川西须家河组气井缓蚀剂的优选及评价

(中石化西南油气分公司川西采气厂，四川 德阳 618000)

川西须家河组气井缓蚀剂的优选及评价

郑 凤

(中石化西南油气分公司川西采气厂，四川 德阳 618000)

川西须家河组气藏为高温、高压、含CO2腐蚀性介质的有水气藏，且产出水矿化度高，早期开采气井在生产过程中出现严重的腐蚀现象，影响了气井的正常生产。针对该气藏气井的腐蚀情况，通过室内模拟实验，采用失重法及电化学法筛选了对油管管材(N80钢)有较好缓蚀效果的缓蚀剂HGY-9。HGY-9缓蚀剂是一种阳极抑制型缓蚀剂，当缓蚀剂浓度为50mg/L时就能达到缓蚀目的，当缓蚀剂浓度为100mg/L时达到最佳缓蚀效果，气井连续加注缓蚀剂后，产水中铁离子含量明显降低，气井生产管柱得到了有效保护，为该气藏的安全开发提供了技术支持。

须家河组气藏 油管 CO2腐蚀 缓蚀剂 优选 评价

0 前言

缓蚀剂是一种添加于腐蚀介质中的添加剂，通常只要少量添加于腐蚀介质中，就可以大大降低腐蚀速率。缓蚀剂可直接投加到腐蚀系统中，具有操作简单、见效快和保护整个系统的优点，因此，加注缓蚀剂成为控制生产油气井腐蚀行为最为有效的方法[1,2]。本文针对川西须家河组气井腐蚀环境，进行了缓蚀剂的优选及评价，为该气藏的安全开发提供技术支持。

1 川西须家河组气井腐蚀情况

川西须家河组气藏拥有丰富的天然气资源。气藏地层压力为50~90MPa，产层温度为120~140℃，产出流体中含有一定量的CO2(CO2占气体总量的1.25%)，气井在生产过程中不同程度产水，在气井产地层水阶段，Cl-离子浓度一般为50000mg/L，总矿化度一般为80000mg/L左右。因此，该气藏为高温、高压、含CO2腐蚀性介质的有水气藏，且产出水矿化度高。

早期开采须家河组气井在生产过程中出现严重的腐蚀现象。CH100井，井深4712m，生产不到4年的时间，修井时发现油管已断裂为4段，井口至1700米油管内外壁腐蚀穿孔8处，最大穿孔直径20mm。CH127井，修井时发现油管腐蚀穿孔及断裂多处，采油树也因腐蚀严重而不得不进行更换，见图1。CH137井，2003年修井时发现6处油管腐蚀断落，在最薄处，壁厚不足2mm，见图2。X851井，2000年投产，2002年因油管脱落封井，封井后发现油管悬挂器内壁大面积冲刷腐蚀严重，最大腐蚀深度达5~6mm，连接处、变径处腐蚀极为严重，阀门体、弯管存在部分腐蚀；节流针阀存在蚀坑裂纹20mm，地面弯管、直管内壁腐蚀深度1.0~2.0mm。油管悬挂器的宏观腐蚀形貌为局部腐蚀[3]，见图3。

图1 CH127井腐蚀照片

图2 CH137井腐蚀照片

气井管柱腐蚀影响气井正常生产，严重制约了川西气田须家河组气藏的开发。为此，通过实验研究优选出效果理想的缓蚀剂，使得气井腐蚀问题得到有效控制，为气藏安全开发提供技术支撑。

图3 X851井腐蚀照片

2 缓蚀剂优选

针对川西须家河组气井腐蚀介质特征，在广泛调研基础上，引进了IMC-80-N(主要成分是咪唑啉、炔氧甲基季铵盐)、IMC-80-ZS(主要成分是炔氧甲基胺和炔氧甲基季铵盐)、IMC-80-BH(主要成分是咪唑啉、芳香胺、炔氧甲基季铵盐)、IMC-871-W(主要成份是咪唑啉及其衍生物、炔氧甲基季铵盐)、IMC-871-GX(主要成分是炔氧甲基胺及醚类化合物)、HGY-9(主要成份是咪唑啉酰胺和有机胺类化合物)、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)进行室内缓蚀效果筛选评价[4-6]。

