選擇緩蝕劑HS-3 作為A1W 井緩蝕劑。

圖6 加入緩蝕劑后試片腐蝕后的微觀形貌Fig.6 Microscopic morphology of specimens after corrosion after adding corrosion inhibitor

表7 三種緩蝕劑在不同濃度下的緩蝕率Tab.7 Corrosion inhibition rate of three corrosion inhibitors at different concentrations

2.4 配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

把HS-3 緩蝕劑和AA/AMPS 阻垢劑這兩種篩選出來的單劑進(jìn)行配伍性實(shí)驗(yàn)，按照8:1~12:1 的質(zhì)量比進(jìn)行復(fù)配。復(fù)配后的溶液在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)靜置30 天，沒有出現(xiàn)絮凝和沉淀等現(xiàn)象，緩蝕劑和阻垢劑的配伍性好。

復(fù)配后藥劑緩蝕阻垢效果見表8。在相同的總濃度下，將緩蝕劑HS-3 和阻垢劑AA/MPS 進(jìn)行不同的濃度復(fù)配實(shí)驗(yàn)。隨著緩蝕劑HS-3 比例的增大，N80試樣腐蝕速率也隨之增大，但阻垢率隨之降低。當(dāng)緩蝕劑和阻垢率配比在11:1 時(shí)，緩蝕性能和阻垢性能都達(dá)到比較好的水平，緩蝕率和阻垢率都達(dá)到了85%以上，N80 試樣的平均腐蝕速率為0.059 mm/a，低于油田的腐蝕控制指標(biāo)（0.076 mm/a）。

表8 HS-3 緩蝕劑與AA/MPS 阻垢劑配比實(shí)驗(yàn)Tab.8 Ratio experiment of HS-3 corrosion inhibitor and AA/MPS scale inhibitor

3 結(jié)論

1）針對(duì)金縣1-1 油田水源井腐蝕結(jié)垢特點(diǎn)，通過實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出了性能良好的緩蝕劑單劑和阻垢劑單劑，篩選出的AA/AMPS 阻垢劑的阻垢率可達(dá)84.2%，篩選出的HS-3 緩蝕劑的緩蝕率可達(dá)87.3%。

2）緩蝕劑和阻垢劑配伍性實(shí)驗(yàn)表明，HS-3 緩蝕劑和AA/AMPS 阻垢劑兩種單劑的配伍性較好。將HS-3 緩蝕劑和AA/AMPS 阻垢劑復(fù)配，當(dāng)緩蝕劑和阻垢劑的質(zhì)量比為11:1 時(shí)，緩蝕率可達(dá)87.7%，阻垢率可達(dá)94%，可滿足油田防腐阻垢控制指標(biāo)。