2.1 失重法筛选缓蚀剂

试验采用静态全浸悬挂法，每组实验中气相与液相分别选用3个试样作平行测试，25℃下实验周期为7天。缓蚀剂对饱和CO2的模拟气井产出水中N80钢的失重试验结果见表1。

表1 常温常压下的失重试验结果

从表1可以看出，在本实验条件下，能将腐蚀速率减小到0.076mm/a的缓蚀剂有以下几种：IMC-871-GX、HGY-9、HGY-10、IMC-80-BH、IMC-80-N和IMC-80-ZS，其中HGY-9缓蚀率最高，且试验过程中溶解性也很好。因此，选择HGY-9缓蚀剂进行进一步评价实验。

2.2 电化学法评价

通过模拟川西须家河组气井腐蚀环境，采用Parstat 2273电化学工作站对HGY-9缓蚀剂进行试验。工作电极在含有不同浓度缓蚀剂模拟气井腐蚀介质中浸泡2h后，首先测定开路电位，待开路电位稳定后进行交流阻抗和极化曲线测试。其中交流阻抗测试时，扰动电位为5mVvs.OCP，频率范围95kHz~10mHz；极化曲线测试时的扫描速度为0.166mV/s，扫描方式是从阴极向阳极的全程扫描，扫描范围为-200~200mV vs. OCP。实验测得N80钢在添加不同浓度HGY-9缓蚀剂时的极化曲线和交流阻抗图如图4。

图4 N80钢在空白样和加有不同浓度缓蚀剂HGY-9饱和CO2溶液中极化曲线图和交流阻抗

由图5可看出：随着缓蚀剂浓度增加，体系自腐蚀电位漂移幅度相差不大，自腐蚀电位趋于稳定，腐蚀电流密度明显减小，说明此缓蚀剂对腐蚀过程的阳极反应的抑制作用明显大于阴极反应；随着极化电位的继续增加，出现阳极溶解加速区，由此可以认为该缓蚀剂是一种以阳极抑制为主的吸附型缓蚀剂。当缓蚀剂浓度为100mg/L时高频容抗弧达到极值，说明此时缓蚀剂达到最佳缓蚀效果，随缓蚀剂浓度进一步增加，高频容抗弧减小，这与缓蚀剂的阳极脱附有关。当用量为50mg/L时其缓蚀率就能达到85%左右。因此，该缓蚀剂效果理想。

由图6可看出，在极值浓度下，浸泡不同的时间其交流阻抗图谱不同。随时间的延长，高频容抗弧半径逐渐增加，说明反应的阻力有所增加，这与缓蚀剂在金属表面逐渐吸附有关。添加缓蚀剂的体系的交流阻抗与空白溶液相比出现了Warburg阻抗直线，呈现扩散控制特征。同时，在成膜20小时后，EIS中容抗弧半径最大，说明随时间的延长吸附膜不断形成和完善，20小时后膜层已经比较致密[7]。

图5 腐蚀电流密度和HGY-9缓蚀效率随浓度变化规律

图6 N80钢在100mg/L HGY-9模拟饱和CO2溶液中浸泡不同时间时的交流阻抗图

2.3 缓蚀剂热稳定性实验

多数有机化学物质在高温下分子裂解，或与其他有机物聚合产生高分子聚合物，最终影响物质性能。川西须家河组气藏地层温度高达130℃，缓蚀剂加注后将吸附在油管壁，停留很长时间；缓蚀剂的热稳定性能直接决定其对气井管柱的缓蚀剂效果。实验室通过配制已知浓度缓蚀剂溶液，在130℃条件下加热数小时，测量缓蚀剂浓度变化情况，以此辨别缓蚀剂的热稳定性，见图7，可以看出HGY-9缓蚀剂浓度在高温下不随加热时间变化，具有较强的稳定性，适合川西须家河组气井应用。

图7 HGY-9缓蚀剂加热后浓度变化曲线

2.4 缓蚀剂配伍性试验

缓蚀剂属于高分子化合物，在高温高压的条件下，可能与地层水中的有机分子及固相颗粒结合形成高粘絮状物以及漂浮物，造成油管堵塞，必须对缓蚀剂与地层水进行配伍性实验。将地层水与缓蚀剂按比例配成溶液加热，观察溶液并测试其流变性。试验结果表明，混合溶液粘度无明显变化，缓蚀剂与地层水具有良好的配伍性。

通过失重法、电化学法及热稳定性实验及配伍性实验分析，HGY-9缓蚀剂对控制川西须家河组气井腐蚀具有较理想效果，因此现场选择加注HGY-9缓蚀剂。

3 缓蚀剂现场应用效果监测评价

川西须家河组气井产出水成弱酸性，气井管柱产生腐蚀后，主要以Fe2+离子形态进入介质中，为有效评价缓蚀剂现场防腐效果，采用产出液Fe离子浓度监测川西须家河组气井缓蚀剂防腐工艺效果。

(1) X22井缓蚀剂采用高压泵间歇加注方式，加注量为30Kg,加药周期为10天，加注缓蚀剂后铁离子浓度变化如图8。由图8可以看出缓蚀剂加注后气井产出水中铁离子浓度与铁离子总量均存下降趋势，铁离子浓度由268mg/l下降至82mg/l，铁离子总量由265g下降至85g。

(2) X5井缓蚀剂采用高压泵间歇加注方式，加注量为25Kg，加注周期为10天。加注缓蚀剂后铁离子浓度由1000mg/L下降至目前的150mg/L；总铁含量由835g下降至135g。从铁离子变化趋势看气井产出水中的铁离子浓度与含量均下降，缓蚀剂防腐工艺取得较好效果，见如图9。

图8 X22井产出水铁离子含量变化曲线

图9 X5井产出水铁离子含量变化曲线

根据川西须家河组气井采取加注缓蚀剂防腐工艺措施的气井产出水中铁离子浓度监测表明：气井连续加注HGY-9缓蚀剂后，产水中铁离子含量明显降低，气井生产管柱得到了有效保护。

4 结论

a)室内模拟实验表明，HGY-9缓蚀剂对川西须家河组气井腐蚀环境下的N80钢具有较好的防腐效果。

b)HGY-9缓蚀剂是一种阳极抑制型缓蚀剂，当缓蚀剂浓度为50mg/L时就能达到缓蚀目的，当缓蚀剂浓度为100mg/L时达到最佳缓蚀效果。

c)气井连续加注HGY-9缓蚀剂后，产水中铁离子含量明显降低，气井生产管柱得到了有效保护。

[1] 宋伟, 冯小波等. 重庆气矿井下油管腐蚀及缓蚀剂的应用[J]. 腐蚀与防护, 2005, (26)8: 347-350.

[2] 王一兵, 蒲洪江.新851——高温高压高产气井的新探索[M]. 北京: 中国石化出版社, 2005, 187-190.

[3] SY/T 5273-2000 油田采出水用缓蚀剂性能评价方法.

[4] 颜红侠, 张秋禹, 张军平等. 油气开发中CO2腐蚀及其缓蚀剂的选用. 应用化工, 2002, 31(1): 7-11.

[5] 上官昌淮, 李天雷, 曹晓燕等. 油田采出水缓蚀剂合成筛选研究.天然气与石油, 2011, 29(6): 70-72.

[6] 曹楚南, 张鉴清. 电化学阻抗谱导论[M]. 北京: 北京科学出版社, 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">文章编号：1008-7818(2014)03-0075-04

1008-7818(2014)03-0075-04

郑凤 (1979－) , 女，四川自贡人，高级工程师，硕士，主要从事气田腐蚀与防腐研究工作。